1.中石化BP职业发展。
2.页岩气开发现状及开采技术分析
3.中国油气勘探现状与对策
4.北京市-鄂尔多斯市火车,汽车?
中石化BP职业发展。
外国石油巨头进入中国投资公司的伞逐步转移到中国国有企业伞失去星岛环球网2007-11-04 2时43分外国石油巨头亏损的 www.singtaonet.com 美国康菲石油公司宣布，它打算出售其北部在四川，中国的四川天然气田，有一个100％的工作权益，在今年9月底，在同时，至2.23新加坡石油公司宣布在中国渤海湾的海上油田亿美元收购，收购完成后，公司将拥有一个浅水油田在渤海湾，六，日产油4300万桶。
如果不是在此之前，前几天被读取的开采陆上石油资源，经中国中国条例“中华人民共和国对外合作等信息只可交易媒体的关注。按照刚刚出台这项新规定，外国公司将有权自治区政府批准的合作开采石油勘探，油田开发和石油产品的份额在未来。
外国石油巨头希望
全面开放，外国石油公司，上游石油和天然气的勘探，开采是第一个进入，但这些年来，在新鲜的领域。早在20世纪70年代，英国石油公司（BP）被允许在国内勘探石油，但对有限的石油和天然气资源，在中国，外国石油巨头，很快就开始抱怨，石油作为一种战略资源，使他们只该等采矿贫油地区的前景黯淡。
今天，皇家荷兰壳牌公司和法国道达尔公司在陆上石油勘探，只有一个地方在内蒙古鄂尔多斯项目。现在越来越多地活跃在国内的石油和天然气资源，在交易的外国公司，松动的政策，中国的石油工业和开放，即使是在最谨慎的上游，有迹象显示，有加速迹象。
打开上行仍处于起步阶段相比，几乎所有的外国油公司最近开始精炼中游的力量。壳牌，BP，科威特国家石油公司，沙特阿美公司和其他石油公司开始频频出现在谈判桌上，希望在中国建立更多的石化项目。例如，与中国海洋石油总公司投资建立43亿美元的中海壳牌壳牌炼油项目已经投产。
但是，这并不意味着，时间已经到了全面开放的外国石油巨头期待。事实上，他们希望扩大在中国的业务的深入开展，仍然面临许多障碍，必须继续耐心等待政策的进一步明朗。
国家发展和改革委员会能源研究所所长韩文科说，在石油领域，中国正在逐步开放资本的累进多元化，但在某些领域，如非常好油，这是一个非常缓慢的过程，领域，它是不可能的外国干预，这涉及到能源安全的问题。
当然，这并不能防止外商投资企业有一个富有想象力的描述：下游销售网络的扩张，成立合营企业，甚至控股炼油厂，原油和成品油进口资格获得深参与上游石油和天然气的勘探和开发项目。这些都可能在未来成为外商投资企业的下一个突破的方向。
统一是一个非常特殊的行业，石油企业通常会选择建立一个完整的上下游产业链，经营风险对冲石油价格的波动，包括上游对下游
油中间的炼油业，下游的成品油批发及分销网络，扩大勘探和开发的。
外国石油公司希望在中国的业务取得更大的进步，这是必要的补充和加强链中最薄弱的环节。在中国的市场结构，有一个完整的产业链，也具有特殊的意义。
在中国的垄断，中石油，中石化两大集团不仅是国内唯一的石油和天然气资源的开发和大约80％的石油进口量，原油炼制，还拥有大部分的零售加油站，成品油批发和零售自由化政策仍然是有效控制市场的批发和零售行业，主要是挤压外资和民营石油企业的生存和发展。
截至2005年，外国石油巨头的数十亿美元的外资投资在石油勘探领域，主要是通过与中国海洋石油总公司的合作，有大量的石油和天然气资源，在环渤海，东中国海，中国南海采矿权，海上或陆上，国际石油公司块勘探区的？难度相当大，最有可能得到的是一个高风险的项目边际油田或偏远地区的，目前还不能得到大量的石油和天然气收入。
，国家发展和改革委员会副主任欧新黔，在今年6月表示，将推动石油勘探，开采等方面的行业准入条件，引入细化文件来实现的各种所有制形式的公平待遇。康菲石油公司和新加坡石油的标志在中国的最新交易。
事实上，在跨国石油公司方面拥有丰富的石油和天然气储量在海外的石油和天然气勘探在中国是不工作的重中之重，与国际平均水平相比，成本较高的油探索。更现实的是，在处理国际原油运到中国，和中国庞大的成品油市场的占领。
2004年年底成品油零售版本，以扩大市场提供一个渠道，外资，道达尔，BP，壳牌和其他外商投资企业已经建立了中石油，中石化及其他成品油零售合资企业和独资企业。目前，外商投资在中国已经拥有超过2,000个加油站。
WWW加油站网分析师李钰说，中油BP加油站，加油站集中在广东占8％，但其销售额占广东省的20％。排名榜首的外商投资企业的管理和销售模式，它很清楚他们的潜在优势，在零售链。
但是，油源仍是外商投资企业所面临的最大问题，合资加油站必须从石油，中石化批发成品油，以防止外国石油公司在网络下游市场，推广自己的准备表。因此，要实现步行即到在零售市场上，最核心的是有一个稳定和自治的成品油供应。不仅需要建立自己的或拥有外国炼油厂，但还需要随附的石油进口和批发权。
在成品油零售，批发权，2007年按照WTO协议都已经放开，国有大型石油，中石化的石油进口配额被取消，而在非国有的石油贸易配额，也可以以每年15％的速度增加。但在实际操作的私人石油企业进口原油的需要不仅是资产和硬件设施，资格要求，并在同一时间，以证明其进口的石油已经被包括在集团的两大油精制油生产计划已被完全在夹缝中喘息的机会。
从理论上讲，限制对外国石油的公司有雄厚的实力要小得多，但至今没有一家外国公司获得的进口原油和成品油，成品油，如果不进口权，并拥有炼油厂，即使成品油批发资格的外商投资企业，从石油中石化购买成品油的炼油厂，这是很难发挥的国际石油公司，石油和天然气资源的优势在全局配置。
这是因为这个原因，之前和之后的开放成品油批发权，壳牌，BP，埃克森美孚公司，科威特国家石油公司等巨头也没有采取积极的步骤，适用，而是以在石油炼制和零售网络的扩张，其工作重点。
科威特国家石油公司在今年一月，油年产1200万吨炼油和乙烯项目，该项目投资50亿美元，在广州南沙设立的企业，这是最大的自成立的合资项目。
埃克森美孚，沙特阿美公司，中国石化合资在九月中石化森美（福建）正式成立，总投资为46亿美元，这是一个集炼油，石油化工和石油销售作为合资项目之一。
同时，沙特阿美公司的股份，青岛大炼油项目批准，科威特国家石油公司项目也正在筹备之中。 ，国际石油公司的合资炼油厂项目，以提高外商在中国的投资，甚至是发布该项目的炼油，成品油批发都会有自己的油源，扩大零售网络的保护。
光大证券分析师裘孝峰股份炼油厂外商投资企业进入中国的触角。更重要的是，国际石油巨头在中国已经拥有从上游勘探，中游炼油，成品油的批发销售业务已经只有一步之形成一个完整的产业链。
能够完全打通产业链，国际石油公司将能够把更多的原油和成品油输送到中国，以获得多的利润，也将让整个产业链的协同效应他们真正与两大石油公司的竞争能力，从而促进在中国石油工业和市场的竞争。
价格标准
事实上，国际石油巨头，一个完整的产业链是指没有通过石油，石化生产调度的传输容量的资源：原油对中国的出口，出口成品油不有，只由少数有条件的中国企业，成品油的销售，而无需通过网络两组。所有这一切，他们可以自己做。
现在的问题是，不论是直接进口的成品油或原油面临的一个根本的障碍 - 成品油价格改革。一方面，国内成品油价格控制，以在国际市场上仍然落后，很少有公司愿意直接进口成品油，另一方面，成品油价格的情况下是不与国际接轨，炼油中国从国外进口原油，将要承担的损失炼油部门。最期待的最新的，中国石油大学教授，中国石油发行价格的市场和放宽对贸易，外商投资企业“的核心或能源价格改革，他们不会放弃现在，更着眼于未来“。
成品油价格改革，国家有关部门已规划多年，由于时间问题，但并没有真正让油价格与国际接轨。
在2006年国家调整成品油价格挂钩，新加坡，纽约，鹿特丹，原始成本法，而在解决炼油行业亏损，国内成品油价格改革的完成。然而，这项改革是难以实现的，因为石油价格一直在高位运行状态。
在中国，外商投资企业和民营企业在石油工业各方面的广泛参与，一直被认为是打破中石油，中石化，中海油三组，垄断了重要的一步，石油市场为导向，这个过程伴随的学生。
但是，这一观点已开始与反对派的分析师见面。韩平，CEO，中国能源网，的的3组是中国的自己的业务，它的利润将最终被用于在中国人的退休金和其他社会保障的各个方面，来保护他们，而不是故意让外国公司，以参与在竞争，所以高油价的中国人没有好。 “
韩文科，开放是在保持与全球经济发展的趋势，能够满足中国的能源需求的必然选择，但也必须做好准备，以规避许多潜在风险，以为了保护中国的石油和能源供应的安全性。
但没有人怀疑，成品油价格经历了一个长期的过程，最终将走向市场定价。时序仍然是一个重要的因素影响的过程中，在目前的经济增长过快，通胀压力的情况下，可能会发现很难在短期内实现。
外商投资企业似乎并不担心，至少，对外保持着谨慎。BP中国招远市恒发言人说，“目前我们是唯一按照国家的重大政策，以进行了进一步开放了的格局是不明确的。”，国家的政策是指导发展的行业规则，在有限打开的情况下
页岩气开发现状及开采技术分析
史进1 吴晓东1 孟尚志2 莫日和2 赵军2
作者简介:史进,1983年生,男,汉族,山东淄博人,中国石油大学(北京)石油天然气工程学院博士生,主要从事煤层气、页岩气开发方面的研究工作。E-mail:shijin886@163.com,电话:18901289094。
(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室 北京 1022492.中联煤层气有限责任公司 北京 100011)
摘要:页岩气是一种储量巨大的非常规天然气,但是页岩气藏储层结构复杂,多为低孔、低渗型,开发技术要求很高。本文简述了国内外页岩气开发现状,分析了页岩气成藏机理以及开发特点,重点介绍了国外主要采用的页岩气开采技术,包括页岩气的储层评价技术、水平井钻井技术、完井技术以及压裂技术这几个方面,其中水平井钻井以及压裂技术是最为重要的。最后本文指出了中国页岩气开发急需解决的几个方面的问题。
关键词:页岩气 开采技术 储层评价 水平井增产 完井技术 压裂技术
Analysis on Current Development Situation and Exploitation Technology of Shale Gas
SHI Jin WU Xiaodong MENG Shangzhi MO Rihe ZHAO Jun
(1.Petroleum engineering institute, China University of Petroleum, Beijing 102249,2.China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 10001 1, China)
Abstract: The shale gas is a kind of non-conventional with giant amount of reserves,but the shale reservoir has complex structure with low porosity and low Permeability , so it needs advanced technology.This article sum- marizes current situation of shale gas development both in and abroad,analyses the gas generation and development characteristic of shale gas,mainly introduces gas exploration and development of technology,including reservoir e- valuation technology, horizontal well stimulation techniques, completion technology as well as fracturing tech- niques.At last, the paper points out the urged problem needed to be sloved for china's shale gas development.
Keywords: Shale gas;development technology; Reservoir evaluation; Horizontal well stimulation; comple- tion technology; fracturing techniques.
1 前言
地球上各种油气资源在地层分布的位置各不相同(图1),随着全球能源的需求量增大,页岩气作为一种非常规能源越来越受到人们的重视。页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中,以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集[1]。世界页岩气资源很丰富,但尚未得到广泛勘探开发,根本原因是致密页岩的渗透率一般很低。但近几年来,页岩气的开采已经成为全球资源开发的一个热点。由于页岩气的赋存、运移以及开采机理与普通天然气有很大的不同,所以在勘探开发技术方面与普通天然气也有很大的差别。
图1 各种油气资源分布示意图
2 国内外页岩气勘探开发现状
2.1 国外页岩气开发情况
国外的页岩气开发以美国为主,美国是目前世界上唯一商业化开发页岩气的国家。美国第一口页岩气井可追溯1821年,钻遇层位为泥盆系Dunkirk页岩[2],井深仅8.2m。19世纪80年代,美国东部地区的泥盆系页岩因临近天然气市场,在当时已经有相当大的产能规模。但此后产业一直不甚活跃。直到20世纪70年代末,因为国际市场的高油价和非常规油气概念的兴起,页岩气研究受到高度重视,当时主要是针对FortWorth盆地Barnett页岩的深入研究。2000年以来,页岩气勘探开发技术不断提高,并得到了广泛应用。同时加密的井网部署,使页岩气的采收率提高了20%,年生产量迅速攀升。2004年美国页岩气年产量为200×108m3,约占天然气总产量的4%;2007年美国页岩气生产井近42000口,页岩气年产量450×108m3,约占美国年天然气总产量的9%。参与页岩气开发的石油企业从2005年的23家发展到2007年的64家。美国相关专家预测,2010年美国页岩气产量将占天然气总产量的13%。图2是美国页岩气资源分布图。
美国的页岩气能够得到快速发展,技术上主要得益于以下四个方面:(1)减阻水压裂技术:携带非常少的添加剂,这样降低了成本,减少对地层的伤害,但携砂能力下降。(2)水平井替代了直井,长度从750m增加到了1600m。(3)10至20段,甚至更多的分段压裂大大提高了采收率。(4)同步压裂时地层应力变化的实时监测。当然,这也离不开国家政策的支持,20世纪70年代末,美国政府在《能源意外获利法》中规定给予非常规能源开发税收补贴政策,而得克萨斯州自20世纪90年代初以来,对页岩气的开发不收生产税。
除了美国,加拿大是继美国之后较早规模开发页岩气的国家,其页岩气勘探研究项目主要集中在加拿大西部沉积盆地,横穿萨克斯其万省的近四分之二、亚伯达的全部和大不列颠哥伦比亚省的东北角的巨大的条带。另外,Willislon盆地也是潜在的气源盆地,上白平系、侏罗系、二叠系和泥盆系的页岩被确定为潜在气源层位。可以预测,在不久的将来加拿大西部盆地很可能发现数量可观的潜在页岩气资源。
2.2 中国页岩气开发现状
2009年以前,我国的页岩气开发以勘探为主,2009年12月,才正式启动页岩气钻井开发项目[3]。我国主要盆地和地区的页岩气资源量约为(15~30)×1012m3,中值23.5×1012m3,与美国的28.3×1012m3大致相当。预计到2020年,我国的页岩气年生产能力有望提高到150亿~300亿m3。页岩气在中国的分布在剖面上可分为古生界和中-新生界两大重点层系。在平面上可划分为南方、西北、华北-东北及青藏等4个页岩气大区。其中,南方及西北地区的页岩气(也包括鄂尔多斯盆地及其周缘)成藏条件最好。
我国南方地区是我国最大的海相沉积岩分布区[4],分布稳定,埋藏深度浅,有机质丰度高。四川盆地、鄂东渝西及下扬子地区是平面上分布的有利区。在中国北方地区,中新生代发育众多陆相湖盆,泥页岩地层广泛发育,页岩气更可能发生在主力产油气层位的底部或下部。鄂尔多斯盆地的中-古生界、松辽盆地的中生界、渤海湾盆地埋藏较浅的古近系等也属于有利区。
3 页岩气开发特点分析
3.1 页岩气成藏机理
页岩气成藏机理兼具煤层吸附气和常规圈闭气藏特征,但又与这两者有显著的区别(表1),显示出复杂的多机理递变特点。页岩气成藏过程中,赋存方式和成藏类型的改变,使含气丰度和富集程度逐渐增加。完整的页岩气成藏与演化可分为3个主要过程,吸附聚集、膨胀造隙富集以及活塞式推进或置换式运移的机理序列。成藏条件和成藏机理变化,岩性特征变化和裂缝发育状况均可对页岩气藏中天然气的赋存特征和分布规律有控制作用。
图2 美国的页岩气资源分布
表1 页岩气与其他天然气资源对比分析
3.2 页岩气开发特点
页岩气储层显示低孔、低渗透率的物性特征,气流的阻力比常规天然气大。因此,页岩气采收率比常规天然气低[5]。常规天然气采收率可以达到80%甚至90%以上,而页岩气仅为5%~40%。但页岩气开发虽然产能低,但具有开采寿命长和生产周期长的优点,页岩气井能够长期以稳定的速率产气,一般开采寿命为30~50年,美国地质调查局(USGS)2008年最新数据显示,Fort Worth盆地Barnett页岩气田开采寿命可以达到80年。
页岩气中气体主要分为吸附态和游离态,和煤层气相似,但页岩气中的吸附气的比例较低,有的只有30%左右[6],裂缝中的水很少,主要为游离态的压缩气,页岩气的生产可以分为两个过程,第一个过程是压力降到临界解吸压力以前,产出的只有游离态的气体,它的生成基本与低渗透天然气无异,这个过程也是页岩气地层压力降低的过程,第二个过程是压力降到临界解吸压力以后,这时基质中的气体开始解吸出来,与裂缝中的气体一起被采出,所以产气量会达到一个峰值,如图3所示,但是由于吸附气占的比例并不大,所以产气量又很快下降,最终的残余气饱和度中只有很小一部分是吸附气,因为和煤层气不同的是,采气降压不可能使储层的压力降得很低。
图3 不同类型天然气藏的生产曲线示意图
4 主要页岩气勘探开发技术
页岩气的勘探开发技术与普通的气井的不同之处主要体现在页岩气储层评价技术、水平井钻井技术、完井技术以及压裂技术这几个方面,其中水平井钻井以及压裂技术最为重要。
4.1 储层评价技术
页岩气储层评价的两种主要手段是测井和取心。应用测井数据,包括ECS(Elemental Capture Spectroscopy)来识别储层特征[7]。单独的GR不能很好地识别出粘土,干酪根的特征是具有高GR值和低Pe值。成像测井可以识别出裂缝和断层,并能对页岩进行分层。声波测井可以识别裂缝方向和最大主应力方向,进而为气井增产提供数据。岩心分析主要是用来确定孔隙度、储层渗透率、泥岩的组分、流体及储层的敏感性,并分析测试TOC和吸附等温曲线,以此得到页岩含气量。
4.2 水平井钻井技术
页岩气储层的渗透率低,气流阻力比传统的天然气大得多,并且大多存在于页岩的裂缝中,为了尽可能地利用天然裂缝的导流能力,使页岩气尽可能多的流入井筒,因此开采可使用水平钻井技术,并且水平井形式包括单支、多分支和羽状。一般来说,水平段越长,最终采收率就越高。
水平井的成本比较高,但其经济效益也比较高,页岩气可以从相同的储层但面积大于单直井的区域流出以美国Marcellus页岩气为例,水平井的驱替体积大约是直井驱替体积的5.79倍还多。在采用水平井增产技术过程中,水平井位与井眼方位一般选在有机质富集,热数度比较高、裂缝发育程度好的区域及方位。
4.3 完井技术
页岩气井的完井方式主要包括组合式桥塞完井、水力喷射射孔完井和机械式组合完井。组合式桥塞完井是在套管井中,用组合式桥塞分隔各段[8],分别进行射孔或压裂,这是页岩气水平井最常用的完井方法,但因需要在施工中射孔、坐封桥塞、钻桥塞,也是最耗时的一种方法。水力喷射射孔完井适用于直井或水平套管井。该工艺利用伯努利原理,从工具喷嘴喷射出的高速流体可射穿套管和岩石,达到射孔的目的。通过拖动管柱可进行多层作业,免去下封隔器或桥塞,缩短完井时间。
4.4 压裂技术
据统计,完井后只有5%的井具有工业气流,55%的井初始无阻流量没有工业价值,40%的井初期裸眼测试无天然气流,这是因为页岩气埋深大,渗透率过低。所以压裂对于页岩气来说是最为重要的。而且因为页岩气多采用水平井开采,因此页岩气压裂技术,主要包括水平井分段压裂技术、重复压裂技术、同步压裂技术以及裂缝综合检测技术(图4)。
4.4.1 水平井分段压裂技术
在水平井段采用分段压裂,能有效产生裂缝网络,尽可能提高最终采收率,同时节约成本。最初水平井的压裂阶段一般采用单段或2段,目前已增至7段甚至更多。如美国新田公司位于阿科马盆地Woodford页岩气聚集带的Tipton-H223[9]井经过7段水力压裂措施改造后,增产效果显著,页岩气产量高达14.16×104m3/d。水平井水力多段压裂技术的广泛运用,使原本低产或无气流的页岩气井获得工业价值成为可能,极大地延伸了页岩气在横向与纵向的开采范围,是目前美国页岩气快速发展最关键的技术。
4.4.2 重复压裂
当页岩气井初始压裂因时间关系失效或质量下降,导致气体产量大幅下降时,重复压裂能重建储层到井眼的线性流,恢复或增加生产产能,可使估计最终采收率提高8%~10%,可采储量增加30%,是一种低成本增产方法,压裂后产量接近能够甚至超过初次压裂时期,这是因为重复压裂可以发生再取向(图5),在原有裂缝的基础上,还会压开一些新的裂缝。美国天然气研究所(GRI)研究证实[10],重复压裂能够以0.1美元/mcf(1mcf=28317m3)的成本增加储量,远低于收购天然气储量0.54美元/mcf或发现和开发天然气储量0.75美元/mcf的平均成本。
图4 Barnett页岩压裂模式示意图
图5 重复压裂再取向
4.4.3 同步压裂
同步压裂技术最早在Barnet页岩气井实施,作业者在相隔152~305m范围内钻两口平行的水平井同时进行压裂。由于页岩储层渗透性差,气体分子能够移动的距离短,需要通过压裂获得近距离的高渗透率路径而进入井眼中。同步压裂采用的是使压力液及支撑剂在高压下从一口井向另一口井运移距离最短的方法,来增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积。目前已发展成三口井,甚至四口井同时压裂,采用该技术的页岩气井短期内增产非常明显。
4.4.4 裂缝综合监测技术
页岩气井压裂后,地下裂缝极其复杂,需要有效的方法来确定压裂作业效果,获取压裂诱导裂缝导流能力、几何形态、复杂性及其方位等诸多信息,改善页岩气藏压裂增产作业效果以及气井产能,并提高天然气采收率。
利用地面、井下测斜仪与微地震监测技术结合的裂缝综合诊断技术,可直接地测量因裂缝间距超过裂缝长度而造成的变形来表征所产生裂缝网络,评价压裂作业效果,实现页岩气藏管理的最佳化[11]。该技术有以下优点:(1)测量快速,方便现场应用;(2)实时确定微地震事件的位置;(3)确定裂缝的高度、长度、倾角及方位;(4)具有噪音过滤能力。
作为目前美国最活跃的页岩气远景区,沃斯堡盆地Barnett页岩的开发充分说明了直接及时的微地震描述技术的重要性。2005年,美国Chesapeake[12]能源公司于将微地震技术运用于一口垂直监测井上,准确地确定了Newark East气田一口水平井进行的4段清水压裂的裂缝高度、长度、方位角及其复杂性,改善了对压裂效果的评价。
5 中国页岩气开发亟需解决的问题
5.1 地质控制条件评价
我国页岩气勘探才刚刚起步,尽管页岩气成藏机理条件可与美国页岩气地质条件进行比对,但我国页岩气的主要储层与美国有很大区别,如四川盆地的页岩气层埋深比美国大,美国的页岩气层深度在800~2600m,四川盆地的页岩气层埋深在2000~3500m。因此需要建立适合于我国地质条件且对我国页岩气资源战略调查和勘探开发具有指导意义的中国页岩气地质理论体系。应重点研究我国页岩发育的构造背景、成藏条件与机理(成藏主要受控于页泥岩厚度、面积、总有机碳含量、有机质成熟度、矿物岩石成分、压力和温度等因素)、页岩成烃能力(如有机质类型及含量、成熟度等)、页岩聚烃能力(如吸附能力及影响因素等)、含气页岩区域沉积环境、储层特征、页岩气富集类型与模式,系统研究我国页岩气资源分布规律、资源潜力和评价方法参数体系等。
5.2 战略选区
作为可商业规模化开采的页岩气,战略选区是页岩气勘探开发前的基础性、前瞻性工作,除了地质控制因素的考虑,还应特别重视页岩气开发可行性。我国页岩气起步阶段应首先要考虑海相厚层页岩中那些总有机碳含量大于1.0%、Ro介于1.0%~2.5%之间、埋深介于200~3000m之间、厚度大于30m的富含有机质页岩发育区;其次考虑海陆交互相富含有机质泥页岩与致密砂岩和煤层在层位上的紧密共生区;但同时要研发不同类型天然气资源多层合采技术;对于湖相富含有机质泥页岩,重点考虑硅质成分高、岩石强度大、有利于井眼稳定的层系。
5.3 技术适应性试验
美国页岩气成功开发的关键原因之一在于水平井技术、多段压裂技术、水力压裂技术、微地震技术、地震储层预测技术、有效的完井技术等一系列技术的成功应用。但这些手段在中国是否会取得比较好的效果,还值得进一步的现场试验才能得出结果。中国页岩气的开发急需要研究出一套适合中国地质条件以及页岩气特点的开发技术,使分布广泛的页岩气资源量逐步转化为经济和技术可采储量。
5.4 环保因素的考虑
对Barnett页岩开采地区的研究表明,钻井和压裂需要大量的水资源,2000年在Bar-nett页岩中开采页岩气需86.3×104m3的地表水和地下水,2007年这一用量增长了10倍多,约60%~80%的水会返回地面,其中含有大量的化学物质或放射性元素,会造成水污染,因此页岩气开发过程中对于环境的保护也是需要重视的问题。
6 结论
(1)美国页岩气的高速发展表明,除了天然气价格上涨、天然气需求增加以及国家政策扶持等因素外,主要得益于以下开发技术的进步与推广运用:水平井钻井与分段压裂技术的综合运用,使页岩开发领域在纵向和横向上延伸,单井产量上了新台阶;重复压裂与同步压裂通过调整压裂方位,能够改善储层渗流能力,延长页岩气井高产时期;裂缝监测技术能够观测实际裂缝几何形状,有助于掌握页岩气藏的衰竭动态变化情况,实现气藏管理的最佳化。
(2)目前中国的页岩气开发急需要解决以下几个方面的问题:地质控制条件评价、战略选区、技术适应性试验、环保因素的考虑,从而推动中国页岩气产业的快速发展。
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中国油气勘探现状与对策
徐旺
（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）
近一年来，国际油价由每桶10美元迅速升至每桶30美元左右，引起了世界能源市场中各国政府的极大关注。当前各国综合国力的竞争，能源起着很重要的作用。我国的油气勘探现状怎样？其发展前景如何？这是我国经济和国防建设中的一个至关重要的问题。
我国石油工业发展从建国初期的年产12万t到目前年产1.6亿多t的世界产油大国，在油气勘探与开发工作上已经取得了巨大成绩。但由于我国人口众多，在人均占有水平上远低于世界平均水平。为了实现我国社会主义现代化建设，制定了“三步走”的发展战略。经测算，我国2000年、2010年和2050年石油最低消费量分别为2亿t、2.5亿t和4亿t；天然气的最低需求量分别为300亿m3、600亿m3和2000亿m3。按现在国民经济以7%左右的速度发展，2000年在石油需求量上将存在6000万t的差额，2010～2020年差额在8000万～1.2亿t左右。面对我国经济建设快速发展的现实，形势严峻不容乐观。
回顾我国石油工业的发展历程，50年代主要在西北。由于50年代末的战略东移，发现了大庆油田和渤海湾油区，1978年达到年产1亿多t,1997年达到1.6亿多t，进入石油大国行列。但是进入80年代，我国的石油工业总体上进入发展缓慢时期。产生这些现象的主要原因是：新增地质储量和可采储量增长缓慢；老油田进入高含水期，生产难度增大；我国石油地质条件比较复杂，从长远分析，我国可采油气资源量并不十分富有。今后一个时期，国家经济建设需求和预测年产量之间存在明显差距，除非新区有重大油气发现，从现在到2020年，每年将需要有一定数量的原油进口，这是不容置疑的事实。
根据我国人口众多的实际情况，现代化建设的需求和我国油气资源现状，油气勘探的前景是一个极为重要的战略问题。据1998年世界《油气杂志》统计，世界石油剩余储量为1391亿t，待探明储量为670亿t，此外还有4000亿～7000亿t非常规石油资源。天然气剩余探明储量144万亿m3。按现在全世界每年消费油30亿t和气2万多亿m3分析，至少到2040年以前，油气仍然是一种不可替代的优质能源。因此在我国陆上960万km2和海上近300万km2的广大领域内，应进一步加强勘探挖掘油气的潜力，增加后备储量，其发展方向是：“稳定东部、发展西部、开发海洋、参与国外合作”，立足国内，积极参与国外油气资源勘探开发竞争，使我国油气生产达到一个新的水平。
我国第二次油气资源评价成果说明，全国的石油资源量为940亿t，按已知含油盆地和油田的资源量转化到储量的平均系数标定，为130亿t可采资源量。到1997年底松辽、渤海湾、西部和海上4区探明可采储量52亿t，其中已采出29.2亿t，待探明可采资源量78亿t，表明我国仍具有丰富的油气潜力。预测在新区仍有可能取得重大突破，使储量产量继续增长，预计全国年产油量的水平是：2000年1.6亿t;2010年1.8亿t（最高年产量）有可能实现稳产10年，保证此预测方案的实施，关键在于加强勘探工作量的力度，进一步落实后备油气资源量。
石油资源今后勘探发展的远景地区，全国陆上和大陆架主要在3个裂谷盆地带和克拉通盆地中。重点在松辽、渤海湾、塔里木、准噶尔、四川、鄂尔多斯、吐哈、柴达木等8大盆地。中国东部经向的松辽、渤海湾、苏北等白垩系、第三系产油裂谷盆地带，勘探程度甚高，但仍有很大潜力，如3500m以下的深层和沿渤海湾的滩海地带，水深5m以内的面积有1000多km2，已发现一批油气田，是一个很有远景的工区。对老油区内部如合理加密井网，加强油藏注采系统调整，加次采油实施以提高采收率，预计可增加相当数量的可采储量。中国北方纬向侏罗系—白垩系产油的裂谷盆地带，准噶尔、库车、柴达木、吐哈等盆地还有极大的油气潜力。准噶尔盆地经过近几年的勘探，在盆地腹部区发现彩南、石西、石南等3个大油田，近期又在南带的呼图壁、卡因第克、吐哈鲁等区发现工业性油气流，陆梁的陆9井在白垩系试出高产油流取得新突破。
在塔里木、鄂尔多斯和四川3个克拉通盆地的古生代和中新生代地层中，已发现塔河油田、东河塘、轮南、塔中4、马岭、志丹—靖边等油气田，特别是近期在陕北发现苏里格庙地区二叠系高产气层和大面积低渗透地层—岩性油气藏，都有重要的理论意义。其他如柴达木盆地冷湖—南八仙弧形带也有新的储量增长。
中国南方和华北下古生界海相碳酸盐岩区，面积有300多万km2，仍是一个值得重视的勘探后备领域。
1 继续坚持“稳定东部、发展西部”的方针
在我国，东部地区实施挖潜，在西部加强勘探增加新的储量。1999年，东部大庆油气区和渤海湾油气区的原油产量占全国总产量1.6亿t的70%以上，所以，继续在我国东部挖潜增加储量，对全国石油稳产和增长是重要资源基础，而西部儿大盆地和海上大陆架则是新增储量的接替区。
东部大庆油田资源量129亿t，标定可采储量为31亿t。计划2000年仍可稳产5500万t,2010年可稳产5147万t,2020年预计年产水平3221万t，如果2000～2010年再探明9亿～10亿t储量，产量还可增加一些。
东部第二大油区渤海湾，资源量189.9亿t，标定可采储量是29.5亿t，已探明可采储量19.31亿t，已采出11.74亿t，剩余7.57亿t，待探明可采资源量仍有15.29亿t。
从东部两大油区分析，2000年以前仍可稳产1.1亿t以上，到2010年预计可稳产1亿t，以后将逐渐递减。在这个时期如果西部几大盆地每年增加几亿吨储量，除可以弥补东部的递减外，还可以略有增长。
西部5大盆地塔里木、准噶尔、鄂尔多斯、吐哈和柴达木盆地，勘探程度较低，是重要的油气资源接替区。5个盆地油气资源量295亿t，折算可采资源量73亿t。目前已探明地质储量33.9亿t，待查明可采资源量30亿t。1999年5个盆地生产原油2500余万t，预计2010年生产原油可达3500万～4000万t。
2 21世纪将是天然气大发展的一百年
世界天然气资源极其丰富。据15届世界石油大会预测，可采储量为323万亿m3，到1998年已探明剩余可采储量为144万亿m3，年平均增长4.24万亿m3。目前全世界每年消耗量2.2万亿m3。预测产量2000年2.37万亿m3,2010年2.56万亿m3,2040年达到天然气高峰年产量，以后逐年降低。
我国天然气资源量38万亿m3，标定可采资源量为10万亿m3。目前已探明天然气储量2.3万亿m3（其中伴生气8400亿m3），1994年生产天然气近300亿m3。世界1996年的天然气与石油产量比为1∶1.3，我国差距较大（气油比为1∶7），因此尚有很大发展潜力。我国应加速天然气勘探。
天然气资源陆上的发展前景主要在3个克拉通盆地的古生代海相地层中。鄂尔多斯和四川盆地勘探程度较高，今后还有可能在这两个盆地的古生代海相地层中发现大气田。在四川川西新场地区，新星公司已探明侏罗系浅层气储量2500亿m3，年产天然气占四川省的四分之一左右。塔里木盆地面积最大，勘探时间短，勘探程度低，虽有较大的天然气资源量，但探明的天然气储量仅5000多亿m3，探明程度较低，今后还有可能找到大量的天然气资源。柴达木盆地东部第四系天然气储量已达1500亿m3，可能是继鄂尔多斯、四川盆地和塔里木盆地之后的第四气区。应当指出的是，准噶尔盆地南缘和陆南也是天然气富集区，已发现呼图壁等一批气田，有可能成为第五个天然气区。预计四川、鄂尔多斯和塔里木3个盆地以及近海大陆架盆地，在21世纪前10年，都有可能具备上万亿立方米的天然气储量规模。
此外，非常规天然气包括煤层甲烷气和致密砂岩气。从中国地质条件分析，煤层甲烷气和致密砂岩天然气资源已取得大量资料，致密砂岩气藏已在长庆、大庆三肇凹陷、四川等地区开发。以煤层气为例，我国煤资源丰富，经预测全国埋深300～1500m的煤层气总资源量有10万亿m3。近10年来已在晋西柳林、晋城沁水盆地的单井日产煤层气3000～4000m3。探明和控制沁水盆地储量有1000亿m3，如果继续加大井组生产，可以建成煤层气工业基地，应该说我国煤层气勘探已经取得了阶段性突破。
根据预测，我国对天然气的需求量2000年为300亿m3,2010年600亿m3,2020年1000亿m3,2050年2000亿m3。根据我国天然气资源和已探明储量，2000年到2010年供需基本平衡，2020～2050年缺口500亿～1000亿m3，这个差额解决方案，重点是国内西部5大盆地、南海西部和东海大陆架快速增加天然气探明储量，建成新的产能。近期已做出重大决定，即“西气东输”，将西部天然气用管道输至上海市及其附近城市，但目前西北几个盆地的储量尚不能满足所需外输天然气资源。解决办法一是加强国内勘探，二是利用国外资源解决。
3 中国沿海大陆架具有丰富的油气资源
中国海域面积广阔，有300多万km2，其中大陆架面积130多万km2。中国的近海海域有一系列中新生代的沉积盆地，这些地区具有很大的含油远景。经过十几年与国外石油公司合作勘探或自营勘探，已发现了流花1.1、中36-1、石白坨、蓬莱193等一批油田。其中4个为亿吨级大油田，而蓬莱193是海上第一个大油田，崖13-1为储量达1000亿m3的大气田。在对大陆架的油气资源做了充分的研究和论证之后，预测石油地质储量为84亿t，天然气储量3万亿m3。主要油气田分布在渤海、南海东部和西部，气田主要分布在琼东南、东海和莺歌海盆地，中国新星石油公司在东海盆地发现了5个气田，储量1200亿m3。到1999年底大陆架已探明石油储量27亿t，探明天然气储量4500亿m3。1997年产油1600多万t，天然气42亿m3。海洋石油总公司提出，原计划在2005年实现“三个一千万”的战略目标，即，南海珠江口的原油年产量稳产1000万t；渤海湾的原油年产量达到1000万t；以南海西部为主体的天然气产量达到100亿m3（折算原油1000万t）。目前已突破这一目标，预计2003年生产原油3000万t、气70亿m3。现在的勘探部署正围绕这一目标进行。
中国南海南部海域面积140万km2，是一个重要的后备能源地区。该区位于中沙以南，东邻菲律宾、南至曾母暗沙、西邻中南半岛，平均水深500～1000m。在中国南部海域以海相沉积为主，含油主要层系是中、上新统碎屑岩及碳酸盐岩，初步估算南部海域几个盆地石油资源量为200亿t，天然气8万亿m3，是一个具有丰富油气潜力的地区，周边几个国家已发现了一批重要油田，我国应尽早安排计划，开展勘探工作。
4 积极开展对外合作，勘探开发国外资源
当前已进入经济全球化的时代，我国已基本具备开拓国外市场的能力，中国石油天然气总公司从1993年开始，以不同方式参与了加拿大、秘鲁、苏丹、哈萨克斯坦等国的油气勘探开发，已取得不少涉外合作的经验，并在苏丹和哈萨克斯坦取得重要进展，建成了年产1000多万t的产能。目前苏丹合作开发年产1000万t、哈萨克斯坦已探明储量6亿t，目前年产250万t。据报道，中国在加强国内外油气资源勘探的同时，并计划开展海外石油勘探，重点放在中东、俄罗斯、中亚和其他油气远景区。在本世纪末预计在海外生产原油1000多万t，到2010年预计生产2000万t，同时，每年提供天然气500亿m3。根据集团公司的安排，应周密考虑，加大步伐，有选择地开展一些地区的调研工作，如中东地区、滨里海、哈萨克斯坦、东西伯利亚和东南亚地区，争取一些有利的区块进行合作勘探，同周边国家合作勘探或共同开发。我国的油气勘探理论、技术水平已经有了一套对付复杂油气田的方法，能够取得成功。这些境外生产的石油，可作为国内能源的重要补充。
总的来说，我国油气能源坚持立足国内，使国内油气生产持续发展，同时积极参与国外油气资源勘探的竞争，开拓国外市场做为补充，以满足我国社会主义建设的需要。
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北京市-鄂尔多斯市火车,汽车?
从北京站或北京西站乘坐下列车次到包头（早上到包头，很方便的），然后从包头乘坐到鄂尔多斯的汽车：
------车次------出发站-开车时间-到达站-到达时间----用时-----里程--硬座--硬卧下--软卧下
K263-------------北京-----20:01----包头--08:36---12小时35分--824---113---209---316
K217/K220--北京西-----19:30-----包头 08:05---12小时35分--824---108---197---300
包头长途汽车总站发车时刻表
包头－东胜 07:30-13:00 循环发车每17分钟一班
包头－东胜 13:00-18:20 循环发车每20分钟一班
注：问事电话：0472－4171183。
鄂尔多斯市原称“伊克昭盟”，盟驻地在东胜市。所以你从包头乘汽车说是到鄂尔多斯也行、说是到东胜也行，当地人都知道。包头到东胜140公里左右，票价20----30元（最近油价上涨，我说不太准）。
至于北京到鄂尔多斯的汽车我就不清楚了。
