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瓜尔润动态:页岩气开采现状

文章出处:网责任编辑:作者:人气:-发表时间:2013-11-13 11:56:00【

  开采状况

  页岩气层能源新宠

  受美国页岩气成功开发影响,全球页岩气勘探开发呈快速发展态势。

  随着水力压裂技术日臻成熟,美国兴起了页岩气开发热潮。成功开采页岩气使美国跃居全球第一产气大国,随着技术的进步及探明储量的持续增加,未来页岩气开采将进入爆发式增长期,并带动美国的天然气生产进入“黄金时代”。

  数据显示,在2000年,页岩气产量不足美国天然气供应的1%,而今天已经占到30%,而且份额还在上升。得益于页岩气的大规模开发,2009年,美国取代俄罗斯成为世界第一大天然气生产国,占世界天然气总产量份额达到20%。2012年,美国天然气销售量更达到7160亿立方米,比2006年增加30%。

  受美国页岩气成功开发影响,全球页岩气勘探开发呈快速发展态势。墨西哥计划未来2年投资20亿美元开发页岩气。已有40多家跨国石油公司在欧洲寻找页岩气,埃克森美孚公司已开始在德国进行钻探,雪佛龙公司和康菲石油公司开始在波兰进行勘探,奥地利OMV公司在维也纳附近测试地质构造,壳牌公司将页岩气勘探目标锁定在瑞典。能源供应大国俄罗斯尽管具有超大规模的常规天然气储量,但也还是做好了开采页岩气的准备。印度尼西亚等亚洲国家以及非洲的南非等都不同程度地进行着页岩气的发展规划。

  页岩气成为新宠,不仅深刻影响天然气市场格局,而且开始改变美国一些高能耗的重化工业的命运。由于能源成本下降明显,美国的化工、制造业出现“回流”现象,产业竞争力有所提升。

  在我国,根据《页岩气发展规划(2011-2015年)》,“十二五”期间,我国将完成探明页岩气地质储量6000亿立方米,可采储量2000亿立方米,实现2015年页岩气产量65亿立方米,2020年力争达到页岩气年开采量为600亿至1000亿立方米。如果这一目标得以实现,我国天然气自给率有望提升到60%至70%,并使天然气在我国一次能源消耗中的占比提升至8%左右。这将有助于扭转我国过度依赖煤炭的能源结构,并减少能源对外依存度。

  开采历史

  美国进行页岩气[3]开采大约有80多年历史。在加拿大,作为商业开采还处于起步阶段。因为能补偿常规天然气开采量下降的问题,这些很难开采的气体在加拿大天然气开采中的作用越来越重要。数据显示,加拿大西部地区大约有550万至860万亿立方英尺页岩气储量。

  美国和加拿大已经开始了对页岩气的勘探开发,特别是美国,已对密西根、印第安纳等5个盆地的页岩气进行商业性开采,2005年页岩气产量达到198亿立方米,成为一种重要的天然气资源。

  世界页岩气资源量为457万亿立方米,同常规天然气资源量相当,其中页岩气技术可采资源量为187万亿立方米。全球页岩气技术可采资源量排名前5位国家依次为:中国(36万亿立方米,约占20%)、美国(24万亿立方米,约占13%)、阿根廷、墨西哥和南非。中国页岩气资源丰富,技术可采资源量为36万亿立方米,是常规天然气的1.6倍。在开采技术成熟、经济性适当时,将会产生巨大的商业价值。

  2011年我国能源消费结构中,煤炭消费占比70%,石油消费占比18%,天然气占比仅为5%。随着煤炭资源的消耗以及对清洁能源的日益重视,我国必然会加大天然气等清洁能源的开采和利用。到2012年,我国页岩气开发处于气藏勘探和初步开采试点阶段。截至2012年4月,我国共确定33个页岩气有利区,页岩气完井58口,其中水平井15口。随着页岩气勘探权逐步向民间开放,未来十年页岩气开发将有望迎来快速发展的“黄金十年”。到2015年末,仅页岩气开采阶段设备需求超过150亿元,至2020年末相关设备需求则超过1000亿元。

  开采技术

  页岩气开采技术,主要包括水平井技术和多层压裂技术、清水压裂技术、重复压裂技术及最新的同步压裂技术,这些技术正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。如果能引进这些先进技术,将为中国页岩气开发助一臂之力。

  中国四川盆地属于海相页岩储层,而美国新田石油公司正好在海相页岩储层开发方面具有先进的经验和技术,所以双方的合作将有力地推动四川盆地的页岩气开发。相反,我国吉林东部盆地则属于陆相页岩储层,海相页岩储层的开采技术可能就不适用。

  开发方式

  虽然有吸附与游离相天然气的同时存在,但页岩气的开发并不需要排水降压。由于页岩中游离相天然气的采出,能够自然达到压力降低的目的,从而导吸附相及少量溶解相天然气的游离化,达到进一步提高天然气产能并实现长期稳产之目的。由于孔隙度和渗透率较低天然气的生产率和采收率也较低,因此岩气的最终采收率依赖于有效的压裂措施,压裂技术和开采工艺均直接影响着页岩气井的经济效益。

  有专家提到根缘气,J.A.Masters(1979)提出了深盆气(Deepbagas)思想,建立了气水倒置的模式,描述了天然气勘探开发的广阔前景。由于识别难度大,P.R.Rose等(1986)提出了盆地中心气(Basin-centergas),B.E.Law等人研究思路将该类气藏的识别方法从“区域气水倒置”改进为“没有边水”,从而简化了繁琐的识别过程并在很大程度上提前了对该类气藏的识别时间。由于对“无边底水的确定仍然较多的钻井地质资料故仍然不是最佳的解决方案。

  经过实验研究,将根缘气确定为致密砂岩中与气源岩直接相连的天然气聚集,并强调其中的砂岩底部含气特点。由于紧邻气源岩(根)天然气与地层水在运移动力上形成直接传递的

  连续介质,故被视之为根缘气。该类气藏主体形成于砂岩普遍致密化后,大致对应于煤系及暗色泥岩的热解及石油的裂解生气阶段,故一般的埋藏深度相对较大。

  根缘气研究方法基于天然气成藏动力学原理,将气藏识别技术推进到单井剖面即是否出现并发育砂岩底部含气特征(与常规圈闭中的砂岩顶部含气模式和特点完全不同),在野猫井(而不是预探井甚至开发井)上即可对气藏类型进行最早期的快速识别。只砂岩底部含气就能够说明天然气在成藏动力上的连续性,并进一步阐述天然气成藏的机理特点,从而确定天然气的聚集机理类型,即深盆气、盆地中心气、缘气甚至向斜含气或满盆气等的存在,确定天然气的成藏、富集及分布特点将气藏类型识别的时间向前延伸至勘探限为后续勘探思路最大限度的时间。

  开发瓶颈

  中国页岩气开发还处于探索阶段,仅松辽、伊通盆地有几口井开始试气,初产在1000立方米左右,四川盆地和鄂尔多斯盆地也已经着手准备成立先导试验区。

  作为一个新兴的非常规能源,页岩气资源的开发需要大量技术、资金和人员投入。而中国页岩气资源的开发刚刚起步,经验匮乏,技术不成熟,这些因素制约着中国页岩气的发展,页岩气资源的规模开发还有很长的路要走。页岩气开发对技术的要求很高,相对常规天然气来说,开采起来比较难,这主要是由页岩气藏的特点决定的。

  页岩气开采的核心技术是水平井钻井法和水力压裂法(或称压裂法)。美国超过一半的天然气都是通过压裂法开采获得。该方法是用“压裂液体”,即化学物质夹杂着大量水、泥沙,用高压注入地下井,压裂邻近的岩石构造,扩张裂口,使天然气能流入井中得以收集。但是这些活动可能会对环境和人类健康产生负面影响,其中包括污染空气、水源和土壤等。更何况,页岩气生产区往往是缺水区,而该产业又必须消耗大量水资源,这就形成了一对矛盾,使其生产不可能无限制地快速增加。