全国页岩气勘查开发进展情况.docx

1、全国页岩气勘查开发进展情况全国页岩气勘查开发进展情况全国页岩气勘查开发进展情况2月25日，全国页岩气勘查开发进展情况汇报会在北京召开，会议由国土资源部主持，目的是为了全面了解我国页岩气勘探开发现状，研究完善有关页岩气产业政策，同时也为各中标单位与油公司搭建一个提供技术和信息服务、交流和培训的平台，共同推动页岩气事业健康快速发展。国土资源部勘查司、科技合作司、储量司、油气中心、中国地调局油气中心、中国矿业协会、中石油、中石化、中海油、中联煤、延长石油、河南煤层气以及在第二轮页岩气探矿权招标出让中中标的16家企业代表出席会议。会议分别听取了国内6家最先涉足页岩气勘查开发的企业中石油、中石化（第一轮

2、中标企业）、中海油、中联煤、延长石油、河南煤层气公司（第一轮中标企业）各自工作进展、实践经验和认识，并对我国页岩气勘查开发政策提出相关建议。综合6家企业介绍的数据得出，近年来，我国页岩气勘查投入已达70多亿元，施工钻井80多口，其中水平井20余口，2012年已累计产气1500多万立方米。此外，这些企业在页岩气勘查开发关键技术方面，结合我国地质条件，均取得了进展：中石油在水平井分段压裂改造、微地震监测技术等方面取得重要进展；中石化在关键完井工具研发、水平井钻井液、压裂液体系研发及压裂装备研制等方面取得进展；中海油初步掌握了页岩气钻、完井技术，并初步具备了设计能力；延长石油初步掌握了陆相页岩气水平

3、井钻、完井技术，形成了适用配套工艺技术体系，创新性地开展了页岩气井CO2（二氧化碳）压裂技术试验等。 企业代表对我国页岩气勘查开发工作提出了建议：加强公益性地质工作，进一步划出有利区域，指导企业的勘查开发工作；集中优势力量加强科技攻关，尽快使勘查开发核心技术“国产化”，从而降低成本，形成规模开发；尽快建立行业标准和规范；加快推进对外合作，出台相关政策和管理办法等。 会议最后，国土资源部地勘司司长彭齐鸣指出：（1）我国页岩气资源潜力不是问题，国家肯定会高度重视和发展页岩气资源，目前面临的是怎么开发的问题；（2）企业将来在页岩气勘探开发过程中必须高度重视环境保护问题；（3）企业要通过技术国产化来降

4、低开发成本，提高效率；（4）将创新机制，在实践中探索符合中国国情的页岩气发展模式。通过先导示范，总结推广适用的科技、工艺，研究解决政策和标准规范等问题。（5）发挥企业技术创新主体的作用，为企业搭建沟通和交流的平台。他再次强调要以这次会议为起点，在页岩气勘查开发企业中建立信息报送机制，动态掌握页岩气勘查开发最新进展，针对问题及时作出反应，并促进企业之间的沟通交流。 以下是各企业汇报的详细内容：一、中国石油天然气股份有限公司1、概述2009年至今，中石油页岩气勘探开发工作总共投入40亿元，完成了地质浅井22口，探井28口（其中直井21口，水平井7口），二维地震4411km，三维地震380km2，2

5、个井组（1个平台8口井，另1个平台6口井，已部署水平井7口，完钻2口，正在钻2口），主要作业区域位于川南的长宁昭通和富川永川地区。从目前钻探效果看，川南地区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组和下寒武统筇竹寺组两套海相碳质页岩各项地质指标均较好，但以上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组笔石页岩为目的层的井均获得较好的效果，而以下寒武统筇竹寺组为目的层的井含气量较低，效果不理想。按现在的钻完井成本算，能够获得商业开发价值的只有宁0201-H1井，其产量为15万方/天。指导思想：做国内页岩气业务主导者，倡导“工厂化”勘探开发作业模式。2、取得的工作进展（1）经验总结1）页岩气开发应以海相页岩为主体；2）目

6、前完成的7口水平井水平段长度介于637-1079米之间，平均853米，钻完井周期为78-195天/井，平均145天/井，一般现在钻井平台建设需要30天/井，钻井需要60天/井，压裂排采需要60天/井；3）从川南地区现有开发井试验得出，单井控制可采储量在1.2-1.5亿方之间，产量一般第一年下降65%，第二年下降45%，第三年下降10%，往后趋向平稳状态；4）以前水平井成本8000-10000万元/井，平均9000万元/井，现在一般为5000万元/井，将来国产化后会更低，国内费用比美国高出40-50%；5）川南地区页岩气发育核心区为压力系数大于1.3的超压异常地层区域；6）页岩气管道匹配设置一般

7、按每口井8-10万方/天计划；7）除四川盆地外，中石油还对全国其他大部分含油气盆地羌塘盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地、准格尔盆地、渤海湾盆地等进行了页岩气资源调查分析，认为四川盆地蜀南地区页岩气成藏条件最为有利，面积约50000 km2，其中有利区面积为23000km2，资源量为10万亿方。南方地区海相页岩气发育核心区优选标准最小值如下：厚度（m）TOC(%)RO(%)含气量（m3/t）402.01.13.0（2）勘探开发技术新进展1）二维地震连片综合处理对页岩气勘探开发应用效果较好；2）页岩段钻井钻头一定要谨慎优选，防止钻探时造成地层塌翻；3）利用油基泥浆防止储层污染，高效钻头和油

8、基泥浆的应用在页岩气勘探开发中非常重要；4）分段压裂技术；5）中石油掌握的分簇射孔工具，可把射孔成本降低至原来的三分之一，符合桥塞控压能力达75兆帕以上，基本能满足川南地区页岩气井压裂要求；6）目前，中石油微地震监测技术主要是应用威德福和斯伦贝谢的技术，两口井间微地震监测，井间距离在500米以内才能有成效，近期想逐步国产化，国内东方物探这项技术相对成熟。3、交流与合作中石油对外合作情况：合作区块之一为富川-永川区块，面积为3818，目的层为上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组，合作企业为壳牌公司；合作区块之二目前正在与康菲公司洽谈中，应该很快完成合同签订。此外，为了支持地方经济发展，与地方形成利益

9、共同体，中石油长宁区块4000 km2页岩气有利区与四川省地方政府合作开发，同时，永川区块也将与重庆市政府企业合作开发。4、下一步工作计划中石油计划近三年内对矿权区内页岩气发育层系、核心区和资源量等基本评价清楚，并在先导区部署开发工作。“十二五”后三年间，将完成钻井平台24个。第一步（2013年-2015年）：在离管网近的区域开展2-3个先导区；第二步（2016年-2020年）：“工厂化”规模勘探开发作业。中石油2013年2030年页岩气产能预计情况如下表所示：2013年（亿方）2015年（亿方）2020年（亿方）2030年（亿方）1.31510-205002013年中石油将新钻2个钻井平台（

10、8+8），每一期钻4口水平井，2013年2016年间中石油页岩气钻探计划情况如下表所示：时 间评价井（口）直井改水平井（口）开发井（口）2013年83282014年184432015年184512016年4413储运方案：中石油将投3.5亿元在长宁昭通地区建成15亿方/年（其中长宁10亿方/年，昭通5亿方/年）的页岩气外输能力的管网，威远地区页岩气主要通过已有的常规天然气管网外输。5、小结与建议1）总结根据不同地质类型建立页岩气评价标准；水平井快速钻完井相关技术（油基泥浆、分段压裂、井下微地震监测）攻关；加大合作力度（借鉴中石油苏里格气田5+1模式），引进市场竞争机制，促进快速发展，中石油常规

11、油气合作模式是拿条件一般的区块出来与外企合作，页岩气则是拿条件最好的区块出来合作，早日形成规模化开发；重视环保，尽量平台化钻井，压裂液循环利用；政府与公众共同监督环保问题。2）下一步工作建议需要加大“工厂化”先导试验，按步骤进行；充分发挥国有大型企业作用，实现页岩气跨越式发展；南方地区海相页岩主要目的层还是上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组，下寒武统筇竹寺组各项指标良好但含气量较低，且目的层一定要超压地层，换句话说超压地层等于高产页岩气；川南地区1万亿方可采储量没问题，现在钻井过程中每口井都遇到各种工程技术问题挑战，解决好技术问题是关键；鉴于目前国内页岩气开发成本较高，必须国产化把开发成本下降到

12、5000万元/井以下才能取得经济效益。二、中国石油化工股份有限公司1、概述中石化主要在重庆彭水、重庆南川、重庆涪陵和下扬子地区宣城-桐庐区块开展页岩气勘探开发工作，其中宣城-桐庐区块与道达尔合作。中石化总共完成二维地震4505km，共完成钻井23口，其中14口井进行了压裂改造。彭水区块总共完成开发井5口（直井1口，水平井4口），二维地震1086km，彭页1井目前产量为2万多方/天，彭页3HF井已完成压裂工作，正在排采中。南川区块完成二维地震830km，钻井1口，井深4000米，目的层为上奥陶统五峰组下志留统龙马溪组。就彭水区块而言，目前水平井费用为1亿元/井，该区资源丰富但开发成本较高，就目前

13、这成本很难获得经济效益。至今能商业化生产的只有焦页1井，产量为6万多方/天。中石化川东南地区总有54000km2页岩气发育有利区，可采资源量约2万亿方。2、取得的工作进展1）中石化南方海相页岩属于型干酪根，TOC为5.3%，RO为2-3%，水平井一般共15段，水平段长1000米左右，初始产量为20.3万方/天，稳产10万方/天；2）中石化页岩气区块基本属于盆缘山区，由于地貌条件复杂钻前投入相对较大，大概800万/井；3）涪陵区块海陆过渡相取得重大突破；4）川西南地区金石1井产量为2万多方/天（目的层为下寒武统，埋深约3500米）；5）川东北元坝地区陆相侏罗系自流井组大安寨段为目的层的5口井获得

14、工业气流；6）贵州黄平地区黄页1井产量为400方/天；7）湖南湘中地区湘页1井产量为2000多方/天，现在产量只有几十方/天；8）关键技术进展情况：完井工具（裸眼封隔器+滑态分段压裂塞）；泵送易钻电缆桥塞获得成功应用，目前已成功出口国外；水平井钻井液已研发出来并得到成功应用；防漏堵漏技术（这技术在我国南方地区很重要，在彭水区块已得到应用，效果良好）；压裂液已配置成功并已应用于彭水地区；压裂车；中石化无锡所已研制出含气量等分析测试技术。3、对外合作1）贵州凯里一区块与雪弗龙公司合作，目前已完成1口井钻探工作，目的层位龙马溪组，页岩品质不理想，另外2口井正在钻探中；2）凯里二区块与BP公司合作，工

15、作正在开展中；3）綦江区块将与康菲公司合作，正在签订合同；4）湖北张家界区块将与埃尼公司、道达尔公司合作。4、下一步工作计划第一层次：加快重庆涪陵区块页岩气开发示范区产能建设；第二层次：加快彭水研建区块规模化生产工作；2013年产量预计将达3-5亿方，部署探井12口，生产井25口；2015年产量预计将达10-15亿方。5、工作建议1）科学规划，有序稳步推进；2）加快推进对外合作，职能部门应尽快出台相关政策或管理方法，目前受这方面政策影响，导致国外合作企业资金进不来；3） 积极推进技术攻关，推动页岩气产业健康快速发展；4） 建议继续研究评价可采资源量，提高产能降低开发成本。三、中国海洋石油总公司

16、1、概述中海油页岩气勘探开发工作主要在安徽省芜湖区块开展，该区块面积为4840km2，2011年总共投入981万元，2012年总共投入3714万元，目前已完成参数井4口，主要目的层位为上二叠统大隆组、下二叠统孤峰组和上奥陶统五峰组，已初步评价了这三套优质碳质页岩，这三套页岩各项指标良好，但钻探显示含气量很低，勘探开发工作没有取得突破，此外，该区属于下扬子地区，构造改造强烈，页岩气保存条件相对较差，火成岩较发育，对有机质破坏严重。预计2013年将投入1.5亿元，继续开展工作，力争取得突破。2、取得的工作进展1）初步形成地质评价标准与流程；2）探索了页岩气地球化学实验分析测试技术；3）掌握页岩气开

17、发生产规律。3、对外交流与合作1）与壳牌公司合作共同开发安徽区块页岩气资源；2）加强国际合作，与美国犹大学就“中国页岩气项目”进行合作；3）中海油走出去战略，收购Eagle Ford页岩油气资源三分之一股份，目前有382口井正在进行生产；4）收购Niobrara页岩油气资源三分之一股份，目前有75口井正在进行生产；5）通过海外收购项目了解美国页岩油气勘探开发模式。4、下一步工作计划1）利用海外收购的页岩油气区块学习储层分析与压裂设计流程，掌握生产关键技术，具备作业能力；2）战略选区评价，力争获得国内具有潜力的页岩油气矿区区块；3）页岩气、煤层气和致密砂岩气“三气”共同开发战略。5、问题与建议1

18、）中海油页岩气勘探开发工作起步晚，矿权区块地质条件差，成本压力大；2）中海油陆上管网等市场基础条件差；3）力争获取国内页岩气条件好的矿权区块；4）目前美国页岩气开发基本不赚钱，而页岩油开发相对赚钱；5）经济性页岩气区块在哪里，页岩气开发必须要重视环境保护。四、中联煤层气有限责任公司1、概述中联煤层气公司主要是在沁水盆地海陆过渡相煤系地层开展页岩气勘探开发工作，煤系地层特点是单层厚度薄但累积厚度大，且有煤层互层。太原组页岩TOC为3.66%，含气量为1.28m3/t，山西组页岩TOC为3.27%，含气量为1.3m3/t，下石盒子组页岩TOC为2.0%，含气量为1.12m3/t，三套页岩RO平均为

19、1.4%，最大可达2.0%，均属于成熟过成熟阶段。目前正在开钻3口页岩气井，全井取芯，选层和压裂工作。2、取得的工作进展1）初步确定了沁水盆地页岩气发育目的层系；2）初步优选了页岩气发育有利区；3）初步完成了页岩气资源潜力评价；4）正在钻探3口页岩气参数井。3、下一步工作计划“十二五”期间中联煤层气公司将完成页岩气探明储量8亿方，力争产量达4.5万亿方，钻探59口试验井，118口水平井。4、小结与建议建议国土资源部再给中联煤层气公司相应的页岩气矿权区。五、延长油矿管理局1、概述延长油矿管理局页岩气工区主要位于鄂尔多斯盆地东南部地区，目前已完成钻井23口，其中直井19口，压裂改造13口，单井产量

20、为2000方/天，丛式井2口，水平井2口（第一口水平段为605米，第二口水平段为1050米），压裂改造1口，单井产量为8000-10000方/天。2、取得的工作进展1）鄂尔多斯盆地二叠系长7段和长9段具有良好的页岩气成藏条件，其中长7段厚度为30-75米之间，分布稳定，长9段只有10-15米，厚度相对较薄，两套页岩均以型干酪根为主，其次为1型干酪根，TOC为2-6%，RO为0.5-1.4%，峰值在0.7-1.0%之间，属于生气阶段；2）目前已确定甘泉直罗地区为页岩气发育有利区，根据已完钻的18口评价井控制评价，该区基本可以确定页岩气探明储量为78亿方；3）尝试井口发电技术综合利用；4）参与国土

21、资源部陆相页岩气相关技术标准规范的编制工作；5）关键技术进展情况：陆相页岩完井技术；压裂液技术初步形成；降破压技术；二氧化碳压裂技术已现场应用于9口井作业中；压裂返排液无害化处理与利用技术。3、对外交流与合作先后赴美国进行技术交流，同时还与国内科研院校进行科研立项合作。4、下一步工作计划“十二五”规划：新增页岩气储量1500-2000亿方，钻探直井125口，水平井75口，预计产能将达5万亿方。5、问题与建议1）存在问题现急需国产化井下工具以及二氧化碳压裂技术优化（现有4台压裂车）来降低钻完井成本，由于该区储层粘土矿物含量较高，储层较敏感，部分地区路较窄，大型压裂车进不去，水资源紧缺等原因，因而

22、选择二氧化碳压裂作为主要储层改造技术；鄂尔多斯地区目前页岩气开发成本：直井钻探费用为150万元，储层压裂改造费用为500万元；水平井钻探费用为2400万元，储层压裂改造费用费用为4000万元。目前该区最大困难是页岩气开发井产量低和水资源紧缺。2）下一步工作建议集中力量攻关，形成系列技术国产化，降低开发成本；相关技术规范出台；征地等相关优惠政策支持；综合利用规划、政策和准入门槛。六、河南省煤层气开发利用有限公司1、概述河南省煤层气开发利用有限公司第一轮中标的秀山区块目前已完成地质调查，二维地震物探，钻探地质浅井1口，井深500米，全井取芯，收集十几口固体矿钻井资料，该区下寒武统牛蹄塘组厚度一般介于46-61米之间，平均50米。2、取得的工作进展目前已经完成二维地震综合解释，确定页岩气甜点，部署了6口钻探井井位。2、交流合作1）立科研项目与高校、科研院所合作；2）与油公司进行交流学习；3）与地方政府签订了合作协议。3、下一步工作计划2013年将计划钻井6口，并进行压裂排采工作，“十二五”期间河南省煤层气开发利用有限公司将实现产能0.5亿方。4、存在问题秀山区块上奥陶统五峰组下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组两套页岩含气量低，有效勘探面积小。