非常规油气开发示范效应

来源：互联网
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2017-07-12
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　　包括页岩油气、致密油气、天然气水合物等在内的非常规油气资源，是全球常规油气资源的重要接替，也是油气开发中的硬骨头，具有开采技术难度大等特点。我国非常规油气资源利用能出现像美国一样的页岩气吗？勘探开发示范项目进展如何？取得了哪些技术突破？在近日于西安召开的第六届国际能源清洁化利用技术议上，中国化工报记者进行了采访。

　　5月18日，我国南海海域天然气水合物（可燃冰）实现试采成功，引起全球关注。截至6月10日，试采总产气量21万立方米，平均日产6800立方米。南海海域是我国可燃冰最主要的分布区域，全国可燃冰资源储存量约相当于1000亿吨油当量，其中有近800亿吨分布在南海海域。不过专家认为，试采成功到规模化开发还有较长时间，许多问题需要解决。

　　“我国页岩气资源也十分丰富，地质资源量为123万亿立方米，其中陆相页岩气地质资源量为27.6万亿立方米，占页岩气总量的22.4%，可采资源量为6.1万亿立方米。”延长石油集团研究院、副院长张丽霞介绍说。

　　中国石油长庆油田分公司副总经理付金华介绍，鄂尔多斯盆地长7致密油是以三叠系延长组长7油层组致密砂岩为代表的储层，渗透率不到0.3mD。近年来，该公司通过攻关，发现了我国第一个致密油大油田新安边油田。截至2016年底，新增探明储量1.01亿吨，预测储量3.83亿吨，总资源量达30亿吨，预计盆地致密油储量规模可达10亿吨。

　　近10年来，美国页岩油快速发展，年产量从零猛增到2亿吨，高峰时日产量达400多万桶，一举改变了世界能源格局。中国为何没有出现页岩？中国石油技术服务联盟李丕龙认为，中国虽然页岩油气资源丰富，页岩油可采资源量达32亿桶，但我们对页岩油气资源认识上存在偏差，导致开发进展缓慢。李丕龙分析说，美国页岩油气勘探开发成功的关键因素，主要是对页岩油气有正确的地质认识，并采用水平井+分段压裂开采技术，拥有完善的基础设施，油气管线多万千米。

　　李丕龙认为，鄂尔多斯盆地西南三叠统延长组7段非常适合页岩油气勘探开发，面积达3万~5万平方千米，其中陕西境内资源量超过100亿吨，可采资源量30亿~50亿吨，是我国页岩油气最可能大规模商业开发的区域。

　　近年来，鄂尔多斯盆地页岩气、致密低渗油气资源勘探开发示范项目取得重大进展，成为中国油气开发上产最快的区域。目前长庆油田已建成了3个致密平井攻关试验区，建成产能112万吨/年。

　　张丽霞介绍，2008年，延长石油率先开展陆相页岩气研究，2010年完钻我国第一口陆相页岩气井并获得气流，开发了我国首个陆相页岩气示范，区域面积4000平方千米。2012年以来进入开发试验阶段，目前已完钻页岩气井63口，压裂试气56口，均获页岩气流，累计探明陆相页岩气含气面积611平方千米，落实页岩气资源量1.5万亿立方米，2016年探明储量1654亿立方米，建成页岩气产能5亿立方米/年。

　　通过勘探开发试验，结果表明鄂尔多斯盆地延长组7段页岩气生烃地质条件较好，在盆地沉积时期发育一套深湖半深湖相页岩，埋深1000~1300米、厚度50~120米。页岩含气以吸附气为主，解吸含气量达0.3立方米~3.8立方米/吨。

　　中国石化华北油气分公司高级专家邓红琳谈到，大牛地气田是该公司在鄂尔多斯盆地致密低渗油气资源主要区块之一，2003年先导试验并开发以来，成为致密低渗气田成功开发的典范。2005年开始直井规模建产，2012年进入水平井规模开发阶段。截止2016年底，大牛地气田共开发水平井436口，平均日产气量1090万立方米，累计产气量288.56亿立方米，连续4年实现规模建产。

　　记者了解到，不管是页岩气还是致密低渗油气，非常规油气都具有开采难度大的特点。延长石油、长庆油田和华北油气积极攻关、大胆实践，均自主开发了系列技术，实现重大突破。

　　“陆相页岩气勘探开发仍存在亟待解决的技术难题，也没有成熟经验可借鉴。在当前的经济技术条件下，如何提高单井产量、实现商业开发是首要问题。”张丽霞坦言，延长探区中生界陆相页岩气具有明显的“两高三低”特点，即高吸附气比例、高粘土矿物含量和包括页岩油气、致密油气、天然气水合物等在内的非常规油气资源，是全球常规油气资源的重要接替，也是油气开发中的硬骨头，具有开采技术难度大等特点。我国非常规油气资源利用能出现像美国一样的页岩气吗？勘探开发示范项目进展如何？取得了哪些技术突破？在近日于西安召开的第六届国际能源清洁化利用技术议上，中国化工报记者进行了采访。

　　开采资源潜力巨大5月18日，我国南海海域天然气水合物（可燃冰）实现试采成功，引起全球关注。截至6月10日，试采总产气量21万立方米，平均日产6800立方米。南海海域是我国可燃冰最主要的分布区域，全国可燃冰资源储存量约相当于1000亿吨油当量，其中有近800亿吨分布在南海海域。不过专家认为，试采成功到规模化开发还有较长时间，许多问题需要解决。“我国页岩气资源也十分丰富，地质资源量为123万亿立方米，其中陆相页岩气地质资源量为27.6万亿立方米，占页岩气总量的22.4%，可采资源量为6.1万亿立方米。”延长石油集团研究院、副院长张丽霞介绍说。中国石油长庆油田分公司副总经理付金华介绍，鄂尔多斯盆地长7致密油是以三叠系延长组长7油层组致密砂岩为代表的储层，渗透率不到0.3mD。近年来，该公司通过攻关，发现了我国第一个致密油大油田新安边油田。截至2016年底，新增探明储量1.01亿吨，预测储量3.83亿吨，总资源量达30亿吨，预计盆地致密油储量规模可达10亿吨。近10年来，美国页岩油快速发展，年产量从零猛增到2亿吨，高峰时日产量达400多万桶，一举改变了世界能源格局。中国为何没有出现页岩？中国石油技术服务联盟李丕龙认为，中国虽然页岩油气资源丰富，页岩油可采资源量达32亿桶，但我们对页岩油气资源认识上存在偏差，导致开发进展缓慢。李丕龙分析说，美国页岩油气勘探开发成功的关键因素，主要是对页岩油气有正确的地质认识，并采用水平井+分段压裂开采技术，拥有完善的基础设施，油气管线多万千米。李丕龙认为，鄂尔多斯盆地西南三叠统延长组7段非常适合页岩油气勘探开发，面积达3万~5万平方千米，其中陕西境内资源量超过100亿吨，可采资源量30亿~50亿吨，是我国页岩油气最可能大规模商业开发的区域。

　　近年来，鄂尔多斯盆地页岩气、致密低渗油气资源勘探开发示范项目取得重大进展，成为中国油气开发上产最快的区域。目前长庆油田已建成了3个致密平井攻关试验区，建成产能112万吨/年。张丽霞介绍，2008年，延长石油率先开展陆相页岩气研究，2010年完钻我国第一口陆相页岩气井并获得气流，开发了我国首个陆相页岩气示范，区域面积4000平方千米。2012年以来进入开发试验阶段，目前已完钻页岩气井63口，压裂试气56口，均获页岩气流，累计探明陆相页岩气含气面积611平方千米，落实页岩气资源量1.5万亿立方米，2016年探明储量1654亿立方米，建成页岩气产能5亿立方米/年。通过勘探开发试验，结果表明鄂尔多斯盆地延长组7段页岩气生烃地质条件较好，在盆地沉积时期发育一套深湖半深湖相页岩，埋深1000~1300米、厚度50~120米。页岩含气以吸附气为主，解吸含气量达0.3立方米~3.8立方米/吨。中国石化华北油气分公司高级专家邓红琳谈到，大牛地气田是该公司在鄂尔多斯盆地致密低渗油气资源主要区块之一，2003年先导试验并开发以来，成为致密低渗气田成功开发的典范。2005年开始直井规模建产，2012年进入水平井规模开发阶段。截止2016年底，大牛地气田共开发水平井436口，平均日产气量1090万立方米，累计产气量288.56亿立方米，连续4年实现规模建产。记者了解到，不管是页岩气还是致密低渗油气，非常规油气都具有开采难度大的特点。延长石油、长庆油田和华北油气积极攻关、大胆实践，均自主开发了系列技术，实现重大突破。“陆相页岩气勘探开发仍存在亟待解决的技术难题，也没有成熟经验可借鉴。在当前的经济技术条件下，如何提高单井产量、实现商业开发是首要问题。”张丽霞坦言，延长探区中生界陆相页岩气具有明显的“两高三低”特点，即高吸附气比例、高粘土矿物含量和低热演化程度、低压、低脆性矿物含量，地质条件更为复杂，陆相页岩气开发面临更多挑战。比如吸附气比例超过70%，远高于南方海相的40%，粘土矿物含量42.2~73.7%，远高于南方海相的40.9%；而含气量远低于南方海相的1.29立方米~6.15立方米/吨，脆性矿物含量也远低于南方海相的70%。对此，延长石油不断探索并初步形成了陆相页岩气勘探开发技术体系，包括黄土塬地区储层地震高精度预测技术、陆相页岩气精细测井评价方法、陆相页岩气水平井钻完井系列技术、水平井压裂技术等，针对陆相页岩储层致密、易等难题，自主设计并成功压裂6口陆相页岩气水平井，平均单井产量1.3万亿立方米以上；针对陆相页岩易水化失稳、油基钻井液成本高、环保压力大等问题，相继实现了由全油基钻井液到水基钻井液技术升级，成本仅为油基钻井液的40%，而且具有强、强封堵和环保性，目前已全面替代油基钻井液。此外，延长石油还针对陆相页岩黏土矿物含量高、压裂用水量大，在国内率先开展纯液态CO2无水加砂压裂技术研究和现场试验，取得良好技术。2011年以前受压裂工艺局限，长庆油田致密油单井产量未取得实质性突破。随后在陇东西233井开展攻关试验，形成了水平井+体积压裂技术体系，同时在姬塬油田先导性试验推广并获得较好效果。2013年以后扩大试验区域，致密油勘探开发配套技术日趋成熟。目前已形成4项主要勘探开发关键技术，包括致密油“甜点”优选、致密油“三品质”测井评价、致密平井体积压裂和致密平井准自然能量开发技术等。“技术进步常规油气资源开发的利器，管理创新是边际油气田效益的关键。”邓红琳说，该公司围绕“提高单井产量、经济有效建产”持续攻关，也逐步形成水平井优快钻完井和分段压裂致密低渗气藏开发工程系列技术。其中安全提速钻完井技术包括完井方式优选及井身结构优化、高效PDC钻头优化、水平井压稳防漏高效注替固井技术，支撑了大牛地气田开发由直井向水平井转换；丛式水平井整体压裂技术缩短了压裂施工周期8~13天，单井产量大幅提升，实现集约化管理，降低气田综合开发成本。针对气田水资源缺乏，华北油气公司还开发了压裂返排液回收重复利用技术，实现污水再利用，减少了压裂液添加剂用量，降低压裂成本。该技术在大牛地气田累计应用11口井，共处理压裂返排液4520立方米，处理成功率100%。