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。

 

第九届中国页岩气发展大会围绕页岩气开发产业的产业发展、高效开发、技术创新管理等层面的热点话题，进行广泛深入的探讨。中国工程院院士翟光明认为，中国页岩气开发已进入了快速发展阶段，有效储量探明和“甜点”准备显得较为重要，勘探评价工作不能放松；另一方面，页岩气规模有效开发仍存在技术瓶颈，如薄储层的页岩气区域丰度低、工程改造实施难度大，深层页岩气地质条件复杂、工程难度大，成本高，需要持续进行关键技术攻关，进一步提升页岩气开发效益。要加快页岩气的勘探开发，国家层面扶持政策仍需保持稳定性。

 

 

以下为翟光明院士现场发言实录：

 

 

咨询中心专家组通过近一年来的深入调研工作，系统总结了西南油气田（长宁）、浙江油田（昭通）、川庆钻探（威远）、长城钻探（威远）四家公司近年来页岩气勘探开发的经验和存在不足，从资源条件、技术攻关、成本把控、效益评价、管理创新等多个维度，对当前主要页岩气项目的开展情况进行了全面深入的分析评价，提出了加强页岩气有效后备资源评价、“甜点”优选和开发前期基础工作，加大关键技术攻关力度，探索建立页岩气规模效益开发的配套管理和考核机制等一系列针对性建议，为下一步页岩气业务发展提供技术支持。

 

 

一、发展概况

中石油页岩气勘探开发主要目的层是五峰组-马龙溪组，中石油矿权区内页岩气资源大约10万亿立方米，有利面积约2.1万平方公里。行政区主要位于川南宜宾、内江、泸州和云南昭通。

 

 

四川盆地页岩气地质特征从下到上有六个层系，主要是五峰组-马龙溪组。中石油川南页岩气有利储层品质接近中石化涪陵和美国的海斯维尔，但存在一定差异：埋深大，有机质演化程度较高，多期构造运动保存条件变差，寒气饱和度、渗透率及丰度略低等。

 

 

川南页岩气发展历程，在页岩气发展过程当中，中石油2006年就开始与美国公司合作，创造了页岩气领域的多个第一，第一口页岩气井、第一口页岩气水平井、第一口具有商业价值的页岩气水平井等等。

 

 

从页岩气发展里程碑节点来看，2006年开展页岩气评层选区，2009年开展先导试验，2012年设立国家级示范区，2014年实施示范区产能建设，2016年开始规模上产，2017年到2019年这三年发展速度比较快。

 

 

主要成果：第一，资源储量落实程度比较高，选区、选层准确。优选了四个区块：长宁、威远、富顺、昭通。在资源评价和选区选层基础上，开展页岩气开发先导试验，落实储量和产能，探明地质储量3224亿方，但实际动用资源储量6771亿方，探明地质储量提交明显滞后。甜点层主要分布在五峰组～龙一1亚段1-3小层，横向上分布较连续，但仍有一定的非均质性。

 

 

第二就是持续技术攻关，初步形成页岩气主体配套适用技术。我们总结了六大配套技术：

 

 

1）多期构造演化、高过成熟页岩气地质综合评价技术。包括岩石物理分析与优质页岩气储层评价、叠前同时反演技术与优质页岩气储层评价、叠前叠后资料与测井资料相结合进行地层压力预测和裂缝综合预测等。

 

 

2）复杂地下、地面条件页岩气高效开发优化技术。充分动用地下、地面资源，地面、地下兼顾，地质、工程结合，优化井位部署；平台式井组主要以6口井部署为主，与方案一致，个别井组受地面条件限制，部署3-12口井；井距不断优化，由先导试验期的400m-500m，优化至300m-400m；水平段长不断增长，由开发试验阶段的1121m，增加到规模上产阶段的1608m。

 

 

3）多压力系统和复杂地层条件下水平井组优快钻井技术。评价认为，钻井工程在布井、井型、井身结构、钻井液、井眼轨迹和导向技术、测录井，钻井提速、固井、钻机及配套装备等方面总体按照方案进行了实施，满足了页岩气规模建产的需要，基本形成了主体技术。

 

 

4）高水平应力差、高破裂压力储层水平井压裂技术。评价认为，压裂、采气工程在完井方式、压裂工艺、入井材料、压裂参数、水合物防治、排水采气工艺等方面总体达到了方案设计要求，满足了长宁、威远、昭通页岩气开发需要，基本形成了主体技术。

 

 

5）复杂山地水平井组工厂化作业技术。现场采用模块化布局，形成了多个功能区，满足“压、排、采”同时、安全、高效作业要求。采用多井拉链式压裂模式，极大的提高了压裂施工效率。

 

 

6）页岩气特色高效清洁开采技术。各建设单位均建立了比较完善的HSE管理体系，严格遵守国家及行业相关安全环保标准和规范，严格执行建设项目“三同时”，并加大了监督力度，HSE总体受控，方案实施期间未发生重大人身、设备安全及环境污染事故，总体实现了安全、清洁开发。

 

 

第三就是创新管理，保障页岩气规模有效上产。中石油凝聚多方力量，创新体制机制，构建了页岩气国际合作、国内合作、自主经营、风险服务等四大组织模式，加快了页岩气发展进程。

 

 

第四就是勘探开发效果较好，实现了页岩气规模效益开发。历经三轮优化调整，建产效果一轮比一轮好。

 

 

1）储层钻遇率明显提高。由开发试验阶段的27.6%提高到规模上产阶段的89.1%。

 

 

2）首年井均日产量明显提高。由开发试验阶段的6.02万立方米/天提高到规模上产阶段的9.3万立方米/天。

 

 

3）井均累计产量（EUR）明显提升。由开发试验阶段的0.61亿立方米/天提高到规模上产阶段的1.05亿立方米/天。

 

 

通过深化地质认识，加强资源评价，进一步落实了川南地区页岩气有利区面积为1.86万平方千米，地质资源量达7.64万亿立方米，累计探明页岩气地质储量超过1万亿立方米（截止2019年底）。

 

 

长宁、川庆、长城及昭通4个页岩气项目累计投资2013-2018年累计投资313.1亿元，税后利润50.87亿元，财务内部收益率都在8.0%以上（在国家财政补贴条件下）；向地方缴纳税费8亿余元，投资7000余万元惠民工程，强有力支持了资源地经济社会的发展。

 

 

二、主要认识与启示

1.非常规油气需要非常规理念、非常规管理和非常规技术

页岩气与常规天然气相比，开发效果较差，投资回报率低，需要降低投资效益期望值，正因为如此，在页岩气等非常规开发初期，美国也通过采取扶持政策，推动页岩气发展，至技术成熟，实现规模效益发展目标后才取消扶持政策。我国页岩气起步较晚，目前正处于发展初期，需要国家在税费和补贴上给与合理的扶持。

 

 

采用常规油气勘探-评价-开发等条块管理模式难以实现页岩气规模有效开发，需要建立全生命周期一体化的项目制管理模式和油公司与油服的利益共同体，使降本增效成为双方始终追求的唯一目标。

 

 

非常规技术就是在不断追求降本增效目标过程中，形成有效配套适用技术。

 

 

2.川南五峰组~龙马溪组海相页岩储层分布稳定，但存在一定非均质性，建产前需要扎实的前期研究和评价工作。不同井区储层品质、I类储层厚度、含气性等存在差异，虽然各家开展了大量地震和钻井评价工作，但在一些新区的建产工作中，评价工作量和综合研究仍不能满足快速上产的需求，导致一些新区块建产效果未达预期。

 

 

三、加快发展的建议

 

 

（一）问题与挑战

1.页岩气有效开发 “甜点”准备尚显不足。目前页岩气开发层系单一，开发层系主要围绕五峰组—龙马溪组开展工作，寒武系筇竹寺组等其它有利页岩储层及区块资源的可动性有待深化评价。随着上产节奏的加快和建产规模的不断加大，需要弥补页岩气快速递减的新井和“甜点”接替区块不断增多，但可有效动用的区块及其它有利层系的前期准备尚显不足。

 

 

2.页岩气规模有效开发仍存在技术瓶颈。低压（压力系数<1.4）、薄储层(<4米)的页岩气区域丰度低、工程改造实施难度大、有效动用程度低。深层（>3500米）页岩气资源占比>80%，是未来持续上产的主要领域，深层页岩气地质条件复杂、工程难度大，高温旋转导向工具易失效，压裂液及分段工艺等配套技术有待进一步攻关；效益开发面临挑战。套管变形、压裂压串等开发瓶颈问题未得到有效解决。钻机设备故障频发，非生产时效高；钻头、钻具、井下仪器等工具的失效导致无效起下钻次数多；钻机及旋转导向和部分压裂设备需要进口，数量上也有一定缺口。

 

 

目前，中国石油页岩气勘探开发关键技术与美国相比还有一定差距。北美机械钻速快、普遍实现了水平段一趟钻完成，钻完井周期短、成本低，而中国石油页岩气钻完井周期较高，差距明显；美国广泛采用高密度完井、高强度加砂、暂堵转向等新一代压裂工艺，井均EUR提高到3.0亿立方米以上，川南地区正在攻关试验，井均EUR1-1.5亿立方米。

 

 

3.实现页岩气可持续有效增产，体制机制尚需进一步完善，政策需进一步明确。与壳牌、BP等对外合作区（均已推出）和四川、重庆对内合作区以及西南油气田的其它自营区，面积2万平方千米以上，页岩气资源量大于7万亿立方米，是下一步规模上产的资源基础。然而，上述地区页岩气重点目的层龙马溪组埋深多大于3500米，勘探开发和认识程度较低，规模有效减产难度较大需要创新体制机制，凝聚多方力量推进页岩气勘探开发。

 

 

4. 国家政策具有不确定性，页岩气开发社会阻力和环保压力大。虽然国家政策规定页岩气可以采用市场定价，但规划期能否实现现有天然气门站价格基础上上浮20%仍受多种因素影响；同时2019年6月国家财政部等下发文件，从2019年开始，国家对页岩气的补贴政策由总量补贴变为增量补贴（至2023年），对页岩气建产节奏和效益产生较大影响；初步估算，在没有政策补贴的条件下，中石油四家页岩气企业财务内部收益率很难达到8%的经济下限。近年来地方政府“留GDP、留利、留税、分红和参与开发页岩气就地转化”等诉求及当地居民诉求日益激烈，诉求不满足就以页岩气引发地震和噪声污染等为由阻工。页岩气专项环保政策不完善，各类评价和建设许可审批周期长，单项环评批准需要5个月，单宗临时用地办理需要6个月，严重制约了页岩气开发顺利实施。地方政府要求就地低价销售天然气，不允许页岩气出县、出省，影响天然气最终效益目标的实现。

 

 

（二）对策建议

1.加强页岩气评价工作，加快有效储量探明和“甜点”准备

一是针对探明储量滞后问题，加强建产期前的评价工作，及时提交探明储量，同时推动国家出台页岩气等非常规油气“探采一体化”或延长试采期等有效矿权管理办法；二是加快五峰组和龙一13-4等甜点层的评价和开发试验，优选充足的“甜点”，进一步提高探明储量的动用率；三是加强龙马溪组及寒武系筇竹寺组等有利层位的评价优选和开发试验，寻找新的有效开发目的层；四是不断探索新层系、新领域，夯实加快产能建设的资源基础。

 

 

2.加强关键技术攻关，进一步提高页岩气开发效益

一是完善三维地震地质建模，突出“两宽一高”、深度偏移、岩石物理、叠前储层预测等关键技术攻关与应用，进一步提高甜点区及有效储层预测、压裂微地震监测的精度。二是全面推广钻井提速模板，升级钻井装备，强化参数，在2018年实现1500米水平段一趟钻的基础上，2020年实现2000-2500米水平段一趟钻；试验推广“小簇间距射孔+大排量造缝+高强度加砂”等水平井压裂提产及石英砂替代陶粒等降本工艺，努力提高单井EUR和效益；在长宁、威远开展小井距水平井、勺形井试验，在泸州区块开展龙一11小层和龙一14小层分层开采试验，提高储量动用率；做好长宁区块罗场-双龙向斜、泸州、渝西区块深层页岩气的攻关试验，力争在压裂成效上取得突破。三是加大技术攻关，努力实现深层页岩气开发关键工具的国产化，降低作业成本。

 

 

3.完善管理体制机制，凝聚多方力量，加快页岩气勘探开发。中国石油凝聚多方力量，创新页岩气项目管理体制机制，建立多种管理模式，初步实现了页岩气的规模有效开发，但要实现页岩气的可持续有效增产，还需要进一步完善页岩气管理体制机制。一是在自营区建立油公司与油服风险共担、利益共享机制（如油服享有油公司一定比例的利润分成）；二是在油公司自营区和其它合作区，可通过项目制全生命周期管理、“1+N”合作风险模式或矿权内部流转等方式，凝聚多方力量，加快页岩气勘探开发，保持政策的稳定性，凝聚多方力量，推进页岩气勘探开发。

 

 

4.进一步加强内外部沟通和协调工作，保障页岩气可持续有效发展。高度重视地方关系协调工作，建立“政策统一、标准统一、步调统一、点面全覆盖”的“大外协”模式，降低阻工影响，进一步加强地方政府沟通和协调工作，推动国家部委出台的“放管服”政策落实，与地方政府建立高效协调机制；重视环境保护。在浅层地下水保护、钻完井及压裂返排液回收、钻井岩屑处理、测试排采天然气放空等方面按照相关规定严格执行到位，对全部含油岩屑合规达标储存及处理；根据国家对页岩气价格和补贴政策的变化，及时采取应对措施，进一步提高页岩气开发效益。

 

 

好，我的汇报就到这儿，谢谢！

 

 

（本文系第九届中国页岩气发展论坛系列系列报道）