在第十届中国页岩气发展大会上,专家学者对行业发展的关键问题进行了深入思考和探讨,对几个引发业界广泛关注的问题初步进行了解答。
我国油气资源到底有无潜力
无论在世界还是在中国,“油气枯竭论”都曾盛行一时。页岩油气革命彻底打破了这一论断。中国科学院院士邹才能说,全球非常规油气与常规油气的资源比例达80∶20。
中国工程院院士翟光明说,研究表明,煤系烃源岩生烃演化持续时间可能比以前认为的长很多,生烃量增大很多。过去认为Ro值(镜质体反射率)到2.5%时生气接近枯竭,现在认为Ro值在2.5%~5.5%时仍具有较大生气潜力,生气量占总生气量的20%以上。这使得中国陆上主要含气盆地高演化程度煤系烃源岩生气量从1309亿立方米增加到1802亿立方米。
陆相页岩油方面,按现在资源量计算方法,烃源岩生油量最高15%可运移聚集成藏,仅用常规石油探明地质储量380亿吨反推,赋存在页岩等烃源岩中的资源量大致有1800亿~3000亿吨,因为以陆相为主,按3%可采计算,就可增加50亿~90亿吨可采石油资源。此外,还有2/3左右的待发现可采资源量,反推我国页岩油气资源潜力更大。
常规与非常规是否割裂看待
邹才能表示,常规与非常规油气密切相关,发现常规油气,预示供烃方向有非常规油气共生;发现非常规油气,预示外围空间有常规油气伴生。
翟光明认为,不必拘泥于页岩的定义,应按沉积规律认识页岩层系。以前研究烃源岩的特征,主要是为了评价一个地区的生烃潜力、资源潜力和油气勘探前景。而美国页岩油气并非纯产自页岩,还有泥岩、白云质灰岩、泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩等,产量高、产量多的主要来自中大孔储层。
中国很多盆地纵向上不只一套烃源岩层系,往往既有海相泥页岩,又有陆相煤系泥页岩等,因此页岩气不是孤立的、简单的以一种资源形式存在于一个地区,既有可能形成赋存在源岩中的页岩油气藏、煤层气藏,又有可能发育从源岩中产生排出运移富集在适合的圈闭中的油气藏。因此,要不唯目的层,多目的层、多种资源协同开发,纵向上交错叠置布井,进行立体式体积改造,实现立体开发。
是否一味追求降低成本
页岩油气属于低品位、低产量资源,低成本才能有出路,但是否一味追求降低成本?
西南石油大学校长赵金洲说,页岩气压裂的目的是压成压好缝网提高产量,页岩气大规模开发要从“降本增效”转到“增效降本”。进攻是最好的防守,不要捡了芝麻丢了西瓜。降本不降产量是上上策,但鱼和熊掌很难兼得,所以现在一切目的是提高产量。
美国页岩气开发历时55年,工区地表一马平川,水资源丰富,可以多井实现总高产,2019年用15.2万口井生产7159亿立方米气。我国页岩气开发历时10年,工区地表沟壑纵横,水资源匮乏,压裂难度更大、成本更高,必须走“少井高产”之路,2019年用1092口井生产154亿立方米气。
邹才能说,管理与技术一体化创新能降低页岩油气开采成本。其中,低效井重复压裂可提高单井产量30%以上,一次性最优井距开发可提高采收率20%以上,密切割体积改造技术可提升单井EUR(估算最终产量)30%以上,大数据分析技术应用可降低成本30%。
翟光明认为,页岩气开发工程必须遵循两个原则:低成本与高质量。其中高质量意味着生产井寿命必须长,同时为后期开展重复压裂等作业打下基础。必须井眼规则、固井质量好、井筒完整性好、水平段长度合理、钻遇率高等,满足30~50年的生产要求。要合理建立地下立体井网,追求“少井高产”和高采收率。
关键压裂参数是否越大越好
现在,页岩气井压裂,水平段越来越长、压裂段数越来越多、压裂规模越来越大,分段段长逐渐减小、簇间距逐渐减小、每段簇数逐渐增多、加砂量逐渐增多、石英砂用量增加,暂堵转向工艺适用率增加,暂堵转向手段增多,但是否关键参数越大越好?
翟光明认为,要建立经济有效的开发模式,因地制宜合理设计地面“井工厂”,平台不一定越大越经济,要因“藏”制宜设计恰当的井间距,压裂规模也应合理设计。
赵金洲认为,现在业界多追求“少液多砂”,页岩气压裂目的是要把主裂缝、分支裂缝特别是张开的天然裂缝系统支撑起来,必须多砂,但要想多砂就必须多液,否则只能增加高黏胶液用量,但又要付出减小缝网体积的代价,因此不建议“少液多砂”。
来源: 中国石化报 2020年12月07日 作者: 程 强