本网讯 随着全球资源格局变化，页岩气成为新能源开发的热点。记者近日到页岩气富集区的四川内江、自贡、宜宾等地调研发现，自2006年中石油西南油气田公司启动页岩气勘探开发评价工作以来，积极推进四川盆地页岩气勘探开发，取得了页岩气勘探开发的阶段性成果。但要实现全面突破，尚有诸多困难和问题亟待解决。
——页岩气勘探开发实现较大突破
页岩气是近年来国家重点发展的新能源。四川是我国页岩气资源最为丰富的省份。四川页岩气资源量约为27.5万亿立方米，占全国的21%；可采资源量达4.42万亿立方米，占全国的18%，资源量和可采资源量均居全国第一。到2013年年底，四川省已钻完页岩气井36口，占全国的20.2%；已完成页岩气井压裂31口，约占全国的25%。累计开采出页岩气9385万立方米，销售使用页岩气达7565万立方米，分别占全国的42.3%和37.1%。
中石油西南油气田公司页岩气开发事业部副经理、总地质师王兰生介绍说，2012年，四川威远被列为国家级页岩气示范区，促进页岩气规模开发进程。目前在威远境内，仅中石油就有威202井区和威204井区两个大的页岩气井区，其中威202井区目前有7个钻井平台布了39口井，威204井区有9个钻井平台布了48口井。
截至9月20日，中石油西南油气田公司组织完成二维1498千米，三维651平方千米；开钻井167口，完钻井144口，完成井67口；获气井66口，累计获测试产量692.42万立方米/日；投入试采井71口，累产页岩气8.01亿立方米。
中国石化集团公司副总经理焦方正表示，中石化将持续加强页岩气勘探开发力度，2015年将建成产能50亿立方米/年的页岩气田，同时启动第二个50亿立方米的建设，计划2017年如期建成年产能100亿立方米的气田。
拥有丰富页岩气资源的四川，在发展页岩气方面也是雄心勃勃。四川已将页岩气确定为五大高端成长型产业之一，将力争成为全国最大的页岩气生产地。
据了解，四川页岩气勘探开发目前已取得五项成果:
一是初步形成页岩气勘探开发主体配套技术。中国石油西南油气田公司党委宣传部部长杨水清说，通过攻关研究与技术引进相结合，突破了页岩气综合地质评价技术、页岩气开发优化技术、页岩气水平井钻完井技术、页岩气水平井体积压裂技术、页岩气压裂微地震监测技术、页岩气地面集输技术共六大技术系列，形成23项专项技术。
二是工艺技术优化，工程质量和效率提高。四川长宁天然气开发有限责任公司勘探开发工程部主管李文哲介绍，现已形成并推广适应于川渝山地地区的工厂化钻井模式和“拉链式”工厂化压裂模式；集成推广气体钻井技术，采用高效PDC钻头、长寿命抗油螺杆、旋转导向钻具组合和旋转下套管等技术，钻井速度得到不断提高；工程质量和施工效益大幅提高，水平段长度延伸至井均1500米以上、钻井周期低于方案要求、压裂施工时效已达12小时压裂2段以上、井筒完整性大幅提高。
三是深化地质研究，锁定最有利靶体位置。“在深化地质研究的基础上，对长宁、威远地区页岩气储层进行精细的小层划分，综合页岩气储层关键评价参数及试采成果，锁定了最有利的靶体位置，并适时进行靶体调整。”王兰生说。
四是优化地质和压裂设计，单井产量显著提高。王兰生告诉记者，在持续研究攻关基础上，将水平井靶体下移至优质页岩底部、水平段Ⅰ类储层钻遇率提高到85%以上，为提高单井产量奠定基础。优化了压裂设计和工艺，形成适应于宁201井区和威202井区的压裂工艺配套技术，单井产量显著提高。
五是实现安全清洁生产。杨水清说，目前，中石油西南油气田公司已初步规范页岩气钻完井作业流程，强化油基岩屑管理，建成油基岩屑处理装置，实现压裂返排液的回收再利用，确保安全清洁生产。水平段水基泥浆钻井已在2口井试验获得成功，为使用水基泥浆替代油基泥浆奠定了基础。
——诸多困难和问题待破解
自1821年美国诞生第一口页岩气气井以来，页岩气在北美地区获得迅猛发展，相关技术处于世界领先水平，已实现了大规模的商业生产。随着页岩气勘探领域的不断扩大和开发技术的不断进步，商业开采成本不断降低，页岩气经济价值和战略意义越来越受到各国的重视。北美引发的全球页岩气开发的热潮，已经波及到德国、波兰等全球30多个国家。
具体到我国，国土资源部近期公布的数据显示，我国页岩气可采资源量在30万亿立方米左右，主要分布在四川、鄂尔多斯、渤海湾、松辽、江汉、吐哈和准噶尔等含油气盆地，其中又以四川盆地及周边地区最为富集。如果四川在页岩气开发方面取得突破，这不仅对四川优化经济结构、完善能源供给构成有重大战略意义，而且这种示范效应对我国甚至世界页岩气未来发展都是一个重大贡献。但我国页岩气勘探与开发刚处于起步阶段，截止到2013年底，我国针对页岩气的专属井仅有280余口，2013年产量仅为2亿立方米，日产超万方的产气井有38口，这些产气井主要分布在四川盆地内，表明四川页岩气的勘探与开发潜力巨大。“但形成规模开发还面临诸多挑战。”王兰生说。
王兰生认为，首先是页岩气资源评价还面临困难。国土资源部从2000年左右才开始进入页岩气初步的摸索阶段，页岩气资源家底并不清晰，虽然说可采资源在30万亿立方米左右，但到底是多少，分在什么区块，前景怎么样，还没完全掌握；基础理论以及钻井技术和开发研究等，基本处于起步阶段，关键技术方面如压裂技术还没有完全掌握，对于页岩气资源的评价标准、技术规范还没有建立。
据王兰生介绍，页岩气资源评价是一个最基础也是最关键的问题，但是现在由于从事油气开发的单位和企业很多，因此很多单位和企业各自形成一套标准。应该有一个统一的国家级的规范标准。此外，由于我国地质条件的特殊性、复杂性，在很多情况下不能完全照搬美国页岩气的开发技术，需要结合自身特点进行自主创新攻关。
其次是页岩气储量情况有待进一步深入研究。专家指出，我国页岩气发育地质及开发条件具有明显的特殊性。主要受三大构造控制，页岩类型复杂、层系多、变化大，有机质含量、演化程度、含气性差异大；页岩气储集于所谓的超致密“页岩”中，其矿物学特征、储集空间类型、赋存状态、成藏条件等与常规油气藏差异很大，现有的天然气地质认识不能有效地指导页岩气的勘探；相应的勘探及开发尚处于起步阶段，工作程度较低，页岩气资源家底不清，成藏主控因素不详，基础理论研究薄弱、关键技术未掌握、相关评价和标准规范缺乏，商业性开发面临巨大技术瓶颈等。此外，我国富页岩气地区的地表多属于丘陵地区，取水较为困难。
王兰生认为，美国开发的页岩大部分是海相沉积，而我国海相沉积、海陆交替沉积和陆相沉积都有；美国的页岩气地质构造是一次抬升，而我国的经过多次改造，页岩气保存条件复杂；美国从西到东中间有一块很平坦的地区，而我国是多山的国家。因此，开发页岩气需要经过细致、深入的研究，要结合自身的地质特点，将各种泥岩、粉砂岩、细砂岩等进行进一步分类深入研究。
第三，技术系列有待进一步完善。李文哲认为，从四川盆地来看，页岩气埋藏深度比较深，一般在2000米到3000米之间，而在我国其他地区开发难度更大，埋藏深度一般在5000米上下。而美国一些富含页岩气的地区，埋藏深度多在800米到2500米之间。页岩气埋藏深度，直接影响着勘探和开发成本。由于我国页岩气开发时间较短，技术不够成熟，又因为中国和美国的地质条件不同，技术上也不具有可复制性。所以，技术上的成熟和突破是一个关键问题。
第四，开采成本较大。国土资源部油气资源战略研究中心研究员李玉喜曾表示，由于我国页岩气储存条件差，开发周期长，工程作业费用比较高，导致开发成本高，甚至亏本。而页岩气要实现效益开发，必须降低成本和提高产量。国外主要采用工厂化作业和大型同步体积压裂来进行页岩气开发，而国内的四川等地，虽然也进行了工厂化作业的探索和尝试，但不少还是采用传统的作业模式，相关设备缺乏，工艺技术和作业流程不完备，导致成本较高。
王兰生告诉记者，过去国家对页岩气的补贴为每立方米0.5元，开采企业还能保持平衡。现在降为每立方米为0.3元，加上国际油价下跌，目前页岩气开采企业大部分处于亏损或半亏损状态。
专家认为，影响页岩气富集规律及勘探开发的因素非常复杂，在短时间内还不能完全解决所有问题。但目前首先要对四川页岩气进行详细的整体地质评价，结合现有页岩气生产井资料及研究成果，建立一套适合我国，特别是适合四川页岩气地质评价的体系、参数和标准，较为准确地计算其资源量、开采资源量及分布，进行有利勘探区块、层位的选择与评价，为四川页岩气勘探与开发提供科学依据。另外，要大力发展与页岩气相关的勘探与开发技术，突破关键技术，如微地震监测技术、无水压裂技术等，降低成本，为大规模勘探与开发创造条件。
“由于页岩气勘探与开发风险高、投入大、回报缓慢，因此，需要各级政府根据实际情况，与相关单位和企业密切配合、协调，科学、有序、高效、可持续地引入有意进入该领域的各类资本，进一步加大对风险的防控。”王兰生说，他同时建议，在我国页岩气勘探与开发的起步阶段，国家应相应延长补贴期。
专家指出，页岩气开采是一个高投入的资本密集型产业，几个亿十几个亿的投入很轻易就“打了水漂”，这让一些企业参与的积极性不高。所以，从产业发展的长远考虑，应当考虑页岩气的前期开发成本如何分担。同时，全面的战略规划对于一个地区页岩气发展至关重要，既不要走一步算一步，也不要四处出击，更不能因为暂时性的油价下跌就搁浅开发计划，一定要按照既定的战略规划来推进项目开发。
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