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今后一段时期,西南气区需要重点开展以下技术攻关:一是川东石炭系等老气田开发进入低压、低产的中后期,产量递减快,但仍有许多剩余资源未采出,经过多轮次的开发优化与调整挖潜之后,这类气田如何进行深度挖潜,延缓递减,进一步提高采收率。二是新投入开发的川中高—磨地区龙王庙组气藏与前期已开发的老气田相比,分布面积大,构造平缓,非均质性更强,地层异常高压,气水分布复杂,存在水侵风险,需要开展大面积分布、强非均质性、低构造幅度、异常高压碳酸盐岩气藏均衡开采及控水治水等技术攻关,以保障主力气田的高产稳产。三是随着勘探不断深入,埋藏深度达到6000米至8000米的深层、超深层将成为今后重要的常规资源接替新领域,深层、超深层气藏开发面临储层预测难度大、钻井成本高、风险大、储层品质差、建产节奏变缓等一系列挑战,需要突破深层和超深层的地震预测技术、钻完井及酸化压裂技术,实现规模、有效开发。
(嘉宾为中国石油勘探开发研究院气田开发所副总工程师:刘晓华记者杨振宇采访)
降低生产成本实现页岩气规模上产
近年来,我国页岩气发展迅猛。截至2016年,四川盆地及其周缘的龙马溪组海相页岩气已初步规模开发,我国页岩气产量达到78.9亿立方米,仅次于美国、加拿大。与致密气相比,页岩气有其自身特点,一是从宏观上看,页岩储层分布均匀,非均质性不强,优质储层段集中分布,有效储层平面分布连续、稳定,表现为“大甜点”分布特征,甜点区范围可达数十至数百平方公里。二是流体赋存状态多样,页岩储层储集空间主要为纳米级孔隙,渗透率极低,由于页岩气自生自储,含水饱和度较低,一般不存在可流动的地层水,含气饱和度可高达80%以上,但孔隙结构复杂,游离气与吸附气共存。三是从改造条件上看,四川盆地页岩储层页理发育,局部发育天然裂缝,且天然裂缝走向与目前最大水平主应力方向有一定夹角,因此,页岩储层具备大型人工压裂改造形成复杂缝网的先决条件。这也与页岩储层“大液量、大砂量、大排量”的压裂技术符合。
依靠技术突破和管理创新,西南气区在页岩气开发上总结出一套页岩气效益开发模式。在长宁区块,通过靶体位置优选,锁定优质层位;钻井过程中采用旋转导向技术,保持井筒完整性和光滑性,快速钻进;形成一套低黏滑溜水+高强度、低密度支撑剂+速钻或可溶桥塞的工厂化压裂模式;高效的管理机制也为页岩气的有效开发提供了有力保障。甜点区和靶体位置优选、优快钻井、大型体积压裂、工厂化作业等技术的突破,提高了页岩气的单井产量,实现了页岩气从无效资源到单井有效开发的技术跨越。
同时,西南气区的页岩气上产还面临着一系列困难,首先,四川人口密集,地势险要,环境脆弱,组织难度大,地面工程建设速度面临压力。其次,如何进一步提高页岩气采收率,提高资源的动用程度,也是在快速建产的同时,必须要考虑的迫切问题。第三,随着开发时间的延长,资源埋藏越来越深,对工程技术提出了更高的要求。最后,如何进一步降低页岩气综合成本,意义重大,一定程度上说,关乎页岩气的产业命运。在以后的工作中,一方面可以通过缩小井距,提高储量平面动用程度;通过W形上、下两套水平井立体开发,提高储量纵向动用程度;采用控压生产方式,提高SRV内部的储量采出程度。试验成功后,这3项措施,可使采收率提高到40%以上。另一方面,钻井、压裂仍是进一步降低综合成本的关键环节,需要研发适用性更强的开发技术或工具,采用低成本的支撑剂,优化压裂液用量等系列措施,降低单井综合投资,实现公司页岩气规模效益上产和长期稳产。
(嘉宾为中国石油勘探开发研究院气田开发所副总工程师:位云生 记者杨振宇采访)
实践者说
天然气发展进入黄金时代
马新华(西南油气田总经理、党委书记)
近年来,得益于勘探认识的深化和技术的进步,四川盆地陆续发现了多个大气田。但是,四川盆地天然气资源量探明率仅有10%,常规、非常规天然气资源潜力巨大。
几十年来,四川形成了先进的天然气工业技术体系,天然气区域管网较完善,市场相对成熟。近年来,随着地质认识不断深化和工程技术进步,西南油气田在新的领域不断获得重大发现。因此,西南油气田适时推出五大天然气增储上产工程,打好勘探进攻仗、开发主动仗、页岩气攻关仗。这五大增储上产工程涵盖四川盆地天然气重点、热点、难点领域,平面上几乎覆盖全盆地,纵向上包含多个含气层系。
西南油气田是我国最早勘探开发利用天然气的基地,也是以生产天然气为主的千万吨级大油气田。经过几十年的勘探开发,西南油气田在50多年的艰苦探索和辛勤耕耘中,基本形成了适应盆地地质特点和环境的勘探开发及工程配套技术,特别是在复杂深层碳酸盐岩油气藏、低渗碎屑岩气藏、高含硫气田和页岩气勘探开发等领域,形成了26大技术系列,127项特色技术国内领先,10余项技术达到国际先进水平。这些技术将为西南油气田天然气勘探开发提供有力保障。
西南油气田秉承安全高效开发的理念,全面建成磨溪区块龙王庙组气藏、川东北罗家寨气田,高效建成长宁—威远国家级页岩气示范区等,积累了先进的气田开发经验。
西南油气田要在2020年建成300亿立方米战略大气区,也就是从200亿立方米到300亿立方米,时间只有3年,目前已到了发展最关键的时期,一系列重大部署和方案在今年全面展开。可以预见,在未来一段时间内,西南油气田天然气将处于发展的黄金时代。
掌握核心技术提升页岩气产量
钟兵(西南油气田页岩气勘探开发部主任)
四川盆地页岩气的地下地质条件比北美复杂,埋藏深度普遍比北美深,页岩气有利区多处于丘陵—低山地区,地表条件复杂、施工难度大,如何提高单井产量和最终可采储量、降低成本是开发页岩气面临的挑战。
西南油气田不断学习、总结、创新,通过摸索和实践,落实了四川盆地可开发资源,明确了建产有利区,掌握了页岩气核心开发技术,3500米以浅有效开发技术成熟可靠。最近5年,3500米至4000米页岩气效益开发技术获得重大突破,创造了国内页岩气开发史上的多项第一。页岩气井的钻井周期、单井成本大幅度下降,效益开发的两个关键指标——单井产量、单井可采储量得到大幅提升。
目前来看,西南油气田在长宁—威远页岩气国家级示范区,不管是非常规新技术的运用,还是生产运行管理和作业机制,在国内非常规能源勘探开发中都起到了很好的示范作用。目前,西南油气田正汇聚多方力量,围绕集团公司要求的3个95%、3个20%,攻关地质工程一体化、精准轨迹控制、高应力差地层体积压裂3项技术,开展超长水平段水平井、小井间距和勺形井、超深地区水平井3项试验,进一步缩短钻完井周期、提高页岩气单井产量、降低建设成本,推动川南地区页岩气开发不断迈上新台阶,为把页岩气培育成为集团公司未来天然气业务加快发展的新增长点,把川南地区建设成为我国最大的页岩气生产基地和综合利用基地不懈努力。
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2023年一季度,由广西投资集团(以下简称“广投集团”)建设的广西首个页岩气项目全面启动。在历经3年准备并于2022年4月通过累计60轮激烈角逐成功竞得广西首批页岩气区块(柳城北、鹿寨两个页岩气区块)探矿权后;广投集团目前正在采取“一采一探,示范先行,稳慎推进”策略,优先推进柳城北区块页岩气
自然资源部近日发布的《中国矿产资源报告2022》显示,我国页岩气等勘查再获新进展,其中四川盆地集中评价泸州区块页岩气,新增探明地质储量5138亿立方米、预测地质储量7695亿立方米,形成国内首个万亿立方米深层页岩气储量区。资源前景被看好的四川地区也是国内大型油气公司页岩气勘探开发的主战场。据
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成都智慧油服产业基地12月10日正式在成都市成华区揭牌,成华区油服产业集群共建也同步启动。
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随着几处勘探开发连获重大突破,页岩气最近又火热起来。我国作为储量大国,页岩气可采资源量达21.8万亿立方米,目前探明率却仅有4.79%,资源潜力巨大。在我国天然气对外依存度不断攀升之际,非常规天然气页岩气开采的价值不言而喻。勘探开采技术的突破令人振奋,但探矿权机制改革和相关配套政策跟进也
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2月19日,中国石化新闻办传出消息,部署在重庆市綦江区的重点预探井——丁页11井在五峰组-龙马溪组页岩层试获高产页岩气流,日产气20.45万立方米,标志着中国石化在四川盆地再添新规模增储富气带,有望成为綦江页岩气田增储上产的新阵地,进一步增强保障国家能源安全底气。綦江页岩气田是我国盆缘复杂
环顾世界,我国在页岩气发展版图中占据举足轻重的地位:可采资源量居全球第一、全球第二大生产国、全球第三个实现商业化开发的国家;放眼国内,在“逐步将天然气培育成我国主体能源之一”的大目标下,页岩气凭借其储量和产量在非常规油气领域稳坐“头把交椅”的实力,成为国之“底气”的绿色担当。(来
研究机构ZionResearch发布的最新报告指出,2014年全球页岩气市场规模为630亿美元,预计到2020年将增至1050亿美元,2015-2020年期间的年化复合增速为9%。据中国证券报3月23日消息,报告预计,页岩气在全球能源需求中所占的比例将持续上升。页岩气行业的主要驱动因素是全球迅速增长的需求,比如美国政府
中石化集团9月18日晚间披露,部署在焦石坝南部复杂构造区的重点页岩气探井焦页8井,试获日产页岩气20.8万立方米,取得焦石坝南部复杂构造区页岩气勘探重大突破,进一步扩大了涪陵页岩气田的规模。在中国,一个三口之家如果用燃气做饭,一天大约用气0.5立方米,焦页8井日产气能力可以满足40万户家庭每日
4月15日,中石油西南油气田公司宁201-H1井大型脱水装置投入运行。至此,长宁区块页岩气开始大规模开发。脱水,是从气井产出的页岩气成为合格商品气的必要环节。去年11月,宁201-H1井脱水装置开始兴建,设计规模为日处理300万立方米,为长宁区块全部页岩气脱水。长宁区块,是西南油气田公司建设的长宁威
中海油2015年资本支出计划为700亿元-800亿元,比2014年预计实现资本支出降低26%-35%,勘探、开发和生产资本化支出分别约占21%、67%和10%。有媒体报道称,中海油已决定搁置其在安徽省的页岩气项目。由于原油价格在过去一年里大幅下跌,中国油企和国际油企正在削减开支,首当其冲的就是耗资巨大的页岩气项目。对此,中海油向《证券日报》记者表示,根据目前的初步评估,公司在安徽的页岩气区块资源量还不足以支持大规模开发。页岩油气的开采成本比常规油气成本高,面对当前低油价形势,公司更注重前期工作。需要一提的是,由于不堪油价下跌的重负,美国在此前已经关闭了
8月16日,由《英才》杂志主办的“2013第七届贡献中国高峰会”在北京举行,参加论坛的能源行业嘉宾将焦点集中在风头正盛的页岩气及其大规模应用上。“五年内中国无法大规模普及应用页岩气。”山东能源集团董事长卜昌森表示。卜昌森解释说,因为中国的页岩气和美国的页岩气在分布特点、地质条件、交通条件等方面有诸多不同。“比如说美国的页岩气分布很均匀、范围很广,而中国分布比较分散,且变化非常大;美国以平原为主,而中国,尤其页岩气富集的四川盆地多高山峻岭,交通条件和基础设施较差。”卜昌森据此判断,对
8月10-11日,在北京举行的全球能源安全智库论坛上,与会专家预计,今年年底可拿到部分实验井的反馈数据,届时,通过数据可以进一步判断页岩气大规模开发是否可行。页岩气开发对降低我国能源的对外依存度有重要意义,但天然气价格或不会随着页岩气的大规模开采而走低。页岩气开发对降低我能源对外依存度有重要意义国际能源情报署(IEA)的研究报告显示,未来全球能源消耗将呈现增长态势,预计到2035年,全球能源消耗量与2010年相比将增长30%。而中国对原油和天然气的依赖度将由2010年的55%、15%,分别上升到80%、40%,对中东的进口量将超过100%。报告同时显示
页岩气是否将大规模涌现?“页岩气的黄金时代”:根据国际能源署的预计,天然气在2035年将成为仅次于石油的全球第二大基础能源,在全球能源消费总量中所占的比例将达25%。这一加速发展主要与页岩气的大力开发有关。据法国专门从事天然气研究的机构———国际天然气信息中心提供的数字,目前页岩气的产量已占美国天然气总产量的30%,按照这一速度发展,美国在2020年左右将摆脱天然气的对外依赖。不过,这一隶属法国石油和新能源研究所的机构对于这一评估仍持谨慎态度:“除了美国以外,这一非常规天然气资源虽
2012年夏季达沃斯论坛于9月11日至13日在天津举行,厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强表示,考虑到中国缺水状况,两三年内不会大规模推广页岩气。在谈及中国能源创新时,林伯强指出,我还不知道中国是否下定决心要走向页岩气,技术当然是个问题,但是如果下定决心技术是可以跨越的,中国政府如果下定决心,工作是可以做的,但是页岩气也有一些问题,比如它需要很多的水,如果问中国最缺乏的能源是什么?答案是水,而不是能源。如果要使用很多水恐怕就会失败,考虑到中国的缺水状况,页岩气的技术还需要进一步改进,以确保它不会使用太多的水。否则在那之前恐怕中国不会动作太快,我觉得
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