包括頁巖油氣、致密油氣、天然氣水合物等在內的非常規油氣資源，是全球常規油氣資源的重要接替，也是油氣開發中的硬骨頭，具有開采技術難度大等特點。我國非常規油氣資源利用能出現像美國一樣的頁巖氣革命嗎？勘探開發示范項目進展如何？取得了哪些技術突破？在近日于西安召開的第六屆國際能源清潔化利用技術交流會議上，中國化工報記者進行了采訪。

開采資源潛力巨大

5月18日，我國南海海域天然氣水合物（可燃冰）實現試采成功，引起全球關注。截至6月10日，試采總產氣量21萬立方米，平均日產6800立方米。南海海域是我國可燃冰最主要的分布區域，全國可燃冰資源儲存量約相當于1000億噸油當量，其中有近800億噸分布在南海海域。不過專家認為，試采成功到規模化開發還有較長時間，許多問題需要解決。

“我國頁巖氣資源也十分豐富，地質資源量為123萬億立方米，其中陸相頁巖氣地質資源量為27.6萬億立方米，占頁巖氣總量的22.4%，可采資源量為6.1萬億立方米。”延長石油集團研究院書記、副院長張麗霞介紹說。

中國石油長慶油田分公司副總經理付金華介紹，鄂爾多斯盆地長7致密油是以三疊系延長組長7油層組致密砂巖為代表的儲層，滲透率不到0.3mD。近年來，該公司通過攻關，發現了我國第一個致密油大油田———新安邊油田。截至2016年底，新增探明儲量1.01億噸，預測儲量3.83億噸，總資源量達30億噸，預計盆地致密油儲量規模可達10億噸。

近10年來，美國頁巖油快速發展，年產量從零猛增到2億噸，高峰時日產量達400多萬桶，一舉改變了世界能源格局。中國為何沒有出現頁巖革命？中國石油技術服務聯盟主席李丕龍認為，中國雖然頁巖油氣資源豐富，頁巖油可采資源量達32億桶，但我們對頁巖油氣資源認識上存在偏差，導致開發進展緩慢。李丕龍分析說，美國頁巖油氣勘探開發成功的關鍵因素，主要是對頁巖油氣有正確的地質認識，并采用水平井+分段壓裂開采技術，擁有完善的基礎設施，油氣管線長達60多萬千米。

李丕龍認為，鄂爾多斯盆地西南三疊統延長組7段非常適合頁巖油氣勘探開發，面積達3萬~5萬平方千米，其中陜西境內資源量超過100億噸，可采資源量30億~50億噸，是我國頁巖油氣最可能大規模商業開發的區域。

示范項目效應明顯

近年來，鄂爾多斯盆地頁巖氣、致密低滲油氣資源勘探開發示范項目取得重大進展，成為中國油氣開發上產最快的區域。目前長慶油田已建成了3個致密油水平井攻關試驗區，建成產能112萬噸/年。

張麗霞介紹，2008年，延長石油率先開展陸相頁巖氣研究，2010年完鉆我國第一口陸相頁巖氣井并獲得氣流，開發了我國首個陸相頁巖氣示范基地，區域面積4000平方千米。2012年以來進入開發試驗階段，目前已完鉆頁巖氣井63口，壓裂試氣56口，均獲頁巖氣流，累計探明陸相頁巖氣含氣面積611平方千米，落實頁巖氣資源量1.5萬億立方米，2016年探明儲量1654億立方米，建成頁巖氣產能5億立方米/年。

通過勘探開發試驗，結果表明鄂爾多斯盆地延長組7段頁巖氣生烴地質條件較好，在盆地沉積時期發育一套深湖—半深湖相頁巖，埋深1000~1300米、厚度50~120米。頁巖含氣以吸附氣為主，解吸含氣量達0.3立方米~3.8立方米/噸。

中國石化華北油氣分公司高級專家鄧紅琳談到，大牛地氣田是該公司在鄂爾多斯盆地致密低滲油氣資源主要區塊之一，2003年先導試驗并開發以來，成為致密低滲氣田成功開發的典范。2005年開始直井規模建產，2012年進入水平井規模開發階段。截止2016年底，大牛地氣田共開發水平井436口，平均日產氣量1090萬立方米，累計產氣量288.56億立方米，連續4年實現規模建產。

不斷突破技術瓶頸

記者了解到，不管是頁巖氣還是致密低滲油氣，非常規油氣都具有開采難度大的特點。延長石油、長慶油田和華北油氣積極攻關、大膽實踐，均自主開發了系列技術，實現重大突破。

“陸相頁巖氣勘探開發仍存在亟待解決的技術難題，也沒有成熟經驗可借鑒。在當前的經濟技術條件下，如何提高單井產量、實現商業開發是首要問題。”張麗霞坦言，延長探區中生界陸相頁巖氣具有明顯的“兩高三低”特點，即高吸附氣比例、高粘土礦物含量和低熱演化程度、低壓、低脆性礦物含量，地質條件更為復雜，陸相頁巖氣開發面臨更多挑戰。比如吸附氣比例超過70%，遠高于南方海相的40%，粘土礦物含量42.2~73.7%，遠高于南方海相的40.9%；而含氣量遠低于南方海相的1.29立方米~6.15立方米/噸，脆性礦物含量也遠低于南方海相的70%。

對此，延長石油不斷探索并初步形成了陸相頁巖氣勘探開發技術體系，包括黃土塬地區儲層地震高精度預測技術、陸相頁巖氣精細測井評價方法、陸相頁巖氣水平井鉆完井系列技術、水平井壓裂改造技術等，針對陸相頁巖儲層致密、易傷害等難題，自主設計并成功壓裂6口陸相頁巖氣水平井，平均單井產量1.3萬億立方米以上；針對陸相頁巖易水化失穩、油基鉆井液成本高、環保壓力大等問題，相繼實現了由全油基鉆井液到水基鉆井液技術升級，成本僅為油基鉆井液的40%，而且具有強抑制、強封堵和環保性，目前已全面替代油基鉆井液。此外，延長石油還針對陸相頁巖黏土礦物含量高、壓裂用水量大，在國內率先開展純液態CO2無水加砂壓裂技術研究和現場試驗，取得良好技術成果。

2011年以前受壓裂工藝局限，長慶油田致密油單井產量未取得實質性突破。隨后在隴東西233井開展改造攻關試驗，形成了水平井+體積壓裂技術體系，同時在姬塬油田先導性開放試驗推廣并獲得較好效果。2013年以后擴大試驗區域，致密油勘探開發配套技術日趨成熟。目前已形成4項主要勘探開發關鍵技術，包括致密油“甜點”優選、致密油“三品質”測井評價、致密油水平井體積壓裂和致密油水平井準自然能量開發技術等。

“技術進步是非常規油氣資源開發的利器，管理創新是邊際油氣田效益的關鍵。”鄧紅琳說，該公司圍繞“提高單井產量、經濟有效建產”持續攻關，也逐步形成水平井優快鉆完井和分段壓裂致密低滲氣藏開發工程系列技術。其中安全提速鉆完井技術包括完井方式優選及井身結構優化、高效PDC鉆頭優化、水平井壓穩防漏高效注替固井技術，支撐了大牛地氣田開發由直井向水平井轉換；叢式水平井整體壓裂技術縮短了壓裂施工周期8~13天，單井產量大幅提升，實現集約化管理，降低氣田綜合開發成本。針對氣田水資源缺乏，華北油氣公司還開發了壓裂返排液回收重復利用技術，實現污水再利用，減少了壓裂液添加劑用量，降低壓裂成本。該技術在大牛地氣田累計應用11口井，共處理壓裂返排液4520立方米，處理成功率100%。