非常规油气开发技术标准分析

张晓广

中国海洋石油总公司能源发展股份有限公司工程技术分公司 （天津 300452）

非常规油气主要包括致密油（气）、页岩气、煤层气、稠油和天然气水合物。以美国发起的“页岩气革命”为代表，世界发达国家在非常规油气开发方面不断取得技术突破和经济效益。中国石油、中国石化和中国海油三大石油公司也先后在国内外相关领域展开部署。中国石油2013年中期报告提出:到2015年，致密油产量达到年产278亿m3，煤层气产量达到年产40亿m3。中国石化把发展非常规油气作为资源战略重要内容，除在山西、陕西、贵州、安徽、江苏等地勘探页岩气和煤层气外，还携手美国、加拿大等国家的石油公司进行非常规油气开发技术合作。中国海油在国外先后投资澳大利亚、加拿大等国的煤层气、页岩气和油砂资源，并入资国内中联煤层气公司开发山西、陕西、河南等9省煤层气区块。由于国内外非常规油气地质条件及开发技术存在较大差异，为保障非常规油气开发作业安全有效，缩小与发达国家的技术差距，有必要认真学习、总结国外先进标准，尽快制定国内行业标准或国家标准，填补国内非常规油气开发技术标准的不足。

1 页岩气与致密油（气）

页岩气是从页岩层中开发出来的，主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中。页岩气藏的储层一般呈低孔、低渗透率的物性特征，气流的阻力比常规天然气大，需要实施储层压裂改造才能实现有效开发[1]。致密油（气）主要是指与生油岩层互层共生或紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩储集层中聚集的油气资源。虽然储集层物性较差，但源储一体或紧邻，含油气条件好，储量大，是继页岩气之后的又一勘探热点领域[2]。美国主要采用水平井多段压裂技术开发页岩气，采用直井多层技术开发致密油（气），开发成本低，经济效益高。中国的页岩气、致密油（气）的地质（埋藏深度）和地面条件（大多为山区或丘陵地带且水资源不足）与美国有很大不同，因此必须在学习国外相关技术标准的基础上，结合常规油气藏开发经验，逐步制订适合国内开发条件的标准。页岩气与致密油（气）钻井技术与常规油气藏区别不大，压裂技术是开发页岩气和致密油（气）的主要技术。压裂技术相关的API标准见表1。

其中 API HF1 《Hydraulic Fracturing Operations-WellConstruction and Integrity Guidelines,First Edition》、API HF2 《Water Management Associated with Hydraulic Fracturing,First Edition》 和APIHF3 《Practices for Mitigating Surface Impacts Associated with Hydraulic Fracturing,First Edition》主要适用于页岩气压裂作业,对于其他类型资源压裂作业的重要区别也进行了说明。API HF1强调了水力压裂井对钻井作业的要求,特别是表层固井的层间封隔问题，对于直井、定向井和水平井均适用。API HF2给出了水力压裂作业过程中压裂液的获得、适用、管理、处理和废弃的最佳作法，不适用于钻井和生产作业。API HF3在最大程度地降低油气开发对地表水、土壤和生态系统等的影响方面给出了指导性建议。API RP 41为优选水力压裂设备提供了技术支持。API RP 19C和API RP 19D对支撑剂相关性能的测定进行了统一。

表1 API压裂技术标准

目前国内压裂技术方面行业标准见表2。

压裂用水是压裂作业面临的重大困难，美国页岩气埋深2000m左右，钻井作业和压裂作业总用水量约20000t，其中压裂作业用水量最大可占90%。如前所述，我国页岩气埋深更深且水资源不足，由此产生的一系列技术和环境保护问题（如压裂产生的废液对浅层水、土壤和生态系统的影响）不容忽视，但目前相关的国内行业标准尚属空白。

海上施工条件、作业成本等与陆地均存在较大差异，如设备连接及摆放、压裂液配制、压裂规模、压裂后处理及环保要求等方面，因此适合海上压裂作业的设计和施工标准也需尽快制定。

表2 国内压裂技术行业标准

国内行业标准与之前相比,已进行了多次整合,如SY/T 5289-2008《油、气、水井压裂设计与施工及效果评估方法》[3]整合修订了SY/T 5289-2000《油井压裂效果评价方法》、SY/T 5836-1993《中深井压裂设计施工方法》和SY/T 6088-1994《深井压裂工艺作法》[4]，但部分标准仍较分散，需整合以便于标准管理和执行，如压裂液添加剂等相关标准。

2 煤层气

煤层气是指可以开发利用的、在煤层及其周围岩石中自生自储的以甲烷为主的天然气。煤层气已成为非常规天然气开发的重要领域，全球75个有煤炭储量国家中已有35个国家进行了煤层气开发技术研发。与国外煤层气资源相比，国内煤岩构造复杂、埋藏深、压力、渗透率和饱和度低，且基础研究不足，缺乏相应开发标准（大多仍参照常规油气开发标准），因此不能完全移植国外开发经验。国内现有煤层气国家标准和行业标准见表3。

表3 国内煤层气国家标准和行业标准

从表3可以看出，随着国内煤层气勘探开发进程的逐步加快，国家煤炭工业局、国土资源部、国家能源局、国家安全生产监督管理总局和国家质量监督检验检疫总局对相关作业已建立了一些标准，但目前国内煤层气开发主要以直井压裂和“U”形井开发为主，国内标准主要以钻井为主，对于煤层气完井、储层改造工艺、排采、效果评估、作业机具等方面尚未形成系统的标准。各生产单位可结合自身在国内煤层气开发的经验，在上述标准的指导原则下对国家标准和行业标准进行细化，提高标准可操作性，并逐步健全煤层气勘探开发标准体系。

3 稠油

稠油指黏度大于50mPa·s，或在油层温度下脱气原油黏度为1000～10000mPa·s的高黏度重质原油。因其黏度高、密度大，国外一般都称之为重油。稠油资源在国内一直被作为常规油气资源进行开发，技术难度主要为稠油热采技术，面临的主要问题见表4。

表4 稠油热采面临问题及原因

目前国内稠油开发相关技术标准见表5。

另外海上稠油开发环境与陆地相比，存在诸多的差异（埋深、井型、井深、井身结构、平台面积、成本、安全等），主要差异见表6，因此不能直接照搬陆地现有标准，必须完善适合海上稠油开发的相关技术标准。

4 天然气水合物

天然气水合物是一种由水分子和天然气混合物在一定条件（合适的温度、压力、气体饱和度、水的盐度等）下形成的类冰的、非化学计量的、笼形结晶化合物，因其外观象冰一样而且遇火即可燃烧，所以又被称作“可燃冰”或“固体瓦斯”和“气冰”。海洋环境中，天然气水合物一般出现在水深大于300m的深水陆坡环境[5]。天然气水合物资源量是所有已知化石燃料资源量的2倍多，发展前景非常大。中国自20世纪90年代开始关注国外有关天然气水合物的研究，1997年开始启动天然气水合物资源的专项调查——“西太平洋气体水合物找矿前景与方法的调研”的专项调查，1998年加入ODP计划，2002年在南海发现了大面积含天然气水合物标志层BSR，2008年在青海木里地区发现天然气水合物，2013年在广东沿海珠江口盆地东部海域首次钻获高纯度天然气水合物。

表5 国内稠油开发技术标准

表6 陆、海稠油开发环境差异

目前在天然气水合物开发方面，国内外还没有形成任何相关的技术标准，主要是做一些探讨性的研究和试验。针对天然气水合物与常规油气在钻采技术方面的差异，下一步国内可在取心、固井、套管选择、开发方式等方面开展技术研究。

5 结论

1）压裂技术是页岩气和致密油（气）开发的关键技术，国内还需要制定压裂相关的环境保护和海上作业标准。

2）国内煤层气开发标准以钻井为主，需补充完井、储层改造、排采、效果评估、作业机具等方面标准。

3）稠油开发主要技术为稠油热采，需完善适合海上稠油开发的相关技术标准。

4）天然气水合物开发尚处于技术研究和试验阶段，国内可在取心、固井、套管选择、开发方式等方面开展技术研究。

[1]陈会年,张卫东,谢麟元,等.世界非常规天然气的储量及开采现状[J].断块油气田,2010,17(4):439-442.

[2]许冬进,尤艳荣,王生亮,等.致密油气藏水平井分段压裂技术现状和进展[J].中外能源,2013,18(4):36-41.

[3]SY/T 5289-2008油、气、水井压裂设计与施工及效果评估方法[S].

[4]SY/T 6088-1994深井压裂工艺作法[S].

[5]罗敏,王宏斌,陈多福,等.南海天然气水合物研究进展[J].矿物岩石地球化学通报,2013,32(1):56-69.