非常规希望的田野

　　目前页岩气勘探开发的重点是四川盆地东南部，建成了涪陵、长宁－威远、昭通等页岩气示范区。以下古生界的五峰页岩和龙马溪页岩底部为目的层。2018年已探明地质储量10456×108m3，探明（表观）经济可采储量1313×108m3。但其（表观）采收率（经济可采储量/地质储量）很低，2017年新增地质储量采收率仅为12.3％，而同年全国常规气（实际上包括了致密气）为33.7％。2018年中国页岩气产量约为109×108m3，居美、加之后的世界第三位。

　　特别令人关注的是这块已成功开发的页岩气区的经济效益。对此，中国石油规划院徐东等曾做了系统研究。这里将其要点归纳如下：①页岩气单井产量-时间曲线近L形，初期产量急据下降，按美国的统计大致前5年的递减率依次为60％、40％、25％、10％，第6年开始保持7％左右缓速递减。因此，只有不断打大量新井才能保持稳产/增产。其开发的众多小公司只要在前3年左右归还建井的货款本息就可盈利并以适当的现金流维持生产。中国各地情况与美国会有差异，但大体亦如此。依此，2014年、2016年、2021年税后内部收益率分别为14.5％、8.4％、3.7％，即原有钻井2017年及以后就难保证盈利。②中国页岩气是在政府补贴下开发的，按规定最初其值为0.4元/m3，2018年递减至0.3元/m3、此后（2019~2023年）仅对每年增加的已利用产量予以梯级奖补，而减少部份亦作相应扣减。从已执行的对新能源的政策看，最终将取消补贴。目前，即使考虑到规模开发可使钻井周期、压裂效率各提高50％，也将导致销售净利润率降至10％，因而难以达到基准收益率8％的要求。③在钻井垂深一般不大于3500的情况下，按动态模型到“十四五”期间补贴如能维持在0.1元/m3、所得税由25％降至15％、单井投资进一步降低的条件下，内部收益率才能达到8.5％。而如此低的内部收益率在实际操作时往往处于亏损状态，企业无力保持较长期稳产，更难谈扩大再生产。

　　这样的现实又使企业对页岩气的投资趋降，由2014年的150.4亿元降至2017年的92.5亿元， 降幅达38.5％，完钻探采井由400口左右降至不足150口。这使以不断打新井才能弥补相当高的自然递减的非常规规气（特别是产量基数较大时），即使仅稳持稳产也有困难。上述地区“工厂式开发”的钻井密度现已相当高。随着勘探开发向垂深3500至4500m的新区延伸，其经济边际值也会有较大幅度的抬升。对四川盆地东南部这块已开发的页岩气示范区来说，如政策环境无大改善，成本无持续性降低，能否持续发展会有一定的不确定性。事实也说明，目前流行的某些预探井仅以初日产量（甚至有时是仅为若干小时测试而折算的日产量）达到了以常规气工业气流的旧标准就宣布非常规油气探井获得“重大突破”是有偏颇的。

　　在四川盆地以外，中国地质调查局和若干中标页岩气区块的非油企业钻了一批普查式的页岩气预探井，主要集中在四川盆地东南侧的外围及长江中下游，以志留系和震旦－寒武系为主要目的层。它们多处于晚中生代以来持续隆起剝蚀区的宽向斜核部，其邻近多已见目的层出露。看来，在保存条件欠优的地区要获得有经济价值的页岩气有较大难度。在宜昌地区所钻鄂宜页1井、鄂阳页1井直井压裂获较高产量的气流后，部署宜页1HF井、宜页2HF井和鄂阳页1HF井、鄂阳页2HF井进行了大型压裂，均获得不同程度的初产高产油气流。业内人士认为可进行区块勘探，有成为四川盆地之外新的页岩气产区的可能性。

　　由于我国未将页岩油、致密（砂岩）油、致密（砂岩）气列为独立矿种，因而在《储量通报》上未列出其储产量值。某些论文、报道中还将页岩油称为致密油。因而在对它们的统计研究中带来一些困难。

　　本世纪初以来，中国在多个盆地内选取有利区块进行了页岩油的初探，皆有不同程度的页岩油发现。2019年4月以来，已集结62部钻机2个压裂队（计划达85部钻机3个压裂队）投入开发区，“力争实现200万吨的上产目标”。目前看，鄂尔多斯盆地的延长群、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组、渤海湾盆地油气成熟度较高的地区是最有希望率先获得页岩油的实质性突破的目标。据报道，中国石油已探明页岩油地质储3.77×108t、建成产能329×104t。

　　经过这一轮的探索对中国页岩油的开拓有了新的认识。石油的分子远大于气，可流动性也远低于气。能否获得具经济效益的页岩油，从“内因”来说关键在于其要有较好的流动性而易采出，这就要达到中－高的有机质成熟度且有较好的封闭保存条件避免后期的氧化破坏，因而油质较轻、含较多的溶解气并往往有较高的压力系数和含油饱和度指数。初步看来，储层的弹性驱可动油量和溶解气驱可动油量均随深度增加而增大。从“外因”来说，对储层的可压裂性和孔渗条件要求比页岩气更高，游离油赋存和游离油大量富集的孔径下限分别为10 nm 、30nm，岩石孔隙要有一定的亲油的微观湿润性。

　　综上所述，我国页岩油气的开拓在取得巨大成绩的同时也存在重大的问题。目前若干统计中所列的页岩油／致密油产量，严格说，许多来自砂岩储层。2018年页岩气产量仅占全国气产量的3.56％且其层位、埋深和地区上的局限都说明了其才刚刚起步，在空间上和层位上的开拓仍有相当多的困难。特别是其成本能否符合经济高质量发展的要求、能否适应市场化改革所要求的生存和自我发展条件、能否按目前的速度发展还存在相当大的不确定性。业内关于“中国迎来页岩油气了吗？”的质疑值得重视。

　　前已述及，我国尚未有权威的致密油气储产量统计数字。按照余源琦等的统计，特低渗致密储量比例由“十五”的22％增至“十二五”的59％。按照魏国齐等的统计，近期（2000~2016年）我国新增天然气储量中致密砂岩气为5.13×1012m3、占47.7％，而同期常规砂岩气1.36×1012m3、占12.6％；页岩气和煤层气分别为0.54×1012m3、5.1％和0.19×1012m3、1.8％。据邹才能等的论文，2017年全国非常规气产量中致密气353×108m3、煤层气45×108m3、页岩气90×108m3。笔者以此计算致密气占非常规气的72.3％，占全国气产量的34.2％。张国生等给出了2018年的数据：致密气、页岩气、煤层气的产量依次为380×108m3、108×108m3、54×108m3。笔者据此计算，它们依次占三种非常规气的70.1％、19.9％、10.0％，共占全国气产量的33.8％。显然，目前致密气是我国非常规气的主体，是天然气增储上产的主要依托。

　　我国致密气主要形成于大型盆地内，首要产地是鄂尔多斯盆地的上古生界。中国石油已将以苏里格气田为中心的致密气产区扩大到近6×104km2，形成储量可能超过4×1012m3的大气区，进而建立了“源储交互叠置、孔缝网状输导、近源高效聚集”这一重要的成藏模式。中石化在鄂尔多斯盆地北部大牛地－东胜－杭锦旗地区也有形成大面积基本连片气区之势。至2018年鄂尔多斯盆地已探明天然气地质储量4.6×1012m3，产量3053×104m3，其中约70％为致密气。可以说，正是致密气储产量的持续快速增长使其跃居全国各盆地天然气产量的首位。四川盆地在三叠系须家河组亦形成以安岳、广安为主体的产区，探明储量已近1.3×1012m3。它们都属于源外近源（有的甚至储层与源岩整合接触）成藏。塔里木、准噶尔、吐哈、柴达木深部也都是值得探索的目标。此外，大型推覆体和深层断陷盆地构造岩性/断裂岩性控藏的致密气也令人瞩目，前者已发现库车坳陷的大北、克深气田，后者如松辽的徐深、长深气田。它们可以是近源也可以是远源成藏。在2000—2016年间按我国储量规范划分的低渗—特低渗储量（它的大部分可属于致密储层）占全国新增天然气储量比的均值达91.6％。

　　致密油的勘探和效益开发要比致密气困难的多，二者间的关系与前述页岩油、页岩气间相类似，不再赘述。致密油的主产地是鄂尔多斯盆地，储层为延长群，特别是主力烃源岩长7段上下和其内的砂岩。2014年探明据称是我国第一个地质储量过亿吨的新安边致密大油田。2008年该盆地致密（超低渗透）油藏产能为30×104t，2018年迅速上升到800×104t。依托长期开发的基础，该盆地内已建成3个致密油开发示范区。近年来，仅中石油依托鄂尔多斯盆地长7段、松辽盆地扶余油层、三塘湖盆地条湖组等就获得超过3×108t致密油储量。笔者据《储量通报》统计，在2000~2016年间按我国储量规范划分的低渗－特低渗储量（它的绝大部分可属于致密储层）占全国新增石油储量的均值达83.6％。

　　鄂尔多斯盆地的成功启发了许多盆地向近源的致密砂岩油探索。四川盆地陆相中生界侏罗系和三叠系须家河组存在类似地层源储组合。上世纪50年代末至60年代基于良好的烃源岩和较多井油气发现（有的井能短期自喷高产，如桂花油田）引来两次找油的川中会战，但因大多数井无工业产量无法圈定面积拿下储量和稳定的产量而失败。产油井被认为是基于储层裂缝，难以掌握规律。少数井作为“鸡肋”，但仍能坚持数十年生产。当从非常规油观点回头看这些低产井时，则发现无论是页岩里的油（包括其灰岩夹层）还是致密砂岩里的油都可以在改造储层后获得较高效的产量，并因油层埋藏较浅而可有较好的效益。中国石化在川东万州东部的开发成功便是例证。类似的情况也出现在准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组。在自上而下的6个层段中，依托主要分布于P23、 P26的良好烃源岩，形成致密油的P21、 P24两个甜点段和页岩油的P23、 P26两个甜点段，勘探获较大进展。在试油的16口井中获“工业油流”者9口。其中吉172-H井初产77.8t/d。前面已提到，二叠系为源岩的油气已进入三叠系成藏，而且生产企业不再细分什么致密油、页岩油，已把它们合在一起进行规模性的工业勘探。显然，该盆地深部的上古生界和下中生界致密油、页岩油亦可作为勘探的有利目标。

　　煤层气的探索无论在国外还是国内均早于页岩气，但我国在2007年国务院统一布署并做出补贴的具体安排后才有了较快的发展，此后却经历了比页岩气更艰难曲折的道路。以探明地质储量计，2010~2014年间年增率达23.0％，2014~2016年间降至7.5％。而2017年进一步降至—8.4％。2018年累计探明地质储量和（表观）经济可采储量分别为6522×108m3和2625×108m3，（表观）采收率40.2％，明显小于常规气而略大于页岩气和致密气。特别令人关注的是已探明储量开发甚为迟缓，2018年经济可采储量的末开发率高达80.5％。勘探开发增速趋缓甚至停滞。其主要原因是投资严重不足。以国家补贴计，对煤层气开发的补贴开始为0.2元/m3、2016年增为0.3元/m3，而对页岩气却是0.4元/m3。煤层气的开发难度比页岩气更大（仅以单位产能建设投资计亦为页岩气的四五倍），致使除晋南潘河、潘庄两区块为微利外其他开发区均为亏损经营。在强大的扭亏压力下企业把本来已明显减少的勘探资金转入常规气和页岩气致密气生产。据门相勇的资料，以投入强度计，2012年为6.36万元/km2、2017年为3.24万元/km2，后者仅为前者的51％。笔者统计，2010至2012年间煤层气钻井抽采产量的平均年增量和年增率分别为9.98×108t和120.5％，2012至2014年间以上两数字分别为5.89×108t和21.2％，2014至2017年间以上两数字分别为-1.26×108t和-3.7％。2018煤层气钻井抽采产量有所上升，为35.55×108t，仅略高于2014年。2018年煤层气产量仅占页岩气的32.7％。笔者曾在“十一五”“十二五”的中期就已指出相应的煤层气期终产量指标（包括地面钻采和矿井排采产量及它们的利用率）难以完成，近期又预测“十三五”也难以达标。中国煤层气储产量增加的难度大很大程度上受制于其本身的特点。在其资源量中，中低煤阶、中煤阶、高煤阶者各占32％、37％、31％，但在已探明储量和产量中高煤阶者分别占94％、80％，中煤阶者分别占3％、13％，低煤阶者皆为占1％。近年在二连盆地、准噶尔盆地等加强对中低煤阶煤层气的探索，有所进展，但仍未能形成工业产能。此外，在中国较强的晚期构造运动的影响下，原始结构被破坏的“构造煤”也占较倒，其大量的粉煤不利于储层改造和开发。从煤层气实际开发过程上看，在完井后须经过较长期的排水降压解吸，即使出气后上产量也“爬坡难”，这也明显影响着其经济效益。从目前的技术和取得效益的经济门槛看，埋深800m以浅的储量大部分能动用，而中国近80％的资源却在更深地区。这使至今能进行工业性开发规模上产的地区仅局限于沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘某些中高阶煤层且构造稳定性强的地区。

　　中国油气勘探第一、第二次战略展开的实践生动说明它是油气工业实现生产战略接替获得可持续发展的前提和基础。目前，我国进行勘探第三次战略展开的需求已迫在眉睫，也已有了相应条件。但也必须看到实现这一目标有巨大的难度，可能比前两次的道路更加曲折。为此，除了要石油人继续发扬勇于承担艰苦奋斗的精神外，还必须深化油气体制改革、大力加强基础性研究、创新勘探技术、大幅降低勘探成本，还需要有大量资金投入。