页岩气开发专题(八) | 薛承瑾:十问页岩气开发政

时间:2020-01-10 09:46 来源:未知 作者:songxinyuan 点击:

编者按 以“高效推动中国页岩气开发”为主题的第九届中国页岩气发展大会,于2019年12月28日成都胜利闭幕。本届大会由中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团有限公司、中海油研究总院有限责任公司、中国石油化工集团工程技术顾问有限公司,中国海洋石油研究院,以及中国石油大学、中国石油工程学院非常规科学技术研究院、四川省人民政府、成都市博览局、北京振威展览有限公司、《石油与装备》共同组织召开。

中石化石油工程技术服务股份有限公司副总工程师 薛承瑾
第九届中国页岩气发展大会围绕页岩气产业的发展现状、经济开发、技术创新等热点话题进行广泛深入的探讨。中石化石油工程技术服务股份有限公司副总工程师薛承瑾从北美非常规资源开发遇到的挑战入手,提出了值得研究与深入探讨的页岩气开发若干技术经济政策问题。
 
薛承瑾认为:中国页岩气产业发展的主要矛盾已由技术与需求的矛盾转向成本与需求的矛盾。中国页岩气产业下步发展必须革现有技术的命,经济性决定页岩气事业的成败,低成本经济开发之路是页岩气发展的必由之路。
 
以下为中石化石油工程技术服务股份有限公司副总工程师薛承瑾现场发言实录:
 
主席,女士们、先生们、同学们:
下午好!
 
能在会议现场看到这么多非常年轻的面孔,真的很开心。这预示着我们的事业后继有人、兴旺发达。
 
今年在美参加OTC会议给我有一种强烈的感觉——北美页岩油气也许正在走下坡路。这印证了我之前的一个疑惑——北美页岩油气以极快的速度发展,并产生了页岩油气革命,导致了美国能源自给和全球能源格局重构,但是,它可持续吗?中国的页岩气产业发展一直在向北美学习,尤其是在刚开始的时候。如果在不远的将来,美国页岩油气发展现状成为我们现实的话,我们该怎么办?北美页岩油气开发生产商与我们的使命有什么异同?使命的不同是否意味着开发政策的不同?诚然,中国的页岩气产业在过去一段时间里取得的成绩是闪闪发光的,但是,如何使这种光芒可持续、更长久地闪耀?
 
大家知道,自2012年底焦页1HF井取得重大突破以来,中国的页岩气产业发展进入了快车道。受2015年底焦石坝如期高效建成50×108m3/a产能大好形势的鼓舞,中国的页岩气勘探开发向更贫、更深、压力更低、地质更复杂的地区进军。其中,中国石化2017年底建成了100×108m3/a产能,预计2019年底累计产量将超过290×108m3。目前,中国页岩气产业发展的主要矛盾已由技术与需求的矛盾转向成本与需求的矛盾。
 
如何完善开发政策,改进现有的方案使其更适用、更经济,以满足更劣质页岩气资源开采的需要,是我们目前最关心的问题。本着“观点不一定正确但一定明确”和“大胆假设小心求证”的态度,利用今天这个机会,向大家报告一下我的一些不成熟的思考,谬误之处请批评指正。
 
 一、对比中美页岩气开发引发的思考
 
近些年来,由于水平井及细分压裂技术的进步,美国页岩气产业发展迅速。技术进步表现在水平段不断增长、段数不断增多、成本不断降低、钻井周期不断减少、压裂效率不断提高等方面。看看这些曲线和表格就知道他们的发展有多快了。美国有100多个页岩油气田,MARCELLUS是最大的,我认为也是与中国的页岩气田最可比的。咱们就以它为例吧。大家可以看一看这几个曲线和表格。左边是水平段长度的变化、压裂参数的变化、月产量的变化及累计产量的变化,右边是钻完井、试气压裂成本的变化和每米水平段可采储
量的变化。这些变化都说明技术经济的进步是实实在在的。
 
但是为什么在如此大好的形势下,北美的页岩油气田要走下坡路了呢?要回答这个问题需要专题研究。
 
2019年10月31日HIS发表一份报告(US Onshore:Shale to enter a major slowdown)初步回答了这个问题。其主要观点是:在经历近些年高速增长后,美国页岩油气正处于产量下降最剧烈的时期,预计2020年资本支出的85%用于弥补产量递减,2021年在WTI油价47.5美元/桶情况下,即使现金流全部用于钻井也无法避免产量下降。在优先考虑股东回报的商业模式下,投资者信心不足,生产商融资困难,产量稳定增长必然困难。英国《金融时报》2019年12月19日发表题为“2020石油行业需要关注的问题”文章,文中指出“有迹象表明,2020年美国页岩油气的增长可能放缓,甚至最终可能发生逆转。在该领域仍占主导地位的小型独立企业现在越来越难筹资,而且很难持续产生正向的自由现金流。”这进一步佐证了我的判断。
 
再来看看我国页岩气产业的发展。我认为,2015年之前我们解决了技术有没有的问题,2015年之后解决了技术的自主性问题。水平段长从1000m到3000m,从段塞式加砂到“密切割+暂堵转向+长段塞连续强加砂”,从高强度覆膜陶粒到石英砂,从可钻桥塞到可溶桥塞,从胶液体系到极简滑溜水体系,等等。技术突破与进步引领了页岩气勘探开发事业的巨大成功,仅川渝地区就发现了6个页岩气田,探明地质储量达1.81万亿方,2019年产量将达150亿方。同时,大涪陵页岩气田通过新层系投入、打调整井和井口增压等措施,综合递减得到控制,采收率有望翻番。但我们也遇到了诸如新区常压、深层开采技术不成熟,一次性投入大、经济效益差,老区自然递减大、稳产难等问题。
 
对比中美页岩气产业的发展,我认为有两大不同:
 
第一,初心与使命不一样。美国页岩气开发的使命是,追求经济效益的最大化,实现资本的最大回报。如果资本回报率相对较低,就无法实现资本投入的可持续。我们的初心和使命是,在保证国家能源安全的前提下,实现经济和社会效益最大化。
 
第二,开发政策大不同。美国开发政策追求的是最大限度的提高初期产量,从而达到快速收回投资的目的。我认为,中国的开发政策应该是尽可能地稳定供气,实现气田较低的综合递减和较高的最终采收率。
 
二、页岩气开发值得关注的十个问题
 
我们必须要走具有中国特色的页岩气开发之路。走自己的路,就不能照抄别人的东西;走自己的路,就要在实践中形成自己的开发技术经济政策。要形成自己的开发政策,就必须围绕气田开发的生命周期,提出问题并回答问题。就当下国内页岩气开发中的热点与难点,我试着提出以下10大问题与大家一起讨论。
 
第一,水平段多长为合适
 
水平段长度与初产正相关已被证实。中美页岩气开发实践表明,更长的水平段可以带来更高的初产。因此追求更长的水平段已经成为生产商开发政策的首选。但是过长的水平段意味着过高的一次性投入。因此从技术经济角度上说,并不是越长越好,而是有一个最佳值。致密油气藏开发实践已经证实了这个观点的正确性,并得到理论的支撑。所以水平段到底多长,不仅是地质问题,也是工程问题。如何用最少的投入打最长的水平段是地质工程一体化需要解决的问题。由于目前所有的数模软件都不能真实地反映页岩气藏的渗吸状况,因此工程设计所依据的模拟结果都是值得商榷的。而这一问题并非一时能够解决。“水平段一趟钻”已经在实践中广泛应用,并取得了良好的技术经济效果。我们一趟钻的平均长度已经从1300m到了1600m以上。这就给我们带来一个启发,就当前情况而言,水平段长度应该是一个区间或有一个最小值,而不是一个绝对值。现场应根据一趟钻的实际情况来最终决定水平段到底有多长。
 
因此建议,大力发展“一趟钻”技术,在满足最小长度的情况下,一趟钻能打多长就打多长。服务商与生产商签一个协议,多打一米奖励多少。
 
第二,压裂强度多大合适压裂段数与簇数、液量与砂量等构成了压裂强度的重要指标。中美页岩气田正在追求越来越多的段数和簇数、越来越大的液量与砂比,“密切割”、“大型”成为一个时髦的词。但是压裂强度的增加意味着投入的增加,而强度的增加并不意味着经济效益一定会提高。中美页岩气井所测的产气剖面都已证实了“28”定律的存在,即20%的段产了80%的气。由此,引出两个问题:一是需要在水平段均匀的布置压裂段簇吗?
 
二是不同甜度的段需要同等强度地一次压开吗?因此建议,在分段之前进行充分的地质与工程综合研究,确定水平段的甜点和甜度,依据甜度的不同确定本次压裂的强度。同时要为开发阶段的重复压裂做技术准备。
 
第三,现有地层条件能形成复杂缝吗
高应力差(中浅层>8MPa,深层>6.1MPa)裂缝易沿层理扩展或者形成台阶状横切缝,裂缝复杂度明显降低,甚至不能形成复杂裂缝。从这个意义上讲,我国南方页岩气田压裂大多不能自然形成复杂缝。而能否形成复杂缝,本人认为是压裂方案技术路线的决定因素。
 
因此建议,在压裂设计前,必须对特定的储层进行岩石力实验,判断是否满足形成复杂缝的条件,以确定压裂的主要设计原则。
 
第四,在不能形成复杂缝情况下如何实现体积压裂
压裂排量的大小决定了地面装备能力投入的大小,也是决定压裂成本高低的重要因素之一。大排量、高砂比已经成为目前广泛使用的技术手段。但是对于主应力差远高于6.1MPa不能形成复杂缝的地层而言,用大型压裂的理念来指导设计,会不会造成浪费,会不会给页岩气藏开发及调整带来负面的影响?因此建议,对于不能形成复杂缝的地层,应该采取低排量、造长缝以及暂堵的方式增加裂缝的复杂性。
 
第五,压裂液的经济性如何进一步提高
 
压裂液对页岩储层的二次伤害,曾经是我们优先考虑的问题之一。为了追求高的导流能力和尽可能高的初产,我们在开发初期使用了过高的、没有必要的技术指标,从而也带来了巨大的浪费。三年前,在一次国际会议上我呼吁“简化压裂液体系,降低压裂液费用”。近两年来在各方的努力下,压裂液的成本呈指数式下降。这体现了我们理念的变化,理念的变化带来的是直接的经济效益。在压裂液领域我们仍然有很多问题没有解决。如压裂液在页岩储层中的作用机理是什么?是增能、是支撑还是驱替?压裂液中的各类化学剂如何进行技术经济评价(如防膨剂)?如果这些基础问题都没有回答的话,如何进行优化设计?
 
因此建议,深入开展与压裂液相关的应用基础研究。
 
第六,支撑剂的经济性如何进一步提高
三年前,也就是在这个会场,我大声疾呼,“不要为了追求过高的导流能力使用陶粒或覆膜陶粒了,就用石英砂吧”!近两年来,支撑剂的使用大为改观。实践表明,采用100%石英砂替代,单井压裂成本降低30%左右,而累产并没有减少。但是目前仍有部分井区仍在大量使用高成本高强度的支撑剂。同时,在开发实践中,我们发现一个有意思的现象,即压裂液返排率越低产量越高。我们不禁要问,没有返排的压裂液干什么去了?在地层中到底起到了什么作用?这是一个需要深究的问题。我认为,没有返排的压裂液也许部份地充当了支撑剂的角色。
因此建议,开展清水不加砂压裂研究与试验。一旦成功功莫大焉。
 
第七,打加密调整井还是强化压裂
 
毋庸置疑,老区打加密调整井是降低老区综合递减率最重要的措施。涪陵老区近年来的开发实践也表明,打加密调整井后采收率是一次井网采收率的一倍以上。但是,大量的加密调整井的投入给页岩气经济开发带来沉重负担。因此,就有人提出用强化压裂延长裂缝长度等方式来部分替代调整井的议题。现压裂设计中所模拟出来的压裂主缝半长为250m左右,对于600m井距而言,理论上似乎可以替代调整井的功能。但是,最近根据煤层气压裂的实际观测结果,得出惊人的结论:微地震监测裂缝半长为130m-170m,实际井下观测仅集中在井筒8m范围之内,主缝延伸小于30m。这就给我们带来了一个启发,我们页岩气压裂是不是也是这样,实际缝长到底是多少?计算机设计模拟与实际结果相差到底有多远?微地震监测结果有用吗?
 
因此建议,鉴于页岩压裂延伸机理不够清楚,设计软件存在理论缺陷,裂缝实际延伸到底有多长存在疑问。因此,强化压裂无法替代打调整井,但可以通过优化设计减少打井数量。
 
第八,初产最大化是谋求的主要目标吗
 
国内页岩气田生产井递减特征与北美基本一致,气井投产第一年平均递减60%左右,北美平均为70%左右。如果要比较低的自然递减率,就必须要有比较低的初产,较高的初产必然导致较高的自然递减率。如要稳产就必然导致打较多的新井和较高的新井产量以及较高的措施产量。同时,较高的初产和采气速度也意味着较大的生产压差和较快的见水。因此,追求较高的初产唯一的好处是在开发初期得到较快的投资回报。
 
这与我们追求稳产和较高的最终采收率是不协调的。
因此建议,在保证最低的投资回报率的前提下,追求适当的初产和适当的自然递减。细水慢流、细水稳流应是我们应该遵循的基本的开发政策。
 
第九,页岩气田要不要搞整体压裂
青海尕斯库勒油田开辟了我国低渗透油田整体压裂的先河,树立了整体、立体开发的概念,并使之成为我国低渗油气藏高效开发的手段。目前,页岩气藏开发中并没有充分考虑到整体压裂的开发效果。井位的部署、水平段的方向、压裂的强度、层内的产量挖掘、开发过程中的加密调整、层系的产量接替等等是页岩气开发的有机整体,是一个极其复杂的系统工程,牵一发而动全身。因此,必须将其视为一个整体加以考虑。
 
因此建议,把低渗透油田整体压裂的概念引入到页岩气藏开发中,以提高整个气藏的开发效果。
 
第十,页岩气田有没有“EGR”之说
 
油田开发有EOR(强化采油)的问题,那么页岩气开发有没有EGR(强化采气)之说?打调整井和提高生产压差都是提高气藏采收率的重要手段,但这主要是针对提高游离气采收率而采取的措施。如何提高吸附气的采收率是一个值得深入研究的问题。通过大量二氧化碳和甲烷的吸附性能实验研究发现,二氧化碳对于页岩的吸附能力远大于甲烷。为此,我们开展了“973”专项研究,并取得了许多进展。
 
因此,页岩气的开发也有“EGR”的问题。注二氧化碳既可以补充气藏能量,又可以置换驱替甲烷,同时还可以减少温室气体排放,建议加快现场研究试验。一旦成功,利国利民。
 
这些年工作几点体会:
 
创新无止境;
思路决定出路,非常规资源开发需要非常规思路;
中国页岩气下步发展必须革现有技术的命;
经济性决定页岩气事业的成败;
低成本经济开发之路是页岩气发展的必由之路;
大道至简。
    
(本文系第九届中国页岩气发展论坛系列系列报道)

 
 
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