页岩气销售利用模式探索及实践

张 浩 廖 迪 徐 强

（中国石化华东油气分公司，江苏 南京 210019）

0 引言

中国共产党在第十九次全国代表大会上提出的建设美丽中国的宏伟目标和完成资源环境约束性指标、构建清洁低碳安全高效的能源体系等阶段性目标为中国深入推进能源革命、促进能源转型、实现能源可持续发展提供了更加明晰的方向指引［1］。近年来，我国页岩气勘探开发取得了丰硕的成果，特别是川渝地区涪陵等一批页岩气田进入产业化、商业化生产阶段，有利推动了能源结构多元化，促进了清洁能源推广利用［2-3］。但是目前我国页岩气上游勘探开发、中游管网部署及下游市场拓展关联性和匹配性不足，导致页岩气外输销售、高效利用及效益开发存在制约瓶颈，对页岩气产业发展带来一定负面影响，因此对页岩气销售利用方案进行研究，探索和实践页岩气高效利用模式具有重要现实意义。

1 页岩气前期销售利用存在的问题

1.1 零散探评页岩气井周边无配套管网及成熟的销售市场，勘探试采期产气无法有效利用

页岩气不适用于“预探—评价—试采—整体开发”的常规气田勘探开发阶段划分，通常采用多学科融合、多技术集成的快节奏，打破勘探与评价、试采与开发的界限，目前一般采用“探评结合、滚动开展、地质工程一体化”的模式［4］，前期部署调查井获取资料，接着部署探井，结合二维、三维地震资料论证储层规模、储量丰度等，同时摸索直井、水平井产能情况，下一步通过部署小井组试验进一步落实资源和工艺技术，最后全部铺开部署开发井网，进行产能建设。因此前期探评井测试特别是产能成果情况直接影响后期页岩气产建项目的部署和推进。

1.2 页岩气规模产建区外输管道与产能建设进度不匹配，投产新井测试期产气放空损耗严重

页岩气勘探开发是高风险、高投入的油气勘探项目，特别是在现有效益评价体系下投资管控力度进一步加大，在区域页岩气资源没有得到充分论证以及探评井产能测试成果未明确的情况下零散单井配套外输管道建设投资很难得到批准。在资源量已落实的区块，即使外输管道与产建项目同时批复，按照管网建设的一般性程序，其内部审批、地方关系协调、施工建设等周期较长，除非早于或同步于页岩气产能项目建设才能与页岩气产能释放周期相匹配。鉴于目前渝东南地区页岩气开发现状，这一点很难按照规范流程实现，因此外输管网与产能建设不匹配的问题在页岩气新区产建中将是主要的矛盾点之一。页岩气新井投产初期产气在产销管网不健全的情况下为了尽快获得产能测试结果、解除近井地带污染只能就地放空，且初期产能测试地层压力较高，放空损耗气量较大。

1.3 单一外输销售渠道无法有效保障页岩气产销平稳运行，应急调峰期间对产销安全影响较大

外输通道的畅通和调峰渠道应急是页岩气产销安全、平稳运行的有力保障，但是在现有外输管网等基础设施不完善的情况下，拥有稳定的外输销售渠道具有较大难度。在管道下游需求波动、管网故障应急处理等情况下，单一外输渠道根本无法保障页岩气产销平稳运行，特别是应急调峰期间页岩气生产安全风险较大。

2 页岩气销售利用模式研究

2.1 零散探评井试采期就地利用，减排增效应销尽销

零散勘探井评价是页岩气勘探开发前期必然存在的一个过程，是落实区块面积、求取地层参数，判断储量丰度的重要保障，因此零散探评井的试采是十分重要的测试过程。一般情况下，对零散探评井试采测试均通过直接井场放喷点火的方式进行，由于放喷初期地层压力高、返排速度快，前期会有大量的页岩气随着地层压力的快速释放喷涌而出，放空损耗会带来大量的资源浪费和二氧化碳排放污染，因此如何对零散探评井试采期产气进行合理利用具有十分重要的意义。由于该阶段测试目的主要是测试产能、求取地层参数，不能以拓市增效为最大目的，因此销售利用方案的制定与规模开发区块不同。结合零散探评井所在区域周边燃气市场不同情况，制定不同的销售利用方案，以就地利用为主。在天然气管网设施比较完善的页岩气勘探开发区，积极建设气田集输管道，将页岩气输入天然气管网；对于远离天然气管网设施、初期产量较小的勘探开发区，建设小型CNG 或LNG 利用装置［5］，防止放空浪费，宜输则输、宜压则压、宜液则液，确保尽早尽快利用，实现减排增效、应销尽销。

2.1.1 低压管道气直供燃气终端

渝东南地区零散页岩气探评井大都分布在远离城市人口密集区的乡镇村落附近，这些区域大部分没有燃气供应体系或燃气供应管道正在建设部署中，是中长期燃气市场发展的潜力区域。在零散探评井试采期，对井口产气进行脱水、调压、计量后直接通过外输管网进入低压燃气管网供应气井周边乡镇燃气需求，还可以通过低压管网反输供应城镇燃气需求，一方面可以尽可能减少探评井试采期放空损耗，另一方面提前实现为当地用户供气，也可以为地方经济多做一些贡献，便于后期页岩气产建时的地方关系协调。

2.1.2 井口气增压上输外输管道

对于零散探评页岩气气井周边暂无燃气供应体系或周边燃气需求有限无法消化零散气井产气的情况下，如果周边有天然气外输管道，可以采取合理的方式建设中压外输联络管线，对单井井口产气进行脱水、计量后通过联络管线输入天然气外输管道销售利用，对井口压力不足的部分单井可能还需要采取井口增压方式外输。

2.1.3 CNG压缩槽车近途外运

关云飞得知郭启明准备买的是一套二手房，立马表示反对。他说：“结婚是一辈子的大事，怎么能买个旧房子呢？你要是连个新房也买不起，还结什么婚？”当天下午，关云飞带着郭启明和关小美来到一个高档小区，替他们挑选了一套100多平米的新房。关云飞说：“你把钱交了，拿到新房的钥匙再来找我，你们就可以领结婚证了。”

针对渝东南地区燃气管网体系不健全、乡镇燃气需求有限、城市燃气前期以CNG 供应为主的区域，可以因地制宜，采用井口气增压为CNG 进行利用，通过CNG 槽车外运就近保障100～200 km 以内燃气需求。

2.1.4 LNG液化槽车远途外运

针对零散单井周边燃气需求有限、无成熟燃气管网配置且CNG 供应需求有限的情况，可以引进小型的LNG 液化装置对页岩气探评井单井产气进行液化处理，加工成的LNG 液化气通过槽车供应给中远距离LNG燃气用户。

2.2 规模产建区测试期提前部署，无缝衔接即产即销

渝东南地区是近年来页岩气规模化产建的主阵地之一，涪陵、南川、武隆、彭水、綦江等地区页岩气产建项目逐步展开。但是渝东南地区经济发展相对缓慢，燃气需求有限，天然气管网部署相对滞后，目前除了中国石化天然气分公司“涪陵—王场”管道、重庆燃气集团“长寿—南川”管道、重庆祥龙天然气有限公司“环武陵山”管道等主线联络管道及县域联通管道外，各页岩气产建区串联管道还未成型或基本没有匹配成熟的外输天然气管道，造成页岩气产量无法有效释放、区块产能得不到有效论证、产建项目进度推进迟缓，严重影响页岩气勘探开发效益评价。因此对于探井测试成果良好、区块勘探开发潜力基本得到论证的连片页岩气产建区可以提前规划部署天然气外输管道，力争与页岩气产建开发进度同步，实现产销无缝衔接。一方面，可以为页岩气勘探开发有效匹配销售渠道，达到即产即销，做到不浪费每一方气，使每一分投资尽可能获得回报，实现页岩气效益最大化；另一方面，随着国家油气体制改革的推进和区域天然气管网互联互通建设的加快［6］，天然气管网资源将成为稳定和优质的资产，而在规模产建前期提前布局页岩气外输管道将在页岩气产建开发效益外增加管道收益，同时减少外输管道对页岩气产建的制约影响。

2.3 多客户多渠道外输流向调峰，应急保障尽产尽销

天然气与常规原油在销售模式上存在很大区别，最显著的莫过于在产供储销流程中储存方式的不同。常规原油产销运行中仓储可以通过原油储罐进行缓冲，但是常规天然气及页岩气虽然也可以通过CNG 储罐、LNG 储罐、地下储气库等方式进行仓储，但是毕竟现阶段从仓储工艺的适应性、经济性上都无法做到像原油仓储一样便捷，更多的是通过井口控产调节或利用外输管道管容来平衡。前面也提到页岩气控产一方面不利于产能测试求产，另一方面不利于高效排除近井地带污染，因此最有效的途径就是增加外输管道管容。但除了国家级干线管网外，目前大多数页岩气田单一外输渠道受管径、压力、市场等因素影响，单纯增加管容不现实，因此为了保障页岩气田平稳生产，建立应急调峰保障体系，建设多客户、多渠道外输流向调峰体系很有必要。从销售市场来说，多客户可以通过不同需求市场来应对终端燃气需求变化，特别是供暖季和非供暖季的燃气需求峰谷波动；从销售渠道来说，多渠道可以在局部市场形成需求竞争，有利于流向优化和应急保障。

2.4 统销自销相结合多客户竞争，效益导向优价多销［7］

按照中国石油、中国石化等公司天然气管理要求，天然气销售一般分为专业销售公司统一销售和上游气田自主销售两种模式。上游气田主要负责气田的勘探开发和生产，产气直接按照内部计划和价格销售给系统内天然气销售公司，上游气田不负责天然气销售对外业务，不面对外部客户终端，由天然气销售公司负责外输管网建设及天然气销售工作，直接与终端客户对接，这种模式一般被称为“内部统销”。内部统销有利于天然气产销资源的统筹平衡，销售市场不局限于气源地，可以利用外输管道将页岩气资源串换至东部高端需求市场以提升页岩气整体产业链的开发效益。而在销售管网不匹配、销售市场不成熟的区域，有时为了加快页岩气效益释放，也由上游气田直接进行对外销售，这种模式称为“气田自销”。气田自销有利于页岩气区块产能的有效释放，推进页岩气产建进度，帮助地方招商引资、推动GDP 和税收增长、保障民生需求，维护社会稳定［8］，有利于企地关系协调，提高地方政府对页岩气产建项目的支持力度，有利于页岩气资源的有效利用和造福地方，推动地方经济建设。综合所述，内部统销和气田自销都有各自优势，因此在页岩气产建区建议采用统销自销相结合的方式，或者按照不同的时间阶段配套不同的销售模式。在产建前期内部统销渠道不畅的情况下以气田自销为主以实现气井产能测试和区块产能释放，同时就地利用有利于企地关系协调和获得地方政府支持。待自建外输管道贯通实现上中下游一体化后则采用统销自销相结合的方式以实现销售效益最大化，保留部分自销资源是为了便于气田在当地的生产运行协调；同时以内部统销为保障，推动区域市场化多客户竞争，推进深化非居民天然气价格市场化［9］，提高页岩气竞争意识［10］，通过积极推价提升页岩气效益，以效益为导向，高价多销，优化流向，实现整体效益最优。

3 页岩气销售利用模式实践及成效

3.1 即产即销，零散探评井试采产气实现有效利用

1）中国石化武隆地区常压页岩气探井LY1井于2015 年投产测试，一直在进行试采，周边没有成熟的天然气外输管网。经过前期市场调研和协调，由销售客户直接从井场外建设联络管道连接低压城市燃气管网以供应联络管道沿线乡镇和武隆城区用气，实现了零散探评井试采产气的有效利用。

2）中国石化南川SY1 井为常压页岩气探井，2018年9月投入试采测试，前期与意向销售客户进行沟通后该用户调整中压输气管道敷设规划，使其从SY1井周边（距离SY1井仅0.2 km）穿过，该井测试前直接建设了联络线进入中压管道实现了即产即销。

3.2 采用“四多”销售模式，规模产建区产能实现效益释放

中国石化南川页岩气产建项目于2017 年投产，但受区域外输渠道输量有限影响，造成脱水站、内部集输管网及单井平台超压运行，一方面带来严重的安全生产运行风险，另一方面集输高压也造成单井生产不连续，产能无法有效释放，对南川页岩气整体产建开发都带来较大的不利影响。2018 年初，随着东胜区块探井的部署和成果测试，南川地区页岩气产建区域不断扩大。结合南川工业园区燃气市场规划，提前谋划布局，推动销售客户投资建设脱水站至南川工业园区的联络管道并于当年9 月份投产，打通了南川页岩气产建区第二条外输联络渠道，两条渠道分别对应的客户、终端市场、用户性质均不同，形成了良好互补。通过多模式利用、多渠道外输、多客户竞争、多流向调峰的“四多”页岩气销售模式的运用，在自建外输管道未建成投产的不利条件下，实现外输销售页岩气近5×108m3，当年度较预算增收0.5亿元，一方面缓解了南川页岩气产能受限问题，保障了产能高效释放，另一方面为新区探井投产利用开拓了销售渠道，实现即产即销。

4 结论与建议

1）外输销售管网不配套、气源地周边销售市场不成熟、区块外输渠道流向单一等是制约页岩气零散单井及产建区产能高效经济释放的主要制约因素。

2）对页岩气零散探评井以就地利用为主，可以采用低压管道直供、增压上输、压缩液化外运等方式实现试采期综合利用，宜输则输、宜压则压、宜液则液，确保尽早尽快利用，实现减排增效应销尽销，减少放空损耗。

3）对页岩气规模产建区建议提前或同步部署外输配套管网、开拓销售终端市场，优化建立多渠道、多客户的调峰销售模式，利用多销售通道平衡流向，解决外输销售瓶颈，实现应急保障、尽产尽销，达到产能高效释放和效益开发的目标。

4）分阶段优化页岩气销售模式，采用当地气田自销、内部统销相结合的方式，积极自销推价，优化销售流向，综合平衡统销一体化销售和就地销售利用效益，实现效益导向、优价多销，全力推进页岩气产业高速协调发展，实现页岩气效益最大化。