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中石油页岩气探路三步走

中国页岩气网讯：有序的石油市场形成尚须时日，国营油气公司具有起步的有利条件。尽管页岩气市场正逐步走向开放，石油公司仍然是其开发的主力军。而中国石油无疑是最具实力的主力战将。

在资源方面，中国石油蜀南矿区内页岩气有利面积达2.3万平方公里，估计地质资源量近10万亿方。仅龙马溪组核心区页岩气地质资源量4万亿方，其中可采资源量1万亿方左右。加上技术与其它发展条件上的优势，中国石油页岩油气业务的发展，将代表着该领域的未来。今年，在国际页岩气技术交流大会上，中国石油勘探与生产分公司新能源处雷怀玉处长，首次向外界详细展示了中国石油的探路“三步走”。

三年努力欲取得突破性进展

2009年，中国石油钻探了我国第一口页岩气直井-威201井，压裂获气;2010年第一口水平井—威201-H1井压裂获气;2012年宁201-H1水平井获得高产，成为我国第一口具有商业价值的页岩气井水平井。截止3月中旬，中国石油在自营区钻直井16口、水平井4口，另外，壳牌钻直井5口、水平井3口。宁201-H1井和阳201-H2井初期产量超过15万方。

中国石油勘探与生产分公司新能源处处长 雷怀玉

“按照一年取得基础地质资料，二年突破关键工程技术，三年启动开发先导试验的总体思路进行部署，三年来，以两个示范区为重点完成了野外地质调查，二维、三维地震，地质井、评价井钻探和水平井试验等大量实质性工作，取得了突破性进展。”雷怀玉说。

据介绍，在水平井钻完井方面，中国石油采用国外技术已完钻7口水平井，水平段长637～1079米(平均853米)，钻井周期78～195天(平均145天)。钻井工程技术目前可以完成靶前距400米水平井钻探，300米尚需要攻关;基本满足钻井求，但相关配套技术有待进一步攻关试验。

在水平井分段压裂改造方面，中国石油引进国外技术，第一批页岩气水平井分段压裂工艺、施工组织获得成功。同时，研发了低摩阻、速溶、可在线连续混配的滑溜水体系并成功应用。期间，自主研制出关键工具，形成的快钻桥塞+分簇射孔联作分段压裂工艺，在须家河组水平井成功试验10口井，成功率100%。

在微地震监测技术方面，中国石油采用国外技术，完成了4口水平井微地震监测，仅有1口井起到指导作用。东方地球物理勘探公司通过近年的重点攻关，已经具备井下微地震数据采集的能力，并初步建立SRV拟合方法，目前正在研发配套的监测软件。

此外，中国石油还探索了治理页岩垮塌的钻井液技术。中石油川庆钻探钻采工程技术研究院在壳牌页岩气井阳101井钻井液服务中，突出了保护环境、保护储层，通过努力实现了零事故、零复杂、零污染。

“国内页岩气处于勘探评价认识阶段，中国石油将页岩气作为非常规天然气发展的战略重点，通过近三年积极探索与不断实践，在四川蜀南地区页岩气获得重大突破，迈出了实质性步伐，获得重要成果与认识，”雷怀玉评价说，这“为下一步规模开发奠定了基础”。

“三步走”实现500亿方产能

在页岩油气勘探开发上，无论开发条件还是现有进度，石油公司早已占有了先机。雷怀玉介绍说，按照发展战略，中国石油要“成为页岩气业务主导者、核心技术领跑者和标准规范制定者”;“依靠科技进步、创新体制机制，加大页岩气勘探开发工作力度，进一步落实评价页岩气核心区，夯实资源基础，加快核心工程技术攻关集成，强力推进‘工厂化’作业模式，快速实现规模效益开发，”保障国家能源安全。

为此，中国石油将分三步走，在2030年前完成既定战略目标：

第一步：2013～2015年，在蜀南地区优选靠近现有地面输气管网的页岩气富集区，开辟2～3个页岩气开发先导试验区。逐步形成自主的勘探开发配套技术。同时，探索“工厂化”作业模式。

第二步：2016～2020年，在四川盆地及邻区规模应用水平井，全面推广“工厂化”作业模式，实现规模化、批量化、效益化生产。同时，评价新的页岩气有利区带，寻找新的核心区，为进一步上产、稳产奠定资源基础。

第三步：2021～2030年，在四川盆地海相页岩气规模开发的基础上，进一步拓展其它盆地页岩气勘探新领域，大幅提升关键技术水平，降低开发成本，持续提高页岩气产量规模。

今年是“十二五”的第三年，后三年发展对第一步目标至关重要。雷怀玉表示，这个阶段将“通过技术引进和集成创新，建成页岩气产业化示范区，形成页岩气勘探开发核心工程技术系列，2015年完成页岩气商品气产量15亿方。2020年实现页岩气产量200亿方。2030年达到页岩气产量500亿方。”

为实现2015年15亿方产量目标，中国石油近三年需要钻评价井44口，直改平13口;钻水平井122口。期间，一共要落实24个钻井平台(2012年启动2个平台，14口水平井)，至2015年底，要完钻水平井122口，投产113口，当年年底日产气量538万方，形成年商品气量15亿方。其中，长宁区块8亿方、威远区块5亿方、昭通区块3亿方。

2013年是中国石油关键的一年。据介绍，长宁区块今年计划再部署7口井，新开2个平台，一期部署4口水平井;威远区块部署三维地震200平方公里，评价井1口，直井改水平井2口，新开2个平台，一期部署4口水平井;昭通区块部署评价井1口，水平井2口;富顺-永川区块部署评价井5口，直井改水平井3口。

同时，中国石油还将建成匹配的外输能力。未来三年将投资3.5亿元，在长宁、昭通区块建成15亿方/年(长宁10亿方/年、昭通5亿方/年)的页岩气外输能力，威远区块页岩气接入已有常规气管道。中国石油的页岩气产业网逐渐铺开。

稳步推进工厂化先导试验

北美经验表明，页岩气开发必须要走“井工厂”模式。“十二五”后三年，中国石油的“工作重点是先导开发区建设，在长宁、威远和昭通北等区块优选构造稳定、井控程度高、地表条件相对较好、交通便利的井区，集中建产，进一步完善水平井钻井和分段体积改造技术，探索‘工厂化’作业模式。”

据雷怀玉介绍，中国石油将采用水平井平台，每个平台8口井，气井初期产量达到8×104m3/d;采用国外相似页岩气田和已生产井动态资料，递减率按照第1年递减率65%，第二年递减率45%，第三至七年递减率10%，第8年以后递减率5%。平台建设周期要达到：长宁区块钻前工程60天，钻井周期70天每井;威远区块钻井周期90天每井，压裂及排液60天、地面建设30天。

为了实现三步走战略目标，中国石油将实施三方面措施：

一是加强页岩气资源评价，搞清不同类型资源潜力;

二是通过引进消化吸收再创新，实现页岩气关键核心技术的国产化。其中，配套完善页岩岩石测试装备、水平井高效钻头及配套工具 、页岩气测井装备及井下仪器、水平井分段压裂井下工具 、微地震监测装备;

三是加大开放合作力度，引入市场竞争机制，用新机制和新体制促进页岩气快速发展;

四是页岩气开发环境承载能力面临考验，需加强环境保护。

“从产业发展角度上看，我国还处于页岩气勘探评价认识阶段。表现在水平井钻井过程中垮塌严重，事故频发，影响钻井周期和增产改造效果。蜀南地区7口页岩气水平井在钻进过程中，水平井段均出现了卡钻、报废进尺等复杂事故;水平井分段压裂技术从设计到核心工具都要依赖引进，7口井仅有2口井达到了体积压裂设计的效果。同时，页岩气成本相对偏高，目前完成的水平井，单井综合成本比美国同类气井高出40%～50%，按所获得的可采储量，在国内现行气价下，难以效益开发。”

雷怀玉建议，在坚持页岩气工作程序前提下，需要脚踏实地，把握好节奏，加大“工厂化”先导试验。

2012年12月，中国石油向国土资源部提出九个常规油气增设56500平方千米页岩气探矿权的申请，同时，提出四川盆地及邻区页岩气增设矿权的申请。两项申请后暂无下文。一旦纳入既有版图，随着工厂化进程的加快，中国石油的页岩气“蛋糕”又将是国内最大的一份。

责编：王亭亭

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