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【論文】龍勝祥等:論中國頁巖氣“十四五”發展思路與目標

專題網友投稿2022-07-06A+A-

【論文】龍勝祥等:論中國頁巖氣“十四五”發展思路與目標

ECF國際頁巖氣論壇
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chinashalegas

頁巖油氣、致密油氣、煤層氣等非常規能源與常規能源研究平臺,提供能源咨詢、調研、科技評價與信息服務。

收錄于合集

以下文章來源于天然氣工業 ,作者龍勝祥

天然氣工業 .

創刊于1981年,是由中國石油西南油氣田公司、川慶鉆探工程有限公司聯合主辦的學術期刊。關注地質勘探、開發工程、鉆井工程、集輸加工、安全環保、經濟管理等多個領域。Ei檢索、CSCD核心、中文核心、中國科技核心、入選中國科技期刊卓越行動計劃。

摘要:  經過10 余年的勘探開發攻關和實踐,中國頁巖氣產量實現了從無到有,從小到大的跨越式發展,“十三五”期間中國頁巖氣商業化開發駛入快車道,2020 年頁巖氣產量達200×108 m3,是僅次于美國的全球第二大頁巖氣生產國,并形成了以四川盆地及其周緣海相頁巖氣為代表的商業化開發示范區。

為討論分析中國頁巖氣“十四五”方向,從“十三五”頁巖氣規劃完成及取得成果,頁巖氣發展的資源基礎等方面對未來中國頁巖氣的發展思路和目標進行了科學的分析和研判,研究結果表明:①“十三五”期間雖然規劃指標完成不高,但在四川盆地中淺層區海相五峰組—龍馬溪組頁巖氣實現了全面開發;四川盆地深層海相頁巖氣及盆地外復雜構造常壓區海相頁巖氣實現了有效開發;海陸過渡相頁巖氣和陸相頁巖氣領域勘探實現了突破或見到好的苗頭;②“十四五”期間,我國頁巖氣具有快速發展的豐富資源基礎,研發適合我國各地區各層系海相、陸相和過渡相頁巖氣的勘探開發技術、大功率裝備以及工具和材料,快速推進老區立體深度開發和新區新層系勘探開發突破,力爭2025 年頁巖氣產量達400×108 ~ 450×108 m3;③為保障目標實現,能源企業需要進一步優選勘探開發目標及實施方案,發展高效低成本鉆井、壓裂、采氣工程等技術,加大產能建設工程投資,并加強外輸管網建設,繼續開展地貌復原、鉆井液和返排液回收處理與重復利用、鉆井巖屑資源化利用等工作。

結論認為,我國雖然頁巖氣資源豐富,開發潛力巨大,但在制定國家頁巖氣“十四五”及中長期發展規劃時,要充分考慮所面臨的困難和挑戰,制定切實可行的發展思路和目標,切忌盲目追求高指標高速度發展。

關鍵詞:  中國頁巖氣;深層海相頁巖氣;常壓頁巖氣;海相;陸相;海陸過渡相;商業化開發;“十四五”發展目標;保障措施

論中國頁巖氣“十四五”發展思路與目標

龍勝祥 1,2  盧   婷 1,2  李倩文 2

楊國橋 3  李東暉 2

1. 中國石化頁巖油氣勘探開發重點實驗室 2. 中國石油化工股份有限公司石油勘探開發研究院 3. 中國石油化工股份有限公司石油勘探開發研究院 無錫石油地質研究所

0   引言

頁巖氣作為一種清潔能源,自2009年前后中國石化、中國石油開始投入勘探評價工作量以來,其發展規劃即受到國家重視,國家能源局等國家部委先后于2012年3月13日和2016年9月14日印發了頁巖氣五年發展規劃 [1-2] 。同時相關專家學者針對全國頁巖氣“十三五”發展規劃也開展了大量研究工作。潘繼平等 [3] 綜合預測2020年頁巖氣產量將超過200×10 m 3 。龍勝祥等 [4] 提出2020年頁巖氣產量可達到(200~300)×10 m 3 ,其中涪陵、長寧—威遠、昭通和富順—永川等4個區塊的埋深小于3 500 m的有利區,可累計鉆井2 000口,2020年產量達到低限200×10 m 3 /a;高限高出的100×10 m 3 產量需要深層海相頁巖氣、陸相頁巖氣、構造復雜區常壓頁巖氣的工程技術攻關取得一些突破,新建一批產能來實現。于智博等  [5] 預計到2020年,川渝地區的頁巖氣總產量可望達到250×10 m 3 。趙群等  [6] 提出2020年全國頁巖氣產量可達到200×10 m 3 。關于“十四五”全國頁巖氣發展,鄒才能等  [7] 提出2025年全國頁巖氣年產量可以達到300×10 m 3 。筆者通過涪陵、彭水兩個示范工程項目研究以及相關調研,總結我國“十三五”頁巖氣發展規劃執行情況及主要成果,分領域研究了中長期頁巖氣發展的資源基礎,提出了“十四五”發展目標及其保障措施。

1  “十三五”規劃完成情況及主要成果

按照2016年9月14日國家能源局印發的《頁巖氣發展規劃(2016—2020年)》 [2] ,2020年頁巖氣產量力爭實現300×10 m 3 。從目前不同渠道數據統計看,我國2020年頁巖氣產量略超過200×10 m 3 ,雖僅完成上述規劃指標的67%,但頁巖氣勘探開發取得的成績是巨大的,主要表現在:在川東南—川南地區下古生界建成200×10 m 3 /a的大型海相頁巖氣生產基地,并橫向上向四川盆地深層和盆地外復雜構造區逐步推進,縱向上針對上古生界和中生界實現了多點勘探突破(圖1),鄂爾多斯盆地和松遼盆地等地區也已經取得有一些勘探和試采成果。主要成果如下。

圖1  四川盆地頁巖氣勘探開發現狀示意圖

1.1  四川盆地五峰組—龍馬溪組中淺層區海相頁巖氣實現了規模有效開發

通過涪陵、長寧—威遠及昭通等國家級頁巖氣示范區建設,3 500 m以淺地區的五峰組—龍馬溪組頁巖氣有效開發技術政策和工程技術進一步完善,保證了該領域全面建設、穩定生產及逐步立體開發調整。從不同渠道信息綜合,2020年上述3個示范區頁巖氣產量約193×10 m 3 ,其中涪陵頁巖氣田在2015年底建成產能50×10 m 3 /a基礎上,通過在老區下部優質頁巖段加密調整井、上部層段有效開發和江東、平橋、平橋南斜坡等新區塊(包括局部的深層區和構造復雜常壓區)規模建設產能,保障了產量持續上升,2020年產量約78×10 m 3 ;長寧頁巖氣田和威遠頁巖氣田在2015年形成產量約20×10 m 3 /a的基礎上,快速擴展開發面積,產量達到101.1×10 m 3 (包括瀘州、渝西等地區少量深層頁巖氣產量) [8-9] ;昭通頁巖氣田2015年產量約5×10 m 3 ,2020年產量快速增加,達到15×10 m 3 [9]

1.2  四川盆地五峰組—龍馬溪組深層區海相頁巖氣開發突破效益關

四川盆地3 500 m以深地區五峰組—龍馬溪組頁巖氣領域分布廣,資源潛力遠比中淺層領域大,且在“十二五”期間就已實現勘探突破。但是,該領域處于高溫高壓、高地應力、上覆2 000 m左右陸相地層之地質條件,加之四川盆地西部地區小層發育特征、礦物成分與川東南涪陵頁巖氣田等存在較大差異性,導致水平井最佳靶窗收窄、套管變形、工程技術難度大和成本高,幾年攻關均未實現效益開發;在前期成果基礎上,“十三五”期間中國石化和中國石油均加大了深層頁巖氣效益開發技術攻關力度,逐步發展了電驅鉆機及精確制導技術,優化鉆井液和防套管變形技術,實施縮小井間距和密切割壓裂,強化悶井和初期產水量控制等,終于在2018 年以后取得了深層區頁巖氣開發效益突破。截至2020 年底,中國石化在威榮頁巖氣田提交探明儲量1 246.78×10 m 3 ,完成一期10×10 m 3 /a 產能建設并正在開展二期20×10 m 3 /a 產能建設,同時在永川、丁山兩頁巖氣田進行試驗井組開發和評價,2020 年合計產氣約6.7×10 m 3 ;同期中國石油也建設了3 個深層試采區, 在威遠南實現了深層開采,在瀘203 井區進行了開發井組試驗,在渝西地區進行試采 [10] ,雖2020 年合計產量不高(已納入長寧—威遠合計頁巖氣產量中), 但已呈現快速增長趨勢。

1.3  南方復雜構造常壓區五峰組—龍馬溪組海相頁巖氣初步實現效益開發

在南方廣大地區,發育五峰組—龍馬溪組等多套頁巖氣層系,經過地質調查局、中國石化和眾多單位的勘探和研究,確定資源十分豐富。但由于這些地區經過多期構造運動改造,特別是燕山中晚期以來劇烈構造變形,主要發育高陡背斜、殘余向斜和大量各級次斷裂,導致頁巖氣資源分布復雜且普遍為常壓甚至低壓系統。這些地區基本為高山—丘陵,重巒疊嶂,山高谷深,加之碳酸鹽巖裸露和喀斯特地貌, 這種地下、地表“雙復雜”使頁巖氣效益開發面臨頁巖氣藏描述和有利目標圈定難度很大,鉆進軌跡控制難度大且優質頁巖鉆遇率偏低,需要大幅度降低工程成本等嚴峻挑戰。直到“十三五”后期,中國石化依托國家重大科技專項《彭水地區常壓頁巖氣勘探開發示范工程》等項目,研究總結了復雜構造區常壓頁巖氣形成機制和富集規律,采取變密度地震采集和創新性的地震處理—解釋技術、二開井身結構和“大+ 小鉆機”組合鉆井、“低濃度+ 砂混陶+ 密切割+ 強改造”壓裂等措施,在優選目標、提高單井產量和降低成本等方面取得了顯著成果,在南川—彭水地區實施10 口探井和評價井,全部獲得工業氣流, 同時部署的開發井測試產量也介于(7 ~ 89.5)× 10 m 3 /d, 平均15×10 m 3 /d 左右,2020 年已累計生產頁巖氣約2.0×10 m 3 (已納入涪陵頁巖氣產量中),達到效益開發水平。目前該區平橋南斜坡—陽春溝南斜坡已提交探明儲量1 446.58×10 m 3 ,落實22.2×10 m 3 /a 產建區;在該區東部武隆向斜正在實施開發井組實驗,以及渝南—黔北的彭水向斜、道真向斜勘探獲工業氣流(圖2)。其他單位在黔北安場向斜 [11]  以及宜昌地區探井、評價井 [12]  獲得工業氣流, 并正在進行少量開發井組試驗,形成穩步推進之勢。

圖2  渝南黔北地區殘留向斜及其勘探開發現狀示意圖

1.4  陸相和海陸過渡相頁巖氣領域已有勘探成果

四川盆地陸相頁巖氣資源十分豐富,已在川西地區上三疊統須家河組五段,以及川東北、川東南— 鄂西渝東的下侏羅統自流井組(主要是東岳廟段、大安寨段)和中侏羅統千佛崖組取得了一批工業(油) 氣流井和研究進展 [13-16] 。根據朱彤 [17] 、陳冬霞等 [18]  的資料整理發現(表1),四川盆地陸相富有機質頁巖段一般形成暗色泥頁巖與介屑灰巖、灰色碳質泥頁巖、砂巖、煤層的不同類型巖石組合, TOC  雖比龍馬溪組頁巖低,但平均值也在1.15% 以上,部分富有機質頁巖也屬于 TOC  ≥ 3.0% 的優質頁巖; R 變化范圍大,介于1.1% ~ 1.83%,為油氣—濕氣演化階段;埋深560 ~ 4 300 m。目前涪陵北部、建南、元壩和川西均有工業(油)氣流井,落實了資源。此外,四川盆地東北部及中部—東南部還廣泛發育一套上二疊統龍潭組( 或吳家坪組) 海陸過渡相富有機質頁巖,厚60 ~ 100 m,埋深從川東北5 000 ~ 6 000 m,向南逐步抬升至川東南1 000 ~ 3 500 m, TOC  平均3.23%, R 介于1.96% ~ 2.40%,石英含量平均22.1%,黏土礦物含量平均48.3%,碳酸鹽巖礦物含量平均13.9%,已有10 余口井氣測顯示良好,特別是達州—宣漢地區明1 井,測試獲(3.02 ~ 3.85)× 10 m 3 /d 的工業氣流,證實其頁巖氣地質條件比較優越 [19-21]

表1  四川盆地典型地區陸相頁巖氣基本地質特征表

鄂爾多斯志丹—甘泉一線西南部延長組長7 段陸相富有機質頁巖厚度一般大于60 m, TOC  一般 大于 2%, R o 一般高于1.0%,頁巖含氣量較大,現已完鉆頁巖氣井69口,初步落實頁巖氣地質儲量1 600×10 m 3 ,是陸相頁巖氣勘探開發有利區 [22-24] 。鄂爾多斯盆地還廣泛沉積了石炭系—二疊系海陸過渡相地層,發育多套富有機質頁巖,累計厚度平均近100 m,其中山西組二段頁巖單層最大厚度可達50 m, TOC 主要為1%~3%,頁巖氣資源潛力較大,并為鄂頁1井等9口工業氣流探井所證實 [25-26] 。另外,中國石化在松遼盆地白堊系陸相頁巖中也有蘇2井等獲得3×10 m 3 /d以上的工業氣流 [27]

2   “十四五”發展思路與目標

2.1  中國頁巖氣發展的資源基礎分析

我國具有多套頁巖氣層系,分別發育在不同的大型盆地和地區,而且我國頁巖氣可分為海相、海陸過渡相和陸相3種發育環境類型。海相頁巖氣主要發育在中上揚子地區(特別是四川盆地及周緣地區)震旦系、寒武系和奧陶系—志留系,塔里木盆地的寒武系和奧陶系,楚雄盆地和麻陽盆地寒武系,黔南坳陷和桂中坳陷的泥盆系,南盤江坳陷石炭系—二疊系;海陸過渡相頁巖氣主要發育在華北、西北的石炭系—二疊系和四川盆地及周緣的二疊系;陸相頁巖氣主要發育在四川盆地上三疊統和中下侏羅統,鄂爾多斯盆地上三疊統,準噶爾盆地和吐哈盆地的二疊系和中新生界,塔里木盆地三疊系和侏羅系,松遼盆地白堊系,渤海灣盆地和柴達木盆地的中新生界(圖3)。

圖3  中國各類型富有機質頁巖主要分布示意圖

據2016年6月13日國土資源部新聞發布會發布的《2015全國油氣資源動態評價成果》 [28] ,全國頁巖氣地質資源量為122×10 12  m 3 ,頁巖氣可采資源量為22×10 12  m 3 。目前全國頁巖氣累計探明地質儲量為1.93×10 12  m 3 ,探明率僅1.58%,勘探潛力巨大,近期勘探開發的領域主要包括:

2.1.1    老區深度開發領域

上述1.93×10 12  m 3 的頁巖氣探明地質儲量絕大部分分布在涪陵、長寧、威遠、昭通等4個已開發中淺層頁巖氣田。在這些頁巖氣田的探明儲量區已基本完成一次開發井網,累計產量已超過700×10 m 3 。在“十四五”期間,這些老區仍是主要生產基地,通過如下措施可實現穩產甚至一定幅度增產:

1)下部優質頁巖段進一步加密調整。在老區,基本是在下部優質頁巖段建設了一次開發井網,其井距一般是400~600 m,壓后評價和生產干擾分析發現,這些老井的壓裂縫有效半長多數為100~200 m,井間尚有大面積未控制區,剩余氣豐富,下一步可通過部署大量加密調整井,將井距縮小至200~300 m,同時實施擴邊井,增加含氣面積和探明儲量,并大幅度提高下部優質頁巖段的探明儲量動用率,通過新增井大幅度減緩下部優質頁巖段產量遞減。

2)普遍實施立體開發。關于川南—川東南五峰組—龍馬溪組頁巖氣藏開發水平井壓裂縫高,不同專家有不同看法。戴城等  [29] 統計涪陵頁巖氣田JYA平臺的縫高,認為82%的裂縫高度小于30 m;舒志恒等  [30] 對涪陵6口井分析認為,壓裂縫網向上延伸高度主要介于5~20 m之間。以此推測,目前老區開發井主要開發下部1~3小層,至多包括4小層下部,5~9各小層頁巖氣儲量基本未動用。涪陵頁巖氣田近2年在構造高部位的上部7~9小層部署一批開發井,均取得良好效果。通過分析,還可在上下兩套井網開發基礎上,在中部4~6小層再實施一套井網進行開發。據戴瑩等 [31] 報道,國內首個頁巖氣三層立體開發評價井組—焦頁66 號擴井組的4 口井連續試氣獲高產,各井測試產量合計達67×10 m 3 /d。涪陵頁巖氣田的實踐和各開發老區分析證明,進行2 層甚至3 層立體開發,儲量動用率將成倍增加,產能將大幅度提高,從而確保老區產量穩中有升。

3)老井提產措施。在老區總有一些低產井和已停產井,如涪陵頁巖氣田主體區的西南部有一批井累計產量低于4 000×10 m 3 ,其中部分井已停產。一般造成開發井低產的原因很多,有鉆遇斷裂—構造裂縫發育帶、水平段最佳層位穿行比例低、地應力場復雜多變等地質因素,也有套管變形導致壓裂丟段、壓裂未形成復雜縫網/ 主裂縫較短、加砂效果差、生產管理不合理等工程因素。通過分析,認為有的井井筒工程條件較好,且地質條件較好、緊鄰高產井, 可以實施重復壓裂;有的井所處地質條件較好,但井筒工程條件較差,可考慮實施替代井。此外,強化老井下小油管、下井下節流工具、水力射流泵、柱塞氣舉排液工藝、井組連續氣舉排液工藝、同心雙管射流泵排液工藝、泡排工藝等措施研究,針對不同老井的生產特征優選措施時機,實施組合措施, 延長老井生產周期,提高最終累計產量。

從涪陵主體區的生產實踐可見,一次開發井網生產達到高峰后立即開始快速遞減,沒有穩產期, 下部加密井和上部層系開發井從2017 年才開始試驗, 2018 年、2019 年分別形成產量1.8×10 m 3 、9×10 m 3 ,但未能阻止整體產量遞減,直到2020 年大批調整井投產,才止跌轉升(圖4)。因此建議各老區按照立體開發思路,科學論證2 或3 層開發技術政策, 并盡快實施批量加密井、新層開發井和擴邊井,擴大儲量規模,提高儲量動用率和采收率,力爭老區在“十四五”期間實現整體穩產200×10 m 3 /a,甚至在2025年有(0~25)×10 m 3 的增產。

圖4  涪陵主體區“十三五”期間頁巖氣產量變化示意圖

2.1.2    深層區和復雜構造常壓區海相頁巖氣開發新領域

據張金川等 [32] 分析成果,四川、鄂爾多斯、塔里木等盆地均存在深層區海相頁巖氣領域,但從目前勘探成果及研究認識看,四川盆地深層區五峰組—龍馬溪組海相頁巖氣地質特征和富集機理基本明確,而且中國石化和中國石油已分別在威榮、永川、瀘州、威遠南等地區進行產能建設,在丁山、黃瓜山等地區進行開發評價,規模發展的態勢已經形成,是“十四五”最現實的勘探開發領域之一。相較于中淺層頁巖氣,深層頁巖氣在儲層埋深、溫度、壓力、地應力等方面發生了顯著變化,從而給鉆井工程、壓裂工程、氣藏工程帶來了一系列的難點問題 [33]

同樣地,在四川盆地外的上揚子復雜構造常壓區海相頁巖氣領域,已開始了平橋南斜坡—東勝南斜坡產能建設,并在武隆、桑柘坪、道真、安場等殘留向斜進行開發評價和井組試驗,展示了從盆緣構造帶向東南逐步推進的趨勢,也是“十四五”需要大力勘探開發的領域。該領域地下復雜構造地質特征、地表高山深谷+碳酸鹽巖喀斯特地貌的“雙復雜”導致各項工程實施困難和降低成本壓力大。

因此,針對這兩個領域,在工程技術已基本形成的基礎上,進一步發展提高單井產量和儲量動用率、采收率,以及降低工程成本和管理成本的技術體系。下一步鉆井主要是盡量簡化井身結構,在常壓區普遍推行二開結構;形成多種導向技術,推廣網電鉆機,優化鉆頭、鉆桿,實現3 000 m及更長水平段鉆井和提高1 500 m水平段“一趟鉆”比例;優化油基鉆井液,試驗推廣水基鉆井液;進一步改善防套變技術。壓裂工程采取變排量+優化液體組合,實現控近擴遠;多簇密切割+優化排量+暫堵技術,實現裂縫擴展;凈壓力控制+復合加砂,實現有效導流能力;電動或柴油5000/6000型壓裂車,節約井場和保護環境。預計“十四五”期間,通過上述技術的進一步改進和大規模應用,可以在深層區和復雜構造常壓區海相頁巖氣進行大規模效益建產,至2025年達到200×10 m 3 /a左右的生產水平。

2.1.3    新區新層系頁巖氣有望突破效益開發

四川盆地二疊系龍潭組/大隆組、三疊系須家河組及侏羅系自流井組、千佛崖組,鄂爾多斯盆地石炭系—二疊系、三疊系延長組,松遼盆地營城組等屬于陸相、過渡相頁巖氣,均已獲得1口以上工業氣(油)流井,但目前試采井產量迅速遞減,未達到經濟有效開發水平。“十四五”期間,應集中研發陸相、過渡相頁巖氣鉆井—壓裂—采氣技術,其中鉆井方面著重開展新區新層地層特性及其優快鉆井技術、鉆井液體系研究;壓裂方面著重研究“超密布縫+多簇均衡起裂+強化支撐”壓裂工藝及施工參數、高碳酸鹽含量泥頁巖配套材料體系,結合凝析氣藏特征優化措施液配方,同時開展非水力壓裂技術攻關;采氣方面研究頁巖凝析氣藏、油氣藏的有效開采技術。期望通過5年持續攻關,在“十四五”后期突破有效開發關,建成一至多個生產區,2025年形成產量(0~25)×10 m 3

2.2  “十四五”發展思路和目標分析

從四川盆地涪陵、威榮、永川、丁山和普光、元壩、涪陵北部等地區頁巖氣組分分析結果看,五峰組—龍馬溪組海相頁巖氣和二疊系過渡相頁巖氣中甲烷含量均在96%以上,屬不含硫化氫的干氣,而中下侏羅統陸相頁巖氣甲烷含量80%以上,乙烷含量5%以上,屬不含硫化氫的濕氣,二者均為優質天然氣。在我國國民經濟長期快速發展和人民生活質量不斷提高的大趨勢下,按照2030年碳達峰、2060年碳中和的總體要求,對包括頁巖氣在內的天然氣這種低碳能源和核能、水能、風能、光伏、氫能等無碳能源的需求將快速增長。為了加速提高我國巖氣產量確保國家能源供給安全和避免氣荒再度發生,國家加大了頁巖氣科技研究投入,實行了對頁巖氣生產補貼政策(采暖季節與平時差異補貼,增產梯度補貼),一些地方政府也出臺多項優惠扶持政策。因此,在各級政府支持、全社會關注和參與的良好條件下,應采取積極的頁巖氣產業發展戰略。通過“十三五”期間每年全國頁巖氣產量增幅分析(圖5),顯示近4年產量增長速度在逐步加快,2019 年和2020 年僅靠中國石化和中國石油在四川盆地及周緣投入頁巖氣開發,使頁巖氣產量增量分別為39.3×10 m 和52.69×10 m 3 。“十四五”期間,除中國石化和中國石油持續擴大投資外,將還有延長石油等其他單位投資,在更廣的區域和更多層系進行頁巖氣勘探開發,據此推測全國頁巖氣產量年增幅(40 ~ 50)×10 m 3 , 其中深層區和復雜構造常壓區海相頁巖氣領域年新增產量40×10 m 左右,老區和新層系頁巖氣領域分別年新增產量(0 ~ 5)×10 m 3 。具體“十四五”頁巖氣發展思路和目標是:依靠國家政策引領和企業創新主體作用, 依托示范工程建設和國家、企業重大科技攻關項目研制完善適合我國各地區各層系頁巖氣地質—工程特點的勘探開發技術、大功率裝備、適用工具和材料,形成規范標準系列和科學管理模式,大幅度增加投入以快速推進老區立體深度開發和新區新層系勘探開發突破,力爭2025 年頁巖氣產量(400 ~ 450)×10 m 3

圖5  全國頁巖氣“十三五”期間年度產量統計圖

3   保障措施建議

3.1  加大產建工程量投入和科學調度

國內外頁巖氣生產實踐表明,單井一般不存在穩產期,即使早期按無阻流量1/3 及更小比例配產時也只能穩產3 年左右,而且遞減早期的年遞減一般高達50% 以上,因此要保證在目前200×10 m 基礎上年增產(40 ~ 50)×10 m 3 ,預計需要在2024 年底前新實施完成2 000 ~ 2 300 口開發井,即每年需要完成500 ~ 575 口開發井,遠多于“十三五”平均年鉆井數。為完成如此巨大的工作量,除調集上百個鉆井隊伍和約20 個壓裂隊伍外,建議采取如下措施:整體部署,批量選定平臺地址,加快環境評價和各種審批程序、工程招標,確保各項決策工作如期完成;目前鉆機進場時間、鉆機出場(交井)—壓裂裝備進場時間、壓裂裝備出場與站場建設時間還較長,部分長達30 天,需要通過提前準備和科學調度,力爭在保障安全生產前提下大幅度縮短平臺各工序實施時間和銜接時間;目前一些深井的工程事故特別是鉆井事故較多,且事故處理時間長,導致工程時效低, 少數井純鉆時效低到僅40% 左右,需要強化工程事故預警,制訂處理預案,盡可能減少事故次數和規模, 縮短處理周期,提高工程時效。

3.2  加強工程技術攻關

國家、公司加大科研投入,依托國家重大專項、基金項目等,組織國內外科研力量開展理論創新、技術研發。

針對老區,開展頁巖氣井生產規律及其控制因素研究,制訂老井減緩遞減和提高最終累計產量的策略,研究未投產井或低壓低產井重復壓裂等提產措施;開展剩余頁巖氣分布研究,制訂提高儲量動用率之加密調整井方案;開展新井軌跡精準設計、井身結構簡化、鉆機組合選型,以及高強度鉆具、大功率壓裂裝備、入井工具和材料研究,提高目的層鉆遇率、水平段“一趟鉆”比例、縫網復雜性及導流能力, 從而降低工程成本和提高工程效益;根據井臺和單井生產狀況,逐步優化井口裝置和處理、集輸設備和閑置設備再利用,降低投資。

針對新區新層系新類型,“十四五”期間,總結陸相、過渡相頁巖氣富集規律,建立頁巖氣藏地質評價與目標優選,研究多開發層同時立體開發布井方案、軌跡設計和工程實施策略;鉆井方面,開展新區新層系優快鉆井技術、鉆井液體系研究,發展抗套管變形技術;壓裂方面,研究壓裂新工藝甚至CO 壓裂等無水壓裂技術、高碳酸鹽含量泥頁巖配套材料體系、凝析氣藏措施液配方;采氣方面,研究凝析頁巖氣藏有效采氣技術。

3.3  加強外輸管網建設與輸送

我國大部分頁巖氣開發有利區均需要建設外輸管道。按目前改革方案,國家油氣管網公司主要管控干線管網(4 MPa 以上)、省級管網、對保供意義重大的接收站和儲氣庫。若新開發區的外輸管道需要由國家油氣管網公司建設,就需要提前進行總體開發方案制定,并加強國家協調和監管,確保外輸管道及時建成,滿足頁巖氣外輸需求。

3.4  重視環境保護

完善環境評價體系,做好分區域、全過程環評, 制定環境管理、保護標準規范體系。

強化生產各環節環保監督檢查、風險管理、應急體系建設、責任追究和教育培訓等工作,實現頁巖氣安全綠色發展。具體措施包括:繼續現有老區做法,力爭所有新區頁巖氣勘探開發均主要從河湖中取水,不與當地工農業和居民爭水;優化井身結構和固井完井方式,以保護淺層水;鉆井液和壓裂返排液完全回收處理和再利用,鉆井巖屑無污染處理和資源化利用;地面設備體積小型化、擺放緊湊化,降低占地面積;臨時占地全部恢復 原貌。

3.5  強化國家和地方政府的支持措施

提高投資頁巖氣開發貸款額度和降低貸款利息,加大頁巖氣產業的財稅優惠和補貼力度,特別是對陸相、過渡相頁巖氣開發應提高補貼力度,比如在現有補貼政策基礎上增加0.2元/m 3 的補貼。

提高國內天然氣價格或實現頁巖氣開發企業自主定價。

建立各級頁巖氣研究中心和重點實驗室等,形成基礎、前瞻性研究平臺,聯合國內外專家、學者進行理論創新和技術研發。

企地聯合推進頁巖氣產業發展機制,一方面企業開發頁巖氣為地方增加收入,為當地工農業綠色發展和居民生活改善提供清潔能源及資源;另一方面地方為企業勘探開發頁巖氣及時進行各種審批和許可,提供安全環保應急資源和醫療健康保障體系。

政府牽頭,建立頁巖氣地質資料數據管理和服務機制,實現頁巖氣地質資料信息共享,建立技術、經驗交流平臺,為政府資源管理和企業發展提供服務。同時,建立有效的信息披露和交流平臺,使企業與社會充分溝通,使社會對頁巖氣產業充分理解和支持。

4   結束語

我國頁巖氣資源十分豐富,并且在多個盆地和地區取得了勘探突破。但是,由于我國頁巖氣層系發育時間跨度很大,各地區各頁巖氣層系沉積環境差異很大且后期經歷的構造演化及成巖序列—生排滯烴史差異也很大,導致頁巖氣資源分布和儲層地質—工程力學性質變化多樣,加之我國有利頁巖氣區多處于丘陵—山區(往往伴有碳酸鹽巖裸露及喀斯特地表)、沙漠戈壁、黃土塬等地理環境,同時大部分地區管網等基礎建設較差,決定了我國頁巖氣產業是一個長期的階梯型發展過程。因此,在制定國家頁巖氣“十四五”及中長期發展規劃時,要充分考慮所面臨的困難和挑戰,制定切實可行的發展思路和目標,切忌盲目追求高指標高速度發展。

作者簡介:

龍勝祥,1959 年生,正高級工程師,博士:

主要從事天然氣(包括非常規天然氣)發展規劃及勘探開發技術研究工作。

地址:(102206)北京市昌平區沙河鎮白沙路中石化科學技術研究中心。

ORCID: 0000-0002-2722-4894。

E-mail:

         

來源:天然氣工業

編輯: 曉容

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