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《中石油力降成本初步实现页岩气效益开发》

  • 来源专题：油气开发与利用
  • 编译者： cncic
  • 发布时间：2017-11-17

  •        美国页岩气革命改变了美国的能源格局, 使其一跃成为世界第一大天然气生产国。我国正处于能源转型的关键阶段, 近年来发展天然气等清洁能源呼声渐高, 这为我国页岩气规模化开发提供了难得的机遇。记者近日在我国西南页岩气主产区了解到, 经过多年探索, 目前中石油等企业的页岩气开采成本已大幅降低, 3500米以浅页岩气资源初步实现规模效益开发。 随着环保压力的持续增加, 加上自 2014年下半年以来国际油价持续低迷, 我国油气企业加快了天然气勘探开发的步伐。根据最新公布的财务数据, 2016年, 中石油国内天然气产量占其国内油气产量总当量的比例达到39.6%, 占全国天然气总产量的比例达到73.2%。这其中, 页岩气的突破性进展可圈可点。截至2016年底, 中石油长宁-威远、昭通两个国家级页岩气示范区已建成配套产能30亿立方米, 2016年产量超过28亿立方米, 较2015年翻了一倍多。

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相关报告

  • 《国内最大页岩油示范基地实现规模效益开发》
    • 来源专题：油气开发与利用
    • 编译者：cncic
    • 发布时间：2020-05-28
    • 截至5月24日，长庆油田页岩油华H40平台开展双机组拉链式压裂，实现单机组日均压裂4.5段连续作业。其间最高“瞬时速度”连续24小时压裂18段、总入地液量2.78万立方米、总加砂量2950立方米，较去年数据翻番，刷新国内单平台压裂工程效率纪录。　　在“技术+管理”双轮驱动下，国内最大页岩油示范基地实现质量效益双提升。　　鄂尔多斯盆地页岩油资源量占盆地总资源量的25%，是长庆油田未来最现实的接替资源。长庆页岩油的含油储层极其致密，主要渗流喉道半径相当于一根头发丝直径的1/30，被称为“磨刀石中的磨刀石”。　　在当前低油价下，页岩油的经济有效开发，将是保障国家能源安全，实现油田高质量发展的突破口。　　面对这块难啃的“硬骨头”，长庆油田联合科研院所、工程服务及生产单位，构建勘探开发一体化、地质工程一体化、科研生产一体化管理流程，实现多学科大兵团联合作战。从“方案设计、产能建设、生产管理、评价优化”，实现方案单审、投资单列、成本单核、产量单计、效益单评，构建了页岩油全生命周期项目开发管理体系。　　科技创新是实现页岩油开发从“高成本挑战”变为“低成本优势”的关键。依托国家示范工程，长庆油田开展了页岩油新技术和新工艺现场试验852井次，创新形成了以“水平井+体积压裂”为核心的五大技术系列18项配套技术。　　综合运用地质、地震、测井等多学科研究方法，优选平面、纵向和水平段“甜点”，优质油层钻遇率达到80%，水平井储量控制程度提高至90%。　　同时，瞄准地下油层发育情况，合理优化水平井井距，采用多层系立体布井技术，最大限度提高平台井数和储量动用。仅此一项，百万吨产能节约土地1400亩。　　在钻井提速方面，采用三维优快钻完井技术，平均钻井周期缩短至19天以内，较前期降低了36.8%。通过联合技术攻关，创新形成了以“三维剖面设计+实钻轨迹控制”为核心的大井丛钻井技术，井数由从以前的6口增加到20口，水平段长突破至4088米，创中国陆上最长水平段纪录。　　国内陆上页岩油最大水平井平台——长庆陇东华H60平台，以探索大井丛效益建产模式为目的，开展“超小井场、超大井丛”钻井技术攻关和平行最大主应力方向水平井布井试验。今年将在一个平台上突破22口井。　　面对黄土塬干旱缺水、沟壑纵横的特点，以“平台小工厂、区域大工厂”的建设思路，就近储砂蓄水、连续加砂输水，探索形成了具体长庆特色的黄土塬地貌工厂化作业新模式。　　目前，示范区预计单井最终累计可采超方案设计20%，页岩油产建百万吨投资较2017年以前非常规开发下降约48%，这标志着长庆油田已全面实现长7页岩油规模有效开发。
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  • 《中国页岩气资源调查报告》
    • 来源专题：岩土力学与工程信息资源网
    • 编译者：赵晏强
    • 发布时间：2018-05-20
    • 国土资源部中国地质调查局2015年6月10日发布了《中国页岩气资源调查报告（2014）》。报告显示，截至2014年，我国累计投入230亿元，钻井780口，设置探矿权54个，探获页岩气三级地质储量近5000亿立方米。 [1] 中国地质调查局召开页岩气资源调查评价座谈会，发布《中国页岩气资源调查报告（2014）》。记者了解到，我国页岩气勘查开发企业已率先在四川盆地取得页岩气勘探突破，已探明首个千亿立方米整装页岩气田，勘查开发技术已基本实现了国产化，开始进入规模化开发初期阶段。 国土资源部组织开展的全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选结果显示，我国页岩气地质资源量134万亿立方米，可采资源量25万亿立方米。截至2014年底，累计投资230亿元，在重庆涪陵、四川长宁、威远等地取得重大突破，获得页岩气三级地质储量近5000亿立方米，其中探明地质储量1067.5 亿立方米，建成产能32亿立方米/年，累计生产页岩气15亿立方米（2014年生产页岩气13 亿立方米）。 报告指出，我国页岩气资源潜力巨大，可采资源潜力居世界前列，勘查开发点上取得重大突破、技术装备基本实现国产化，多元投资勘查局面已经形成。但同时，富集规律不清、面上尚未展开、核心技术尚需攻关、监督机制尚待完善仍是当前我国页岩气勘查开发所面对的难题。目前，国土资源部积极推进页岩气勘查开发技术标准的制定，已经初步形成了技术标准体系。在页岩气开发实践中，石油公司借鉴已有的国家、行业和企业标准，形成了钻井工程、采气工程、健康安全环保等百余项技术规范和标准。 报告指出，我国在页岩气钻完井技术研究方面研究起步较晚，但进步较快。目前我国页岩气勘查开发技术及装备基本实现国产化，水平井成本不断下降，施工周期不断缩短。通过技术引进、消化吸收和攻关，我国基本掌握了页岩气地球物理、钻井、完井、压裂和试气等页岩气勘查开发技术。3500米以浅水平井钻井及分段压裂熟练作业，具备水平井分段压裂段多达22段、长达2130米的能力。自主研发的可移动式钻机、3000型压裂车等设备，以及页岩气“甜点”预测软件，在勘查开发中取得较好的应用效果。水平井钻完井周期从150天减少到70天，最短46天，水平井单井成本从1亿元下降到5000万元～7000万元。
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