从致密油气到页岩油气——中国非常规油气发展之路探析

张抗

从致密油气到页岩油气
——中国非常规油气发展之路探析

张抗

石油工业150年主要开发对象是常规油气藏，其勘探难度增大导致石油资源“枯竭论”“峰值论”等说法风行一时。非常规油气，特别是页岩气、页岩油开发的巨大成功正改变着世界能源版图及地缘关系。它也雄辩地说明：静止的思维方式导致对发展的误判，不是资源的枯竭，而是辩证思维的缺失、思维创新的枯竭。

1 常规与非常规油气的划分

人类对地下资源的利用总是从其较易开发、资源丰度较高、因而易获得较大经济效益的地方入手，然后随需求的扩大和技术水平的提高而向资源稟赋较差的领域扩展。大致自20世纪60年代以来，常规和非常规油气的概念开始流行。人们把当时就可进行经济开发的那些油气资源类型归为常规，而把丰度低、难开发以致在当时技术水平下难以取得经济效益（即难于达到经济门限）的油、气资源列入非常规。从其划分的两个关键条件（技术水平、经济门限）看，都随时间推移条件改变而变化，因而这个界限是模糊的、在不同国家可以有所不同的。在不断地探索中上世纪后期人们已认识到从地下赋存量上看，非常规油气要比已发现的常规油气高一至两个数量级。于是在需求的巨大推动下依托科技水平的不断提升而使可采的经济边际不断下移。它还意味着，如用上世纪后期所固定的标准划分的非常规油气类型，以现今的条件可能有一部分已属于技术上可开发、经济上可有效益的资源，如非常规石油的油页岩、致密油、重（稠）油、油砂、页岩油，非常规气的致密气、煤层气、页岩气和水溶气等。尽管如此，我们还是沿用着传统的划分，仍称其为非常规油气。当然，仍有些赋存量相当大的非常规油气，如天然气水合物（它常被某些人不恰当的称其为“可燃冰”）在目前和近期未来也难被商业性开发。

2 国外致密油气居其非常规之首

致密油气，严格说应称为致密储层油气，指因储层致密孔、渗性差而低产难采，故可属非常规者，且以其开发最早、产量最大而居非常规油气之首。目前，美国商业性开发的非常规气包括致密气、煤层气、页岩气 3种。2011年其生产的天然气中致密气占29.5%，页岩气占23.0%，煤层气占8.2%，常规气仅占39.3%。据统计，2009年全球致密气占非常规气产量的80%，依托致密气这个主体，非常规气产量（约5200亿m3）占全球气产量约17%。从带有预测性的资源量构成上更可看出致密气在未来居更要的地位。Martin等（2010）对常规油气、致密气、页岩气、煤层气等各类资源数据较全的阿帕拉契亚、大绿河、圣胡安、尤因塔-皮申斯4个著名盆地的油气资源量（平均值）作了统计，致密砂岩气占43%，页岩气占19%，煤层气占25%，常规气占6%～17%、平均10%，常规油占3%。可见，在这些盆地中，非常规油气资源明显大于常规油气，致密气居非常规气资源之首。

致密油在美国石油产量中占重要地位。据统计，近年单井日产小于0.5 t的油井占生产井总数约70%，占总产量约15%。这些低产井中大部分为致密油，可以说美国致密油是其长期保持产油大国地位的重要支柱之一。对非常规油气的重视进一步推动了致密油的勘探，据报道，近5年来有68亿t的致密油新发现。据世界能源理事会（World Energy Council，2010）按截止到2008年的资料估计，世界非常规石油（地质）资源量达 1.4万亿t，其中页岩油为6893亿t。

3 中国致密油气已成为其产量的重要部分

基于地质演化的特点，中国油气田中低丰度，低产所占比例较大。在油气生产实践中努力向数量相当大的难采低产油气田开拓是在发展早期就已提出并日益加强的一项工作。由于对低渗油层开采没有特殊的优惠，因而在统计中没有强调致密油气与非致密油气、重（稠）油与一般油的差别。人们已约定俗成地把目前可以进行生产的非常规气限定于煤层气和页岩气了。因而在国内外对比中应注意不要把中国煤层气和页岩气产量之和直接与美国的非常规气对应，这会造成误导。

从累计探明储量上看笔者估计致密油占35%左右，由于这类油储量的动用率较低，可能占剩余可采储量40%以上。全国待发现天然地质资源量中致密气比例可达60%左右，这比最新全国资评中的相应数据要大。显然，致密油气在中国已占相当重要的地位，可以说没有致密油气的开发绝不可能使中国的油气达到今天的规模。

在非常规油气开发技术中最关键也最通用的是水平井技术和压裂两大套技术系列。中国致密油气开发的成功表明在这些方面已达到国际先进水平，其一些通用设备和材料（如压裂液中作为不可或缺的支撑剂陶粒）已在国际市场上占有相当的份额。这就为同样为非常规、同样是低孔渗、低产储层的煤层气、页岩油气的勘探开发奠定了基础。这是我们分析中国这类资源开发的一个重要的出发点。

4 中国煤层气发展不快的原因

20世纪后期美国在煤层气开发上的成功带动了全球对这种非常规资源的探索。与美国以外国家相比，中国起步并不晚。此后成立了专门的煤层气公司，国家在政策上给予优惠并提出高瓦斯煤田必须先采气后产煤的要求，在“十一五”发展规划中也设定出相应地的指标。但2010年地面和矿井煤层气产量分别为15.7亿m3和76亿m3，利用率分别为76%和29%，理论上地面抽采气与矿井排采气利用量之和为 33.9亿 m3，这些数据都与“十一五”发展规划要求相距甚远。还应注意两个问题：1）矿井排采的煤层气（瓦斯）甲烷浓度低、差别大，难以与几乎为纯甲烷的地面井采煤层气直接相加，应折算成标准煤层气体积后再相加；2）对煤层气利用率（特别是正规统计中要求的商品率）近期内不应规定太高。地面井在较长期的排水试采过程中和初期下游不配套情况下必有相当大的放空量。而矿山排采的低浓度瓦斯一般适于就近民用，但在煤炭便宜方便时矿山和附近用户都无再建管线利用气的要求，如作动力或发电利需特殊专用电机、在已有电力供应时矿山亦无此积极性。欲实现“十二五”发展规划煤层气产量（应理解为可供消费的商品气量）210亿m3的要求，必须针对已长期存在的阻滞煤层气发展的因素采取有效措施改变局面才有实现的可能。显然，中国煤层气发展明显低于人们期望值。

中国有丰富的煤资源，也有巨大的煤层气蕴藏，对此是没有争议的。至于中国煤和煤层气的特点和找到与之相适应的开采技术，在大力进行的勘探开发实践中也不难发现并掌握。因为这方面毕竟各国各地区间有许多共同之处，而且前面提到的基本的、共同的技术方法系列（水平井、压裂）在我国也有相当雄厚的基础。问题在于近 30年来我国投入煤层气的资金及相应的钻井数量太少，而之所以形成这种局面的根本原因是其市场机制的缺失。可供煤层气勘探开发的区块已被少数石油和煤矿公司占有，他们处于保障油气和煤炭生产指标的重压下，无心也无力投入风险大利润低的非常规新领域的开拓。他们“跑马圈地”而长期不去勘探开发，但目前缺位的执法和监管部门却没有实施令其依法退出的机制，这就使想要进行此工作的公司无可施展的机会。“釜底抽薪”，没有可供施工的区块从根本上制约着煤层气的发展。此外，融资的困难、提供勘探开发的服务市场的缺乏、乃至开采出的煤层气进入天然气管网的困难等，使之难于出现美国非常规油气中的大量公司（特别是中小公司）活跃投资的蓬勃发展局面。显然，其发展滞后的关键不在“硬条件”（资源、技术），而在“软环境”，而后者又决定于国家经济体制的进一步改革。

煤层气如此，页岩油气也基本如此。

5 美国从页岩气到页岩油的发展

众所周知，有机质热演化历程中既生成油也生成气。从物质的相态上看，气液两态亦可互溶，气溶于油为（油田）伴生气或溶解气，地下高温高压条件下溶于气中的油亦可在地表析出并被称为凝析油。从成因和赋存空间上看，相同或相似来源的油气共处一处，可分别富集于一个盆地、油气田或区带，为之共/伴生。

页岩气研究程度最高的美国沃斯堡盆地 Barnett页岩产层就是页岩气和页岩油共、伴生的良好实例。盆地沉积中心位于这个箕状断陷西缘，西部高成熟区（Ro＞1.1%）以产气为主，特别是页岩气的甜点产油量最低。中部成熟度适中处油气并产，周缘成熟度过低处产油井亦明显减少。按 1982—2006年6月的统计，该盆地产气6129亿m3、产油102.5万t，油占油气当量和的比例为 1.64%，在所产油中凝析油占 86.3%、一般原油（生产中常称为黑油）占 13.7%。从核心区和延伸区的待发现资源量看，油为1.43亿t、气为7422.8亿m3，油占油气当量和的比例为16.2%。显然，油的生产有较大潜力。

由于气的流动性明显比油大，在同等技术条件下气更易被采出，因而在向非常规领域开拓时首先指向页岩气。但美国页岩气的快速发展导致气出现供大于求，气价大幅度降低。2008年美国Henry Hub中心的标准气价为每百万英热单位（MBtu）12美元左右，2011年以来仅约4美元左右，2012年初低于2美元。过低的气价（特别是同一油当量气价与油价的差）压抑了页岩气生产者的积极性，却大为鼓励了同样地质条件和类似技术要求的页岩油开采。与页岩气开采使美国天然气产量明显回升类似，页岩油的投入生产也改变了自 1970年以来美国石油持续减产的趋势，开始回升。以近年未开发页岩油的2001—2005的5年计，石油平均年增率为－2.34%，而由于页岩油的投产 2009—2010两年的石油平均年增率为 5.63%；与同期世界石油产量有所减少相对照，美国成为石油增产最显著的国家之一。继页岩气开发高潮之后页岩油的快速上产使美国对油气的投资持续增长，过去大量涌向国外的油气投资也开始向国内回流。美国2012年美油气上游投资增长11%。这对处于低谷中的就业率提升大有助益。显然，受油、气价格比的影响，在页岩层系内当强调生产的重点不同时油、气产量构成的明显差别。据剑桥能源咨询公司等机构对全美各页岩气产层的预测，2015、2020年美页岩油产量可望分别达到每天 200、300万桶。这些产量分别相当于页岩油未大力开发前2008年美石油产量的29.2%和44.6%，分别相当于 2010年美从中东进口原油量每天 172.9万桶的115.7%和173.5%，分别相当于2010年美进口原油量的21.9%和32.9%。考虑到同时美国还加强致密油开发，加大以气代油、以新能源（特别是第二代生物乙醇太阳能风能等）代油，可以认为美国在近期“斩断中东石油进口的脐带”、在2030年代大幅降低石油对外依存度和能源基本自给等就有实现的可能性。

6 中国页岩油研究刚起步

受美国页岩气发展成果的启发，中国在近两年非常注意这一新事物，由于倡导者对页岩油气的共/伴生机理宣传不够，多数国人对页岩油尚感生疏。我国勘探者在工作中已发现烃源岩（暗色泥页岩）中亦有油显示、产出，个别尚具有商业价值，如在江汉潜北、松辽古龙、柴达木油泉子和南翼山等所见。但投入小规模开发的仅为页岩的裂缝性油藏。2011年中石油辽河油田在其西部坳陷曙古165预探井古近系大套泥岩段中发现裂缝富油显示，在页岩油思路的指导下遂决定提前完钻对其试油，放喷获日产24 m3的油流，依托新的三维地震资料圈定50 km2的可能含油面积。但严格地说，上述裂缝性油气藏与一般意义上的页岩油气还是分属不同类型。可喜的是，在中国第一批页岩气探索井进行的同时，少量以页岩油为目的预探井已实施。2009年中石化河南油田率先在号称小而肥的泌阳凹陷古近系部署专探页岩油的安深1井，次年1月在井深2450～2510 m页岩层中实施大型压裂，获最高达日产4.68 m3的工业油流。其后部署第一口页岩油水平井泌页 HF-1并在 2012年2月实施了15段压裂。初步估算该凹陷页岩油气资源量为5.4亿t油当量。

目前我国已完成了对页岩气的第一轮资源评价。应在进一步研究美国页岩油开发进展和总结中国页岩气资源评价的基础上，在获得一批实验分析和钻井测试数据后，进行页岩油资源评价。显然，与巨大的页岩气前景类似，中国亦有良好的页岩油前景。目前，已有人初步估算中国页岩油可采资源量超过100亿t。

7 应大力倡导综合勘探、开发、利用

注意到页岩气和页岩油的密切关系，注意到页岩层系中往往含有煤层、煤层气，笔者在中国刚开始页岩气评价时就呼吁要重视其综合勘探开发。进一步说，页岩层系内和其上下也还有致密、非致密气储层，常规和非常规油气间并无严格界线且多有共生关系。前面各类油气资源以其在热演化和后期保存上的系列关系分类，亦显示它们在同一含油气系统性内的密切关系，这使它们在同一地质体内有规律的共生/ 伴生。客观地质规律明确地向我们提出非常规油气之间以及它们与常规油气之间的综合勘探开发的问题。显然，把油气作为统一的烃类资源，因地制宜的综合勘探、开发对油气企业来说是有利其快速发展降低成本提高效益的“康庄大道”；对社会来说，综合利用，互相补充可更充分地发挥不同资源的优势、更好地保障能源资源供应。

广而言之，综合勘探开发还存于油气与煤、盐类（特别是中国缺乏的钾盐类）、铝土矿、沉积铀矿等的关系上。一些企业已对其综合利用，发展综合化工。

进行不同矿种、不同资源间的综合勘探开发的首要难题在矿权管理上的配合和促进。前面讨论的煤层气发展中的问题充分显示出解决这一问题的重要性，油气区块与沉积铀矿勘探区的重叠也带来许多麻烦，这也就显示出改革管理办法和经济体制的迫切性。可以说，没有管理的到位和政策的优惠，就无从谈及煤层气、页岩油气等的发展；不进行经济体制的改革，节能减排和能源结构改善的目标都难以实现。这不仅需要“顶层设计”的决心，也需要通过“示范区”的试点摸索经验。

8 结语

回到本文题目中国非常能源发展之路的探索，笔者在强调综合勘探开发和管理体制改革之外还想补充两点。从总体上看，非常规资源的开发难度要大于常规资源，这就要求我们在现今及今后一段时间内仍要把常规油气的增储上产放在首位，决不可主次倒置，非常规资源的开发难度还要求先在老油气区、在经济较发达区实施。在中国这两者恰是基本吻合的。当然，在新区开拓时也必须常规和非常规油气并重，这往往是开拓思路促进新区评价和突破的重要环节。针对目前全国上下急于保障能源供应改善能源构成的迫切愿望，针对已开始露出苗头的“页岩气热”，笔者认为应充分认识其发展的难度。从中国地质特点上看，地质历史上曾有好的可以产生油气的暗色页岩系（而这恰是美国学者看好中国页岩气并认为其蕴藏居世界首位的出发点），并不意味着现今一定保存着相应的页岩油气可采量。其保存量的大小、赋存特点及相适应的开采技术都需要我们通过大量实践（包括失败的实践）去摸索并逐渐形成自己的理性认识和技术体系。这就需要投资和时间。“十二五”规划中不对页岩气设定过高目标而是要求打下坚实基础，将为“十三五”及以后更快发展天然气打开道路。这样的指导思想显然是符合实际的。♦

【作者单位：中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院】

（摘自《中国地质教育》2012年2期）