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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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  • 《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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  • 《改变能源结构 发展页岩气刻不容缓》
    • 来源专题：油气开发与利用
    • 编译者：cncic
    • 发布时间：2017-11-17
    •       页岩气革命推动下，美国天然气产量的快速增长是过去三十年来世界能源生产端最大的成就之一。2000年，美国页岩气产量仅118亿立方米，随着页岩气勘探开采技术的突破，特别是2007年之后优质页岩资源相继开发，美国页岩气产量大爆发，2013年产量超过3000亿立方米，而同年中国天然气总消费量仅为1700亿立方米。由于页岩气的放量增长，美国在2011年超越俄罗斯，成为世界最大的天然气生产国。        从全球范围来看，美国是唯一实现页岩气大规模开采使用的国家，其他国家到目前为止产量都不大。但是美国页岩气的成功开发和商运在世界范围内起到了很大的示范作用，刺激了全球开发页岩气的热情。中国亦制定雄心勃勃的页岩气发展规划、两轮页岩气招标、页岩气补贴、相对市场化的页岩气销售定价等，旨在刺激页岩气发展，但是，2013年以来国际油价大幅度下行导致中国页岩气发展基本上处于停滞状态。整个“十二五”期间，我国天然气消费平均增长速度仅为7%。《天然气发展“十三五”规划》对天然气占一次能源的消费比例提出要求——力争提高到10%左右，使得页岩气发展重归视线。《能源发展“十三五”规划》提出，2020年我国能源消费总量控制在50亿吨标煤以内，如果按天然气10%的比重，天然气消费量折算约为3700亿立方米，在2015年天然气消费量的基础上按照复合增速算，年平均需求增速要达到约13%。        中国在2006年成为天然气净进口国，国内产量增长一直跟不上需求增长，导致进口量持续攀升，2016年对外依存度大致为33%，而2020年对外依存度则可能超过40%。目前，国内的天然气需求主要从三个方面来满足：第一是自产天然气；第二是中亚和俄罗斯等通过长输管网进口的天然气；第三是从东南沿海进口的LNG。由于天然气主要依靠管道进口，受区域分布的影响，天然气管道进口基本上局限在周边几个国家，受地缘政治和地区安全的影响很大，天然气对外依存度对能源安全和国计民生的影响将更甚于石油。        对于中国来说，非常规天然气（主要包括煤层气和页岩气）的发展非常重要。美国页岩气成功的诱惑力很强，如果中国页岩气能有美国2013年产量，就可以满足2020年天然气占能源结构10%的要求，不仅有利于雾霾治理，还可以支持低碳经济转型。 中国页岩气资源非常丰富。       根据EIA的2011年调查结果，中国页岩气技术可采储量达31.6万亿立方米，为世界第一，占全球14.3%，是中国常规天然气储量的近10倍。但目前仍处于页岩气开采的初级阶段，很多勘探信息还不明朗，加上技术薄弱、水资源不足、基础建设滞后和体制机制制约，以及近年来国际油气价格低迷、页岩气投资庞大等原因，2015年产量仅为46亿立方米。 美国页岩气开采的成功经验、中国储量丰富的页岩气资源以及即将到来的天然气供应紧张形势，为中国页岩气的发展提供了必要性和可能性。但是，要把页岩气革命从美国复制到中国，中国需要探索走出自己的页岩气开发之路。目前页岩气技术可能主要来自美国，中国需要通过技术进步和适合的商业模式来降低成本。投资（参与）是否踊跃，直接决定了技术和商业模式进步的速度。 政府需要从政策上鼓励页岩气投资，还需要通过体制和价格改革配合投资鼓励政策。        笔者建议，从以下几个方面努力： 首先是天然气管网问题，这包括基础设施和监管体制两个方面。一是中国管道建设起步较晚，据估算到2015年管道长度也仅达到10万公里左右。而美国已有天然气管道55万公里。中国需要加快天然气管网基础设施建设，一方面减缓迅速上升的天然气需求对管网运输的压力，另一方面也有利于页岩气外输利用和开拓下游市场。二是要克服体制障碍，实现气源无歧视准入。未来民营企业在页岩气开采出来后，如何能够顺利运输到终端是一个影响投资因素。管网分开、管运分离是市场化改革的大方向，现阶段政府需要加强监管，既包括运输商对供应商实施无歧视准入的监管，也包括对管道运输价格的监管。 其次是开发产权必须得到理顺和保障。页岩气开采需要巨大的资金投入。如果按照《页岩气发展规划（2016-2020年）》提出的2020年页岩气产量300亿立方米测算，未来几年内可能需要投入2000亿元。目前确立了页岩气独立矿种的地位，同时允许民企参加页岩气探矿权招标，确实有利于各种资本投入。        但从2011年以来进行的两轮页岩气招标看来，招标区块的地质条件和资源储量都难以激起民营企业的进入热情。因此，进一步推进页岩气的大规模商业开发应用，需要解决目前存在矛盾，防止出现有开发权的企业缺乏积极性、有积极性的企业却又开发不了的局面，煤层气发展就经历过这样的问题。 第三，页岩气发展需要破解资源环境制约。减少页岩气对环境的影响主要从技术和政策两个方面着手。从技术层面上看，研究水力压裂的替代技术，防止页岩气开采对水资源的过度消耗。同时采用更严格的技术规范和标准控制甲烷及其他气体污染物的排放。从政策层面上看，一方面要完善环境影响的评价机制，将页岩气资源的勘探开发与区域水资源规划和环境影响评价相结合，综合评估开发的可行性。另一方面，也要加强环境法律法规的建设，促进环境监测与信息公开。确保将污染物控制在生态环境可接受的范围内，并及时公开监测信息，消除大众对环境的担忧。
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