中国页岩油中长期发展规划研究Word格式.docx
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1011m3（USGS，2004）提高到1.1×
1012m3。
目前，美国有页岩气井40000余口，页岩气年产量也从2000年的122亿立方米迅速提升到2011年的1800亿立方米，占美国天然气总产量的34%，平均年增长率达到45%，改变了美国的能源供应格局，提高了美国的油气自给率，推动美国逐步实现“能源独立”的梦想。
（二）世界页岩油资源状况及发展态势
继美国之后，加拿大也开始页岩气的区域勘查、摸底和试验。
如选择西部沉积盆地（BritishColumbia东部和Alberta地区）上白垩统Wilrich组及其同时代地层、侏罗系Nordegg/Fernie组、三叠系Doig/DoigPhosphate/Montney组、Exshaw/Bakken组和泥盆系Ireton/Duvernay组开展页岩气勘探潜力评价，预测该区页岩气资源量为2.4×
1013m3。
加拿大非常规天然气协会认为西部（包括BritishColumbia北部Bowser盆地）Colorado页岩段、侏罗系及古生界页岩和东南部的泥盆系页岩具有开发的潜力，计算页岩气资源量为39.054×
1012m3，可采资源量6.79×
1012m3，高于其常规天然气的资源量（11.91×
1012m3），加拿大对页岩气的开采始于2007年，2009年在HornRiver和Montney地区页岩气年产量72×
107m3。
此外，欧洲的多个盆地正在开展页岩气勘查，其中瑞典的Alum页岩、波兰的Silurian页岩和奥地利的Mikulov页岩进展明显，经初步估算，西欧页岩气资源量约为28.3×
1012m3，可采资源量为3.96×
随着勘探进展，人们发现泥页岩油藏与气藏的发现并不是截然分开的，如美国第二大气田-FortWorth盆地的NewarkEast气田，页岩气主要产自Barnett组页岩，而Barnett组页岩同时也产出大量的油，2007年底已经超过2.40亿桶，液态烃产量总体也快速增加，油气的产出随有机质成熟度的增加明显呈环带分布，在有机质镜质体反射率Ro为0.6%~0.9%的范围内，主要以产油为主，而在Ro>
0.9%的范围内以产气为主。
2010年，HESS公司对MaverickSub盆地EagleFord页岩的勘探开发也证实，生产井中既产油，同时也产气，成明显的条带状分布。
页岩油的勘探开发已有130多年的历史，累计产量1亿多吨。
其开发历史可分为两个时期：
19世纪80年代～20世纪20年代，初期勘探开发；
20世纪20年代～至今，中期勘探开发。
目前，美国是世界上开发页岩油最多的国家，代表性的沃斯堡盆地Barneet页岩，从1982年6月1日至2006年7月1日原油产量为623×
104m3。
另外，俄罗斯、加拿大、阿根廷、厄瓜多尔、英国、中国等国家都有对页岩油藏成功勘探开发的范例，据统计，世界非常规石油地质储量约1万多亿吨。
（三）国外页岩油勘探开发技术发展现状
全球对页岩气的开发并不普遍，仅美国和加拿大在这方面做了大量工作。
其中，美国已进入页岩气开发的快速发展阶段，加拿大商业开采还处于起步阶段。
美国页岩气开发有80多年的历史，参与的石油企业从2005年的23家发展到2007年的64家。
2000年美国页岩气年产量为122亿立方米，而2007年，仅NewarkEast页岩气田的年产量就达217亿立方米，美国页岩气总产量接近500亿立方米，占美国天然气总量的8%以上。
过去20年间，Barnett页岩气藏开发经历了直井泡沫压裂、直井交联凝胶压裂、直井清水压裂、清水二次压裂和水平井压裂五个不同阶段。
随着人们对页岩完井和开采技术的改进以及对页岩气藏了解的提高，还将会有更多的发展阶段。
随着页岩气地质储量评估、钻井设计和完井技术等技术和工艺的进步，更具体地说，在过去两年中，钻井和增产措施取得了巨大的进步，页岩油的勘探开发迅速发展。
页岩气开采技术，主要有水平井+多段压裂技术、清水压裂技术和近期出现的最新压裂技术-同步压裂技术，这些先进的技术不断提高着页岩气井的产量。
正是这些先进技术的成功应用，促进了美国页岩气开发的快速发展。
随着技术的进步，页岩气井压裂措施的费用也逐步降低。
水平井是页岩气藏成功开发的另一关键因素。
根据美国经验，水平井的日均产气量及最终产气量是垂直井的3-5倍，产气速率则提高10倍，而水平井的成本则不足垂直井的2-4倍。
因此，水平井的推广应用加速了页岩气的开发进程。
由于页岩气发育规模较大单口井的控制可采储量高（可达6千万方），采取措施后的单并日产量可达3万方加之页岩气井的产量，递减率低，容易实现30-50年的稳产时间，因此能实现相对的高产的经济价值。
美国页岩气藏的成功开发主要依赖于完井技术的进步，受到了压裂设计实验的推动。
例如，压裂技术由泡沫压裂发展到凝胶压裂再到水力压裂，这一过程对NewarkEast气田的开发起到了重要作用。
最初的水平井一般是单段或两段式压裂，目前已经增加至六段式或更多。
开发20年，钻3000口垂直井后，钻井技术由垂直井转变为水平井。
美国页岩气生产历史给我们的启示是：
页岩气作为一种非常规气藏它是客观存在的，其能否合理的开发利用，很大程度上取决于技术的进步，一方面评价技术的发展使人们更加了解页岩的储集特征，从而对于页岩气的地质储量的评估更客观，另一方面钻井技术的进步在开采页岩气的历史中起到了关键作用。
针对页岩的储层特征采取压裂和钻井方式在该区获得良好的效果。
（四）国外页岩油勘探开发经济分析
重点对北美页岩油的资源、技术、经济上进行论述
（五）国外页岩油发展经验和启示
美国早在19世纪就已经开始在页岩带上钻井寻找天然气的努力，其第一口页岩气生产井钻于1821年，位于纽约州附近的弗雷德尼亚镇（Fredonia）附近的泥盆系页岩。
但直到170多年后，随着水力压裂技术的应用，页岩气的产量才开始显著地增加。
在1997年，Mitchell能源公司在巴涅特（Barnett）页岩带作业中首次使用清水压裂。
清水压裂使巴涅特页岩最终采收率提高了20%以上，作业费用减少了65%。
进入21世纪，水平钻井和水力压裂技术开始成熟并得到推广应用，这使得包括页岩气在内的非常规天然气得到了更为迅速的发展，改变了美国国内常规天然气产量逐渐下降的趋势。
页岩气产量持续增加，也使美国2009年天然气总产量达到5858亿立方米（其中页岩气产量为930亿立方米），首次超过俄罗斯的5277亿立方米成为世界第一大天然气生产国。
纵观美国页岩气开发的历史，其得到蓬勃发展的原因主要源自对三种风险的克服。
首先是地质风险。
美国能源信息署（EIA）2012年数据显示，美国本土页岩气技术可采储量为13.7万亿立方米，这个数字相比于2011年估计的23.4万亿立方米下降不少，其主要的原因就是随着钻探活动的增加，美国对页岩气的认识更加清晰，剔除了一些现有技术还无法开采的储量。
但是，一些页岩气带的储量增长预期依旧乐观，比如2002年估算的马赛勒斯（Marcellus）页岩带所蕴含的天然气技术可采储量为566亿立方米，2011年8月美国地质调查局的数据表明，该页岩带的技术可采储量增加到2.4万亿立方米，在2012年的数据中，这个数字又增加了1.6万亿立方米。
其次是政策风险。
非常规能源在开发初期往往离不开政策的扶持。
如果仅依赖于市场的价格调节，页岩气等非常规气在开发初期很难获得盈利。
1980年美国国会通过《原油意外获利法案》，其中第29条税收补贴条例对1979年到1993年期间钻探与2003年之前生产和销售的页岩气均实施税收减免，减免幅度为0.5美元/mmbtu（mmbtu：
百万英热单位；
以当前汇率计算，4美元/mmbtu约合1元/立方米），而在1989年美国天然气定价基准亨利枢纽（HenryHub）价格仅为1.75美元/mmbtu。
补贴的存在使得开发者在本世纪初期依然保持了对页岩气开发的动力。
而且，美国禁止天然气生产者拥有天然气管网资产，这样就避免了垂直垄断的出现，为页岩气顺利进入市场创造了条件。
第三是技术风险。
技术进步决定了非常规气是否可以经济开采的基础。
21世纪初，美国常规天然气产量开始出现下滑，减产幅度约为每年1.4%（尤其是2000至2005年期间墨西哥湾的产量下降）。
而美国天然气的需求却不断扩大，伴随着石油价格在2000年后不断走高，天然气价格也不断突破历史高位。
此时，石油天然气巨头们减少了对北美本土上游天然气开发的投资，纷纷转向了国际LNG市场。
但美国和加拿大的中小型天然气企业，由于缺乏进入国际市场的资本，则将注意力更多地转向运用新技术开采北美的非常规天然气。
尤其是2005年，在巴涅特页岩气开发过程的逐渐成熟，带动了新技术在新页岩气带生产中的直接应用，进一步降低了成本，提高了采收率。
一些开发商认为其生产成本每年降低20%~30%，而美国页岩气的生产从2005年到2010年增长了近7倍，从209亿立方米增长到1359亿立方米，占到了美国2010年天然气总产量的23%。
对地质、政策以及技术风险的克服是美国页岩气得到快速发展的关键，2000至2009年高涨的天然气价格，则成为了美国页岩气市场培育成熟的催化剂。
当今，随着美国页岩气大量涌入市场，其天然气价格已经远远低于世界其他市场。
这不仅改变了全球天然气市场的格局，也刺激了包括中国在内的一些能源消费国开始着手开发本国的页岩气资源。
二、国内页岩油勘探进展
（1）渤海湾盆地济阳坳陷
自2007年以来，胜利油田就开始关注页岩油领域，并于2008年开始一方面进行资料调研，另一方面对常规油气勘探中积累的资料整理、分析及预研究，2009年正式开始立项研究，开始以东营凹陷作为研究区进行相关的研究，研究认为，东营凹陷的页岩在有机质丰度、类型、矿物组成、孔隙度、温压环境和含油气性方面与北美页岩油商业开采区具有很好的可比性，但在有机质演化程度上相对较低，认为应该以页岩油勘探为主。
在东营凹陷研究的基础上，页岩油方面的研究工作在整个济阳坳陷立项展开，并于2010年在页岩发育较好、页岩中油气显示丰富的沾化凹陷渤南洼陷罗家地区进行系统取芯及分析测试工作，并组织各专业人员进行攻关，初步建立了陆相盆地页岩油评价方法体系，形成了岩相特征及评价、源岩特征及评价、储层特征及评价、含油性及评价和产能特征及评价等评价方法。
另一方面，通过跟国外公司的交流与合作，选定合作区进行相关的共同研究，从八个方面对东营凹陷的页岩油勘探前景进行评估。
随着页岩油的发展，页岩油工作进入勘探部署阶段，页岩油资源的评估显得尤为重要，在中石化的统一组织下，济阳坳陷展开了首次页岩油资源评价工作，目前，相关工作正在进行中。
截止2011年底，济阳坳陷320余口探井在页岩中见油气显示，其中30余口井获工业油气流。
各凹陷、多层系均见工业性油气流，以沾化、东营凹陷最多，产油为主，产气次之。
最早于1973年，在东营中央隆起带钻探河54井，沙三下亚段2928-2964.4m泥页岩段中途测试，5mm油嘴放喷，日产油91.4t，日产气2740m3，是济阳坳陷第一口泥页岩工业油流井，也是迄今发现产能最高的井。
沾化凹陷罗42、车镇凹陷的新郭3、东营凹陷的利深101等井也相继都在页岩段获得了高产油气流，其中获得页岩油的主要层系为沙三下和沙四上亚段。
2011年对系统取心井罗69井进行了分析化验分析，在罗家地区开展了评价部署工作，部署了渤页平1、渤页平2、渤页3HF等3口专探井，其中完钻的渤页平1获良好油气显示。
按照“立足沾化、东营，兼顾车镇、惠民，分类评价认识”的部署思路，2012年在渤南地区开展跟踪评价，完善分类评价标准和不同类型的分布规律，落实一个资源接替新阵地；
东营地区依据系统取心资料，针对沙三下、沙四上2套层系，分洼陷开展分类评价部署，落实勘探潜力。
济阳坳陷主要页岩油探井状况
盆地
地区
井号
层位
日产油量（t）
备注（井段m）
渤海湾盆地
沾化凹陷
义21
Es1
35
2676-2764.2
义30
5.2
2700-2772.4
义26
12.4
2739.2-2813
义18
62
2742.2-2757
桩396
0.2
3047-3069
义13
Es3-4
2.6
2979.6-2998
桩斜792
Es3
0.18
3496-3505.4
罗7
1.52
2881-3048
罗67
2.09
3287-3310
3.4
3281-3295
罗20
9.2
2869.8-2880
新义深9
38.5
3355.11-3435.29
罗19
43.5
2936-2962
罗42
79.9
2828.13-2861
义20
Es4
1.1
2890-2928.8
22
2855.6-2928.8
垦27
1.75
2619-2642.2
2.1
2606-2615.2
渤页平1
2.81
3605-3628
7.8
3665-3703
义182
140
3442-3480
3067-3079
车镇凹陷
车55
0.32
3195.22-3259.31
新郭3
35.6
2825.6-2837.6
郭7
8.98
2940.83-2998.35
大5
0.002
2226-2246
郭9
0.1
2910-2920
大93
6.32
2381-2401
大95
0.37
3280-3307
大2
1.3
2320-2340
3.9
2354.6-2372
大92
2665.4-2693
大91
1.11
2870.4-2894.8
郭深7
0.28
3064-3107
大94
27.1
2353.2-2368
惠民凹陷
临86
3906-3938
夏102
3994.2-4010
夏39
0.97
3997.6-4106.8
夏941
6.67
3808.6-3878.98
东营凹陷
梁211
0.52
3165-3207
辛42
0.8
3300-3360
牛876
1.31
3500.5-3508.3
河132
3.84
3235.89-3307.66
樊41
4.49
3047.5-3066
樊120
5.14
3088-3111
河88
5.89
3203.6-3214.9
河54
91.3
2928-2964.4
梁7
0.02
2827-2880.1
纯87
0.08
2923.2-2934.4
3510.4-3524.2
永556
0.36
2886-2928
通39
0.48
2974-2981.8
1.21
3264.8-3287.4
滨172
3.18
3120-3163
利深101
4.29
4395.1-4448
樊119
9.61
3290.7-3302.1
史13
12.1
3046.4-3276.5
高7
14.4
3312~3325.8
15.9
3238.7-3253.1
王76
21.5
3262~3340
东风1
24
3104-3250
牛52
12.6
3141.95-3240.5
利758
5.81
3224.3-3250
第二章中国页岩油发展基础与潜力
一、中国页岩油资源基础
（一）中国东部页岩油资源基础
济阳坳陷烃源岩层系多、分布范围广、油气显示多，是近期页岩油主要的勘探阵地。
济阳坳陷勘探面积约2.62×
104km2，经历了多期构造演化，具有多期成盆、多凹共生的特征，发育有8个凸起、3个低凸起和4个凹陷，各凹陷内下第三系发育多套陆相沉积的泥页岩，具有形成页岩油的资源基础。
济阳坳陷古近系主要发育沙一段、沙三段和沙四上亚段三套泥页岩，其中沙四上亚段泥页岩是半咸-咸化湖相沉积，其富含有机质的烃源岩主要分布在东营凹陷和沾化凹陷，主要岩性为棕褐色、灰色-灰黑色页岩、灰质页岩、灰质泥岩，夹浅灰色泥灰岩；
沙三段泥页岩是半咸-淡水湖相沉积，分布范围广泛，是济阳坳陷全区性的烃源岩主要岩性为灰色-灰黑色页岩、灰质页岩和灰质泥岩；
沙一段也是一套半咸-咸化湖相沉积，分布范围广，但由于成熟度相对较低，有效烃源岩主要发育于沾化凹陷和车镇凹陷，岩性上部为泥岩夹油页岩，下部以油页岩为主。
济阳坳陷古近系沙河街组页岩具有很高的有机质丰度，有机碳含量一般在1.0～6.0%之间，有机质类型以Ⅰ型为主，演化程度分布范围较宽，镜质体反射率分布在0.3～2.0%之间，绝大部分分布在0.5～1.3%之间，处于生油窗范围之内。
济阳坳陷古近系沙河街组泥页岩矿物组成中，碳酸岩含量较高，一般在20～70%之间，含有一定量的石英，粘土含量绝大多数小于50%，一般在20～40%之间，脆性矿物含量一般超过50%。
济阳坳陷沙河街组泥页岩在进入生烃门限的深度以下普遍具有异常高压，压力系数最高超过1.8。
据三次资评资料，济阳坳陷古近系沙河街组泥页岩生烃量631.6×
108t，排烃量为152.8×
108t，残留烃量为478.8×
108t，残留烃量为排烃量的三倍左右。
沙四上亚段泥页岩生烃量380.6×
108t，排烃量为43.8×
108t，残留烃量为159.0×
108t，其中东营凹陷生烃量155.2×
108t，排烃量为31.7×
108t，残留烃量为123.5×
108t，占整个济阳坳陷的四分之三左右。
沙三段段泥页岩生烃量202.8×
108t，排烃量为97.0×
108t，残留烃量为283.6×
108t。
沙一段段泥页岩生烃量48.0×
108t，排烃量为12.0×
108t，残留烃量为35.2×
（内容要求：
按盆地、凹陷、层系分别论述：
勘探现状、页岩油形成富集地质条件、资源概况、资源分布特征。
依据第三次资源评价的生烃量、排烃量，估算页岩油资源（地化））
1.渤海湾盆地：
济阳坳陷（中国石化胜利油田）、临清坳陷（中国石化中原油田）、黄骅坳陷（中国石油大港油田）细化到凹陷、辽河坳陷细化到凹陷（中国石油辽河油田）、冀中坳陷细化到凹陷（中国石油华北油田）。
冀东（中国石油冀东油田）
2.松辽盆地：
细化到凹陷（中国石油大庆油田、吉林油田，中国石化东北分公司）
3.东部其它盆地：
南襄盆地（中国石化河南油田）：
泌阳凹陷、南阳凹陷；
苏北盆地（中国石化江苏油田）：
盐城凹陷、高邮凹陷、金湖凹陷、海安凹陷（中国石化江苏油田）、溱潼凹陷（中国石化华东分公司）；
江汉盆地（中国石化江汉油田）：
潜江凹陷、江陵凹陷需要细化；
二连盆地（中国石油华北油田、中国石化中原油田）：
其它盆地、凹陷（中国石化勘探院）。
（二）中国西部页岩油资源基础与发展潜力
（内容要求同
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