頁巖氣開發專題(八) | 薛承瑾：十問頁巖氣開發政
時間：2020-01-10 09:35
來源：
作者:songxinyuan
編者按 | 以“高效推動中國頁巖氣開發”為主題的第九屆中國頁巖氣發展大會，于2019年12月28日成都勝利閉幕。本屆大會由中國石油天然氣集團公司、中國石油化工集團有限公司、中海油研究總院有限責任公司、中國石油化工集團工程技術顧問有限公司，中國海洋石油研究院，以及中國石油大學、中國石油工程學院非常規科學技術研究院、四川省人民政府、成都市博覽局、北京振威展覽有限公司、《石油與裝備》共同組織召開。
中石化石油工程技術服務股份有限公司副總工程師 薛承瑾
第九屆中國頁巖氣發展大會圍繞頁巖氣產業的發展現狀、經濟開發、技術創新等熱點話題進行廣泛深入的探討。中石化石油工程技術服務股份有限公司副總工程師薛承瑾從北美非常規資源開發遇到的挑戰入手，提出了值得研究與深入探討的頁巖氣開發若干技術經濟政策問題。
薛承瑾認為：中國頁巖氣產業發展的主要矛盾已由技術與需求的矛盾轉向成本與需求的矛盾。中國頁巖氣產業下步發展必須革現有技術的命，經濟性決定頁巖氣事業的成敗，低成本經濟開發之路是頁巖氣發展的必由之路。
以下為中石化石油工程技術服務股份有限公司副總工程師薛承瑾現場發言實錄：
能在會議現場看到這么多非常年輕的面孔，真的很開心。這預示著我們的事業后繼有人、興旺發達。
今年在美參加OTC會議給我有一種強烈的感覺——北美頁巖油氣也許正在走下坡路。這印證了我之前的一個疑惑——北美頁巖油氣以極快的速度發展，并產生了頁巖油氣革命，導致了美國能源自給和全球能源格局重構，但是，它可持續嗎？中國的頁巖氣產業發展一直在向北美學習，尤其是在剛開始的時候。如果在不遠的將來，美國頁巖油氣發展現狀成為我們現實的話，我們該怎么辦？北美頁巖油氣開發生產商與我們的使命有什么異同？使命的不同是否意味著開發政策的不同？誠然，中國的頁巖氣產業在過去一段時間里取得的成績是閃閃發光的，但是，如何使這種光芒可持續、更長久地閃耀？
大家知道，自2012年底焦頁1HF井取得重大突破以來，中國的頁巖氣產業發展進入了快車道。受2015年底焦石壩如期高效建成50×108m3/a產能大好形勢的鼓舞，中國的頁巖氣勘探開發向更貧、更深、壓力更低、地質更復雜的地區進軍。其中，中國石化2017年底建成了100×108m3/a產能，預計2019年底累計產量將超過290×108m3。目前，中國頁巖氣產業發展的主要矛盾已由技術與需求的矛盾轉向成本與需求的矛盾。
如何完善開發政策，改進現有的方案使其更適用、更經濟，以滿足更劣質頁巖氣資源開采的需要，是我們目前最關心的問題。本著“觀點不一定正確但一定明確”和“大膽假設小心求證”的態度，利用今天這個機會，向大家報告一下我的一些不成熟的思考，謬誤之處請批評指正。
近些年來，由于水平井及細分壓裂技術的進步，美國頁巖氣產業發展迅速。技術進步表現在水平段不斷增長、段數不斷增多、成本不斷降低、鉆井周期不斷減少、壓裂效率不斷提高等方面?？纯催@些曲線和表格就知道他們的發展有多快了。美國有100多個頁巖油氣田，MARCELLUS是最大的，我認為也是與中國的頁巖氣田最可比的。咱們就以它為例吧。大家可以看一看這幾個曲線和表格。左邊是水平段長度的變化、壓裂參數的變化、月產量的變化及累計產量的變化，右邊是鉆完井、試氣壓裂成本的變化和每米水平段可采儲
量的變化。這些變化都說明技術經濟的進步是實實在在的。
但是為什么在如此大好的形勢下，北美的頁巖油氣田要走下坡路了呢？要回答這個問題需要專題研究。
2019年10月31日HIS發表一份報告（US Onshore:Shale to enter a major slowdown）初步回答了這個問題。其主要觀點是：在經歷近些年高速增長后，美國頁巖油氣正處于產量下降最劇烈的時期，預計2020年資本支出的85%用于彌補產量遞減，2021年在WTI油價47.5美元/桶情況下，即使現金流全部用于鉆井也無法避免產量下降。在優先考慮股東回報的商業模式下，投資者信心不足，生產商融資困難，產量穩定增長必然困難。英國《金融時報》2019年12月19日發表題為“2020石油行業需要關注的問題”文章，文中指出“有跡象表明，2020年美國頁巖油氣的增長可能放緩，甚至最終可能發生逆轉。在該領域仍占主導地位的小型獨立企業現在越來越難籌資，而且很難持續產生正向的自由現金流。”這進一步佐證了我的判斷。
再來看看我國頁巖氣產業的發展。我認為，2015年之前我們解決了技術有沒有的問題，2015年之后解決了技術的自主性問題。水平段長從1000m到3000m，從段塞式加砂到“密切割+暫堵轉向+長段塞連續強加砂”，從高強度覆膜陶粒到石英砂，從可鉆橋塞到可溶橋塞，從膠液體系到極簡滑溜水體系，等等。技術突破與進步引領了頁巖氣勘探開發事業的巨大成功，僅川渝地區就發現了6個頁巖氣田，探明地質儲量達1.81萬億方，2019年產量將達150億方。同時，大涪陵頁巖氣田通過新層系投入、打調整井和井口增壓等措施，綜合遞減得到控制，采收率有望翻番。但我們也遇到了諸如新區常壓、深層開采技術不成熟，一次性投入大、經濟效益差，老區自然遞減大、穩產難等問題。
第一，初心與使命不一樣。美國頁巖氣開發的使命是，追求經濟效益的最大化，實現資本的最大回報。如果資本回報率相對較低，就無法實現資本投入的可持續。我們的初心和使命是，在保證國家能源安全的前提下，實現經濟和社會效益最大化。
第二，開發政策大不同。美國開發政策追求的是最大限度的提高初期產量，從而達到快速收回投資的目的。我認為，中國的開發政策應該是盡可能地穩定供氣，實現氣田較低的綜合遞減和較高的最終采收率。
我們必須要走具有中國特色的頁巖氣開發之路。走自己的路，就不能照抄別人的東西；走自己的路，就要在實踐中形成自己的開發技術經濟政策。要形成自己的開發政策，就必須圍繞氣田開發的生命周期，提出問題并回答問題。就當下國內頁巖氣開發中的熱點與難點，我試著提出以下10大問題與大家一起討論。
水平段長度與初產正相關已被證實。中美頁巖氣開發實踐表明，更長的水平段可以帶來更高的初產。因此追求更長的水平段已經成為生產商開發政策的首選。但是過長的水平段意味著過高的一次性投入。因此從技術經濟角度上說，并不是越長越好，而是有一個最佳值。致密油氣藏開發實踐已經證實了這個觀點的正確性，并得到理論的支撐。所以水平段到底多長，不僅是地質問題，也是工程問題。如何用最少的投入打最長的水平段是地質工程一體化需要解決的問題。由于目前所有的數模軟件都不能真實地反映頁巖氣藏的滲吸狀況，因此工程設計所依據的模擬結果都是值得商榷的。而這一問題并非一時能夠解決。“水平段一趟鉆”已經在實踐中廣泛應用，并取得了良好的技術經濟效果。我們一趟鉆的平均長度已經從1300m到了1600m以上。這就給我們帶來一個啟發，就當前情況而言，水平段長度應該是一個區間或有一個最小值，而不是一個絕對值?，F場應根據一趟鉆的實際情況來最終決定水平段到底有多長。
因此建議，大力發展“一趟鉆”技術，在滿足最小長度的情況下，一趟鉆能打多長就打多長。服務商與生產商簽一個協議，多打一米獎勵多少。
第二，壓裂強度多大合適壓裂段數與簇數、液量與砂量等構成了壓裂強度的重要指標。中美頁巖氣田正在追求越來越多的段數和簇數、越來越大的液量與砂比，“密切割”、“大型”成為一個時髦的詞。但是壓裂強度的增加意味著投入的增加，而強度的增加并不意味著經濟效益一定會提高。中美頁巖氣井所測的產氣剖面都已證實了“28”定律的存在，即20%的段產了80%的氣。由此，引出兩個問題：一是需要在水平段均勻的布置壓裂段簇嗎？
二是不同甜度的段需要同等強度地一次壓開嗎？因此建議，在分段之前進行充分的地質與工程綜合研究，確定水平段的甜點和甜度，依據甜度的不同確定本次壓裂的強度。同時要為開發階段的重復壓裂做技術準備。
高應力差（中淺層>8MPa，深層>6.1MPa）裂縫易沿層理擴展或者形成臺階狀橫切縫，裂縫復雜度明顯降低，甚至不能形成復雜裂縫。從這個意義上講，我國南方頁巖氣田壓裂大多不能自然形成復雜縫。而能否形成復雜縫，本人認為是壓裂方案技術路線的決定因素。
因此建議，在壓裂設計前，必須對特定的儲層進行巖石力實驗，判斷是否滿足形成復雜縫的條件，以確定壓裂的主要設計原則。
壓裂排量的大小決定了地面裝備能力投入的大小，也是決定壓裂成本高低的重要因素之一。大排量、高砂比已經成為目前廣泛使用的技術手段。但是對于主應力差遠高于6.1MPa不能形成復雜縫的地層而言，用大型壓裂的理念來指導設計，會不會造成浪費，會不會給頁巖氣藏開發及調整帶來負面的影響？因此建議，對于不能形成復雜縫的地層，應該采取低排量、造長縫以及暫堵的方式增加裂縫的復雜性。
壓裂液對頁巖儲層的二次傷害，曾經是我們優先考慮的問題之一。為了追求高的導流能力和盡可能高的初產，我們在開發初期使用了過高的、沒有必要的技術指標，從而也帶來了巨大的浪費。三年前，在一次國際會議上我呼吁“簡化壓裂液體系，降低壓裂液費用”。近兩年來在各方的努力下，壓裂液的成本呈指數式下降。這體現了我們理念的變化，理念的變化帶來的是直接的經濟效益。在壓裂液領域我們仍然有很多問題沒有解決。如壓裂液在頁巖儲層中的作用機理是什么？是增能、是支撐還是驅替？壓裂液中的各類化學劑如何進行技術經濟評價（如防膨劑）？如果這些基礎問題都沒有回答的話，如何進行優化設計？
三年前，也就是在這個會場，我大聲疾呼，“不要為了追求過高的導流能力使用陶粒或覆膜陶粒了，就用石英砂吧”！近兩年來，支撐劑的使用大為改觀。實踐表明，采用100%石英砂替代，單井壓裂成本降低30%左右，而累產并沒有減少。但是目前仍有部分井區仍在大量使用高成本高強度的支撐劑。同時，在開發實踐中，我們發現一個有意思的現象，即壓裂液返排率越低產量越高。我們不禁要問，沒有返排的壓裂液干什么去了？在地層中到底起到了什么作用？這是一個需要深究的問題。我認為，沒有返排的壓裂液也許部份地充當了支撐劑的角色。
因此建議，開展清水不加砂壓裂研究與試驗。一旦成功功莫大焉。
毋庸置疑，老區打加密調整井是降低老區綜合遞減率最重要的措施。涪陵老區近年來的開發實踐也表明，打加密調整井后采收率是一次井網采收率的一倍以上。但是，大量的加密調整井的投入給頁巖氣經濟開發帶來沉重負擔。因此，就有人提出用強化壓裂延長裂縫長度等方式來部分替代調整井的議題。現壓裂設計中所模擬出來的壓裂主縫半長為250m左右，對于600m井距而言，理論上似乎可以替代調整井的功能。但是，最近根據煤層氣壓裂的實際觀測結果，得出驚人的結論：微地震監測裂縫半長為130m-170m，實際井下觀測僅集中在井筒8m范圍之內，主縫延伸小于30m。這就給我們帶來了一個啟發，我們頁巖氣壓裂是不是也是這樣，實際縫長到底是多少？計算機設計模擬與實際結果相差到底有多遠？微地震監測結果有用嗎？
因此建議，鑒于頁巖壓裂延伸機理不夠清楚，設計軟件存在理論缺陷，裂縫實際延伸到底有多長存在疑問。因此，強化壓裂無法替代打調整井，但可以通過優化設計減少打井數量。
國內頁巖氣田生產井遞減特征與北美基本一致，氣井投產第一年平均遞減60%左右，北美平均為70%左右。如果要比較低的自然遞減率，就必須要有比較低的初產，較高的初產必然導致較高的自然遞減率。如要穩產就必然導致打較多的新井和較高的新井產量以及較高的措施產量。同時，較高的初產和采氣速度也意味著較大的生產壓差和較快的見水。因此，追求較高的初產唯一的好處是在開發初期得到較快的投資回報。
因此建議，在保證最低的投資回報率的前提下，追求適當的初產和適當的自然遞減。細水慢流、細水穩流應是我們應該遵循的基本的開發政策。
青海尕斯庫勒油田開辟了我國低滲透油田整體壓裂的先河，樹立了整體、立體開發的概念，并使之成為我國低滲油氣藏高效開發的手段。目前，頁巖氣藏開發中并沒有充分考慮到整體壓裂的開發效果。井位的部署、水平段的方向、壓裂的強度、層內的產量挖掘、開發過程中的加密調整、層系的產量接替等等是頁巖氣開發的有機整體，是一個極其復雜的系統工程，牽一發而動全身。因此，必須將其視為一個整體加以考慮。
因此建議，把低滲透油田整體壓裂的概念引入到頁巖氣藏開發中，以提高整個氣藏的開發效果。
油田開發有EOR（強化采油）的問題，那么頁巖氣開發有沒有EGR（強化采氣）之說？打調整井和提高生產壓差都是提高氣藏采收率的重要手段，但這主要是針對提高游離氣采收率而采取的措施。如何提高吸附氣的采收率是一個值得深入研究的問題。通過大量二氧化碳和甲烷的吸附性能實驗研究發現，二氧化碳對于頁巖的吸附能力遠大于甲烷。為此，我們開展了“973”專項研究，并取得了許多進展。
因此，頁巖氣的開發也有“EGR”的問題。注二氧化碳既可以補充氣藏能量，又可以置換驅替甲烷，同時還可以減少溫室氣體排放，建議加快現場研究試驗。一旦成功，利國利民。
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