页岩气是指吸附在页岩中的天然气或自生自储在页岩纳米孔隙中连续聚集的天然气^[1]。虽然早在1821年人们就发现了页岩气的存在, 但受开发技术的制约, 在长达100多年的时间里, 人们几乎忽略了页岩气的存在。直到2000年以后, 由于水平钻井技术和分段压裂技术的突破, 人类才迎来了真正意义上的页岩气革命(Shale Gas Revolution), 并在世界各地掀起了页岩气勘探开发的热潮^[1]。据美国能源信息署(Energy Information Administration, EIA)^[2], 全球页岩气可采储量约220万亿m³(和常规天然气相当), 广泛分布于亚洲、北美、南美、欧洲和非洲等地区, 其中, 可采资源量列世界前5位的国家分别是中国、美国、阿根廷、墨西哥及南非^{[1, 2]}。

2006年以来, 北美页岩气勘探开发全面展开, 呈现迅速增长的势头, 并很快过渡为商业化开发阶段: 2007年美国页岩气总产量为450亿m³, 约占其天然气年产量的8%; 2009年美国页岩气年产量为1 000亿m³, 超过中国常规天然气的年产量; 2011年美国页岩气生产总量约为1 700亿m³; 2012年总产量为2 653亿m³, 占美国国内石油日产量的12.5%, 相当于3 754万t/a。2010年加拿大页岩气年产量为80亿m³; 2011年年产量为190亿m³。

北美页岩气产业的快速发展^[3], 已在欧洲、亚洲、澳洲、南美及北非等世界各地引起了广泛关注和高度重视。

中国的页岩气可采储量为世界上最大。本文对中国页岩气的地质条件进行了综述, 并对中石化、中石油和延长油田等示范区块短时间内在勘探开发方面取得的突破进行了总结, 对今后中国是否要采取页岩气开发对多元资本开放的模式进行了探讨。

中国的页岩气勘探工作相对滞后^{[4, 5]}, 不同的机构对中国页岩气资源量给出的数值不尽相同。2011年以来, EIA、中石油勘探开发研究院、国土资源部和中国工程院给出的中国页岩气可采资源量分别为36.1万m³、15.2万m³、25.08万m³和10.13万m³。其中, 国土资源部在2012年给出的数值不包括青藏高原地区。

中国页岩气主要分布于3大沉积相、9个领域、16个层系之中。3种沉积相分别为海相、海陆过渡相和陆相^[6]。

中国的海相页岩地层富含有机质, 且分布广, 单层厚度大, 有机碳含量高, 热演化程度高, 脆性矿物丰富, 微裂隙— 纳米级裂隙发育, 页岩气前景最好。海相页岩主要分布在南方、华北、塔里木和羌塘等地, 共计15套: 中国南方地区发育旧司组(C₁j)、印堂— 罗富组(D_2-3y-l)、五峰— 龙马溪组(O₃w— S₁l)、大乘寺组(O₂d)、筇竹寺组( )和陡山沱组(Z₂d)6套页岩; 中国华北地区发育平凉组(O₂p)、下马岭组(Pt₃x)和洪水庄组(Pt₂h)3套页岩; 塔里木地区发育印干组(O₃y)、萨尔干组( -O₁s)和吐尔玉斯组( t)3套页岩; 羌塘则发育夏里组(J₂x)、布曲组(J₂b)和肖茶卡组(J₃x)3套页岩。

中国的海陆过渡相煤系页岩地层总厚度大、单层厚度小、有机碳含量高, 处于生气高峰期, 脆性矿物含量中等, 有较好的页岩气前景。主要分布在渤海湾、鄂尔多斯、扬子地区、塔里木和准格尔— 吐哈等地, 共计12套页岩。其中在渤海湾盆地区发育石炭系(C)和二叠系(P)2套页岩; 在鄂尔多斯发育山西组(P₁s)、太原组(C₃t)和本溪组(C₂b)3套页岩; 在扬子地区发育须家河组(T₃x)、梁山组(P₁l)和龙潭组(P₂l)3套页岩; 在塔里木发育三叠系(T)、侏罗系(J)2套页岩; 在准格尔— 吐哈发育八道湾组(J₁b)、西山窑组(J₂x)2套页岩。

中国陆相页岩地层总厚度大, 有机碳含量高, 演化程度总体较低, 脆性矿物含量较低, 有机质孔隙和微裂隙较发育, 有一定的页岩气前景, 主要分布在松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地和四川盆地等地, 共计8套页岩: 松辽盆地发育青一段(K₁q¹)、青二— 三段(K₁q^2-3)2套页岩; 渤海湾盆地发育沙一段(Es¹)、沙三段(Es³)和沙四段(Es⁴)3套页岩; 鄂尔多斯发育长7段(T₃ch⁷)、长9段(T₃ch⁹)2套页岩; 四川盆地发育自流井组(J_1-2z)1套页岩。

根据地质调查的初步结果, 在中国, 3大沉积相页岩气开采资源量潜力相当, 海相8.2万亿m³、海陆过渡相8.9万亿m³、陆相7.9万亿m³。如果根据省份划分, 页岩气的分布有非常大的差别。其中开采资源量(地质资源量)较大的5个省份依次为四川(27.5万亿m³)、新疆(17.0万亿m³)、重庆(12.75万亿m³)、贵州(10.42万亿m³)和湖北(9.48万亿m³) , 如图1所示。

图1

Fig.1

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	图1 中国页岩气地质资源量的分布Fig.1 Map of shale gas resources in China

中国政府高度重视页岩气工作。《找矿突破战略行动纲要(2011— 2020年)》^[8]将页岩气列为重要矿产, 并批准页岩气为独立矿种; 同时, 发改委、商务部联合下发的《外商投资产业指导目录(2011年修订)》^[9]将页岩气的勘探开发(限于合资、合作)列为鼓励类。2012年, 国土资源部首次发布全国页岩气资源潜力评价及有利区优选成果, 并印发《关于加强页岩气资源勘查开采和监督管理有关工作的通知》^[10]; 财政部、国家能源局出台页岩气开发利用补贴政策, 2012— 2015年的补贴标准为0.4元/m³。2011年和2012年, 国土资源部举行2次21个区块页岩气探矿权招标, 以及5个常规油气区块页岩气矿权配置工作, 颁发勘查许可证。2013年11月, 国土资源部与贵州省政府签订合作协议, 共同推进页岩气勘查开发。随后, 重庆、四川、江西、湖南、山西、山东等省市将页岩气勘查开发列入地方规划, 投入财政资金, 进行省内页岩气调查与评价。2013年10月, 国家能源局发布《页岩气产业政策》^[11], 将页岩气纳入国家战略性新兴产业, 加大对页岩气勘查开发等的财政扶持力度。2014年, 中国页岩气等非常规油气的开发已经提升至国家战略层面。2014年11月, 在国务院办公厅印发的《能源发展战略行动计划(2014— 2020年)》^[12]中, 明确要求重点突破页岩气和煤层气开发。文件要求, 到2020年, 页岩气产量力争超过300亿m³。

2.1 中石化焦石坝示范区块

焦石坝区块位于重庆市涪陵区焦石镇(图2), 构造上位于四川盆地川东高陡褶皱带焦石坝构造上。焦石坝地区发育上上奥陶统五峰组— 二叠统嘉陵江组, 区域上缺失泥盆系, 局部地区缺失石炭系。焦石坝地区五峰组— 龙马溪组处于深水陆棚和浅水陆棚沉积相带, 纵横向展布稳定, 富含有机质, 埋藏适中, 勘探前景良好。中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司2012年在焦石坝构造高部位钻探焦页1HF井, 该井完钻下志留统龙马溪组; 并于2012年11月28日试气, 获得日产20.3万m³的高产工业气流, 取得中国页岩气勘探重大突破。

图2

Fig.2

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	图2 中石化川东南地区页岩气勘探示意图Fig.2 Shale gas exploration in southeastern Sichuan Basin by Sinopec

在取得焦页1HF井重大突破的基础上, 中石化加快该地区的页岩气工作部署。截至2015年10月19日, 涪陵页岩气田焦石坝区块已测试的142口井均获中高产工业气流, 单井平均日产32.72万m³, 最高59.1万m³, 累计产气25亿m³。焦石坝地区五峰组— 龙马溪组地层以产优质页岩气为主, 不产水。页岩气组分以甲烷为主, 平均含量98.27%, 烃类总含量超过99%, 不含硫化氢, 为典型的优质页岩气。目前, 涪陵页岩气田日产气超1 000万m³, 可满足2 000多万户家庭的日用气需求。经国土资源部油气储量评审办公室评审认定, 涪陵页岩气田焦石坝区块岩气田探明储量3 806亿m³, 含气面积383.54 km², 为全球除北美之外最大的页岩气田。在前期实验、试探取得的认识基础上, 中石化编制了涪陵页岩气田焦石坝区块一期开发方案。拟用3 a左右的时间在焦石坝区块建设63个平台, 总井数253口(含焦页1HF井, 图3), 建成50亿m³产能的页岩气田。到2017年实现100亿m³的产能。中石化明确表示, 页岩气将是未来数年公司的盈利增长点, 目前进入商业开发的涪陵页岩气已获得了较好的经济回报^{[13, 14]}。

图3

Fig.3

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	图3 中石化焦石坝区块焦30-(1-4)HF井工作现场Fig.3 Field work for well Jiao30-(1-4) HF in Jiaoshiba block by Sinopec

2.2 中石油示范区块

中石油在四川等中国西南地区发现6套页岩层系, 其中龙马溪组和筇竹寺组为最具勘探开发潜力的层系^[15]。整个四川盆地龙马溪组分布面积14.7万km², 其中4 000 m以浅的面积8.9万km²。一般厚度100~400 m, 最厚达700 m, 优质页岩厚度30~90 m, 盆地南部及东北部厚度最大。全盆地筇竹寺组分布面积18.4万km², 其中4 000 m以浅面积4.1万km², 一般厚度100~500 m, 最厚700 m以上。优质页岩厚度50~110 m, 盆地南部及东北部厚度最大。2套页岩总资源量39.05万亿m³, 4 000 m以浅资源量15.26万亿m³。根据地质评价结果, 中石油在中国西南地区建立了长宁、威远、昭通和富顺— 永川4个页岩气示范区(图4), 并将龙马溪组锁定为建产的目标层系。

图4

Fig.4

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	图4 中石油长宁、威远页岩气示范区位置Fig.4 Location of Changning and Weiyuan shale gas demonstration areas by CNPC

长宁示范区位于川南古坳中隆低陡构造区与娄山褶皱带之间; 威远页岩气示范区位于四川盆地南部威远构造东翼轴部。2个示范区目的层都为志留系龙马溪组和寒武系筇竹寺组黑色页岩^[16]。2009年12月18日威201井开钻, 2010年4月18日完钻, 井深2 840 m。钻井揭示寒武系筇竹寺组黑色优质页岩厚109.5 m, 含气量0.85~3.51 m³/t, 志留系龙马溪组黑色优质页岩厚39.5 m, 含气量1.82~5.01 m³/t。筇竹寺组页岩段压裂试气, 初期日产气量1.08万m³; 龙马溪组页岩段压裂试气, 初期产气量0.5~0.7万m³。2011年1月10日, 中石油第一口页岩气水平井威201-H1井开钻, 2011年2月13日完钻, 水平段长1 079 m。压裂后日产气量1.15~1.34万m³。2014年10月29日, 威204井成功试产, 截止到12月10日, 平均日产气10万m³。2012年中石油在长宁示范区完成宁201-H1水平井, 目的层龙马溪组, 垂直井深2 600 m, 水平段1 000 m, 2012年4月28日试气成功, 日产气量15万m³, 显示了良好的勘探前景^[17]。

富顺— 永川示范区位于四川省所辖的富顺、隆昌、泸州和重庆市所辖的永川等县市境内, 区块面积3 818 km²。主要目的层位为龙马溪组和筇竹寺组。该示范区是中石油同壳牌公司合作区块。已完钻直井3口(阳101、镇101、来101), 水平井3口(坛101H、阳201-H2、来101H), 总进尺20 548 m。阳101井获气6万m³/d, 镇101井获气0.3万m³/d, 来101井获气10万m³/d, 坛101H井获气4万m³/d。

自2012年在宁201-H1井获得成功以后, 中石油加快推进规模建厂工作^[18]。截止到2014年12月, 中石油在长宁— 威远示范区共完成建产平台22个, 9个预设的备用平台钻前工程已全部启动, 开钻平台20个, 开钻井70口, 完钻井19口, 完成压裂井7口, 获气井7口, 单井最高日产量80万m³, 井均测试日产量10.25万m³。单井日配产量7万m³, 可稳产1 a。到2015年, 中石油在威远、长宁、昭通3个地区分别计划产能达到10亿m³、10亿m³、5亿m³。

2015年8月, 经国土资源部审定, 中石油在四川盆地威202井区、宁201井区及YS108井区的页岩气探明地质储量1 635.31亿m³, 技术可采储量408.83亿m³。中石油计划于2017年超过中石化, 实现150亿m³的产能。2015年10月22日, 中石油又与英国BP公司签署战略合作框架协议, 共同推进四川页岩气的勘探开发。

通过交流、学习、借鉴、引进、消化、吸收, 再到独立研发, 中国的页岩气技术经过了一个复杂但快速发展的过程。目前, 在中石化焦石坝井工厂压裂现场看到的作业装备几乎全部来自国产。在中国, 目前6个月的时间即可流水化生产一辆压裂车。可在3 500 m实现22段分段压裂作业。除压裂之外, 和页岩气相关的页岩气地质综合评价技术、致密岩石测试技术、富有机质页岩测试技术、页岩气目标层甜点识别技术、页岩气压裂微地震成像技术、页岩气水平井技术以及页岩气水平井分段压裂技术基本实现了国产化^{[21, 22]}, 在任何阶段都可以自行组织设计和施工。

通过经验积累和不断技术优化, 页岩气钻井速度得以较大幅度提高。中国第一口页岩气水平井威201-H1井用时长达133 d。2014年6月30日, 长宁H2-7井仅用48 d完成垂深钻探2 500 m, 水平钻探1 500 m。中石油在长宁地区钻井周期由开始的140 d缩短到2014年的60 d以内, 最短34 d; 在威远地区钻井周期由开始的150 d, 缩短到90 d以内。中石化2013年平均钻井周期为85 d, 平均完井周期为98 d; 2014年平均钻井周期和平均完井周期分别降为61 d和74 d。进入井工厂阶段以来, 钻井周期和完井周期再一次有了明显提高, 分别由61 d、74 d降为51 d和54 d。

随着压裂技术的完善、大型压裂装备的批量生产销售以及压裂前期研发投入资本的回收, 中国压裂成本也将在较短时间内出现较大幅度的降低。

在过去的几年, 中国页岩气开发由于钻探施工周期长(平均每口井140 d)、技术和装备均需引进, 加之施工经验缺乏以及单井独立施工等因素, 每口水平井的费用在8 000万~1亿元之间。通过技术的国产化, 页岩气勘探开发各阶段自主组织设计和施工等, 目前每口水平井的成本已降低30%左右。钻井速度的提升, 特别是井工厂开发模式的运用, 每口水平井成本一般在5 000万元以下。这样, 中国页岩气开发直井大于1万m³/d、水平井大于5万m³/d, 在经济上是可行的。而目前, 中石化在焦石坝区块和中石油在长宁— 威远区块龙马溪组和筇竹寺组的日产量整体上都超过10万m³, 说明我国页岩气大规模商业化初见端倪。

中石化和中石油在焦石坝、长宁— 威远等示范区块的成功, 标志着中国页岩气发展已由勘探阶段步入开发阶段。

中石化、中石油和延长油田公司在2015年页岩气目标产能的规划分别是50亿m³、25亿m³和5亿m³, 总和为80亿m³。这相当于加拿大2010年全页岩气的总产量。从目前的状态来看, 完成这一目标切实可行。估计2017年三大油公司页岩气的产量会达到250亿m³, 而到2020年, 这一数据可到320亿m³。国务院刚刚下发的《能源发展战略行动计划(2014— 2020年)》^[12]中要求, 到2020年中国页岩气产量力争超过300亿m³。这一目标仅靠三家油公司就可以达到页岩气的国家目标^[23]。

2011— 2012年, 国土资源部举行2次21个区块页岩气探矿权招标, 以及5个常规油气区块页岩气探矿权配置工作, 颁发页岩气探矿权54个。其中第二轮招标共推出20个区块。而从招标结果来看, 中石油、中石化、中海油及延长石油四大油气公司则无一中标。这19个区块全部落入四大石油巨头以外的煤、电、风及地勘等企业, 还包括2家民营企业^[24]。投标者中甚至包括纺织企业。通过第二轮招标, 我国引入了10余家投资主体进入页岩气行业, 从布局来看, 开始向美国目前的页岩气开发模式靠拢。

但从目前的现状来看, 引导中国页岩气从勘探走向开发, 从政府扶持走向商业市场的依然是中国大型的石油公司。其他企业(包括民营企业)在页岩气开发方面和大型石油公司相比, 仍有较大差距。中国石油公司能在较短时间内在页岩气勘探开发方面取得重大突破的原因除国际、国家政策大环境外, 一个很重要的原因是技术的突破。实现技术突破的根基在于人才的储备。而资本和人才的结合往往需要很长的时间。比如说, 在技术封锁的前提下, 来自纺织或房地产的资本, 要在较短时间内实现水平钻井和分段压裂的突破还是比较困难的。这就是为什么外来资本在技术攻关方面一般不具有优势^[25]的原因。所以, 中国今后是否像美国一样采取页岩气开发对多元资本开放的模式还需要研讨。

如果仍要像美国一样鼓励多元资本进入页岩气开发领域, 在三大油公司已经实现技术突破、并在技术成熟的情况下, 政府层面应该加速进行页岩气勘探开发各环节设计施工操作标准化工作。让获得页岩气探矿权的企业依照标准进行页岩气的勘探开发工作, 以突破在页岩气领域的技术瓶颈, 同时避免在页岩气领域重复性的技术研发工作。

中国是世界上页岩气可采储量最大的国家, 目前已逐步进入开发阶段, 虽在局部取得了突破, 但页岩气的产量与美国等国家仍有一定差距。在许多技术瓶颈取得突破以后, 为了提高投资效率, 使页岩气的产量进一步增加, 从而增长经济回报, 中国应该认真探讨对页岩气开发利用的资本运作形式。若采用页岩气开发对多元资本开放的模式, 就必须制定合理的企业勘探开发的施工操作标准, 所有企业都要严格执行相关标准, 从而使页岩气的勘探开发真正进入“ 工厂化” 的操作模式。

(责任编辑: 刁淑娟)