页岩气勘探开发风险分析

林腊梅，许 洋，张金川，韩双彪

(1.中国石油大学(华东)，山东 青岛 266580；2.中国地质大学(北京)，北京 100083；3.中国矿业大学(北京)，北京 100083)

近年来，中国石油化工股份有限公司、中国石油天然气股份有限公司、陕西延长石油(集团)有限责任公司、中国海洋石油集团有限公司及中联煤层气有限责任公司等企业大力推进页岩气勘探开发[1-4]。多个省区、市自筹资金，开展辖区内页岩气资源评价与选区[5-8]。页岩气矿权区块中标企业积极探索，进行钻探和调查工作[9-10]。当前，已在重庆涪陵、四川长宁-威远等地区形成页岩气产能。

与常规油气相比，页岩气在勘探开发过程中存在着更多不确定因素，主要体现在地质、技术、经济、环境等多个方面。不确定性即意味着风险[11-14]，美国依靠先进的技术和经验，虽然大幅提高了页岩气单井产量，却无法避免钻井失败率，有半数以上的井产量并不达标。即使是Shell、Mobil及Amoco等大型油气公司，在高风险、高潜力的油气勘探项目中，平均成功率也只有10%，最终只有1%能产生实际经济效益[15]。

在当前自然资源与生态环境并重的新理念下，对页岩气资源潜力的评价，不能只停留在资源数量上，还要对资源开发中的各类风险及其社会、生态环境影响进行一体化综合考量，才能科学认识页岩气资源潜力。只有充分认识和分析这些风险因素，加强风险评价工作，采取积极对策以降低风险，才能切实提高资源的可采性。

1 地质风险

1.1 地质参数的不确定性

不确定因素包含在所有的地质预测过程中[16-22]。地质参数是页岩气资源量计算和有利区优选的主要依据，其不确定性带来了风险。勘探目标评价所需的所有参数几乎都是基于不确定因素条件下的评价，这种不确定性变化范围可能很大[23-26]。

1.1.1 不确定性的原因

地质参数的不确定性主要来源于几个方面。①德国物理学家海森堡的“测不准原理”。该原理虽源于量子力学，但其表征了现实意义上大自然最基本的模糊性，这种模糊性不是测量方法和精度引起的，而是其本身就不存在准确。②测试样品代表性不足。相对于研究对象的地质规模，测试样品的采集数量通常是极为有限的，采样的平面位置和纵向分布具有偶然性，难以完整描述研究对象全貌。③样品的各向异性。非均质性是地下岩层的普遍特性，即使紧密相邻的样品，部分地质参数也可能具有显著差异，样品的各向异性也会导致样品处理方法不同，得到的测试值也不同。④实验室分析测试条件、仪器设备的精度差异。样品测试仪器、型号、精度直接决定了测试结果，测试时样品所处的温度、压力、湿度等环境因素也会影响测试精度。⑤人为误差。

我国页岩气资源评价中，地质参数的不确定性尤为显著。这是因为一方面，我国目前页岩气勘探开发程度仍然较低，只在局部地区有产量突破，积累的针对性资料较少，既有的规律性认识仍然薄弱，开展预测依据不够充足；另一方面，页岩气储层致密，尤其是我国特色的陆相页岩储层更加复杂，在参数获取中，对测试技术和设备的精度要求更高，往往出现的误差也相对较大。这两方面原因使得我国页岩气前景和勘探风险仍不够清晰[27-28]。

1.1.2 不确定性实例

为进一步了解页岩气地质参数获取中存在的不确定性，采集了我国上扬子地区下古生界寒武系牛蹄塘组的4块页岩样品，对每个样品进行粉碎并混合均匀后平均分成3份，分别送往中国地质大学(北京)某实验室、美国犹他大学能源地学研究中心及德国地学研究中心，进行了有机地化指标和全岩X射线衍射的平行对比实验。实验结果表明，在各项测试中，不同机构的测试数据具有明显差别(表1)。

采用现场解析法测试贵州省某井志留系龙马溪组页岩含气量，不同机构对紧密相邻的岩芯样品分别进行测试，结果同样显示出明显差异。测试结果的多解性使得研究者对目的层平均含气量的认识相差1倍以上(表2)。

1.1.3 对策

由于页岩气地质参数存在明显的不确定性，因此在勘探开发中采用确定值评价或单值预测不合适[29-30]，采用概率表征方法是有效对策之一。对页岩气各项地质参数开展统计分布规律研究，依据各自的分布模型，对参数值进行概率表征，并进一步应用蒙特卡罗原理对资源可靠性进行评价，获得可能的资源量范围，即可能的最大值、最小值及概率最大值。

地质工作者需认识、描述及分析这些不确定性，适时开展风险评价，结合专业研判，尽可能降低不确定性，将不确定程度准确可靠地反映给决策者，以帮助决策者做出科学的综合判断。

表1 4块平行样品在不同国家测试得到的数据对比

注：采样地点：渝东南地区；送样时间：2012年3月；测试单位：中国地质大学(北京)、美国犹他大学能源地学研究中心、德国地学研究中心

表2 贵州省某井泥页岩含气量在不同机构测试得到的数据对比

注：采样地点：贵州省某井；测试时间：2012年9月；测试单位：中国地质大学(北京)、Weatherford公司

1.2 页岩气富集规律尚在摸索

相较于美国，我国页岩气地质条件复杂，类型多样。海相、海陆过渡相和陆相泥页岩叠置，多成因的页岩气呈多层系分布，区域差异显著，多数地区构造改造剧烈，地貌复杂[31-32]。巨大的差异决定了我们不能直接借鉴国外的成功经验和规律，

而我国目前积累的成功开发经验也较少，且由于区域性差异大，这些经验也很难在不同地区推广适用，这使得当前对我国页岩气富集规律尚未形成成熟的认识。勘探中涉及到的成藏机理、富集条件、控制因素、勘探方向等方面还存在诸多需要深入研究的问题，例如多旋回的构造变动和改造作用对页岩气富集和保存的影响、陆相泥页岩的可压裂性、常规油气勘探效果不佳的中小型盆地是否具有页岩气前景等。

富集规律和勘探开发理论的薄弱，决定了我们仍将在高风险中摸索较长一段时间，只有持续不断的资料积累、经验积累和研究积累才能逐步降低风险，明晰勘探开发方向，探索出适合我国的页岩气勘探开发模式。

1.3 页岩气采收率低

页岩气采收率一般在5%～30%之间(表3)，远低于常规油气。采收率高低与页岩气藏品质和开发技术密切相关。同时，页岩含气丰度低，品位低，开发中单井产量低、递减快、生产周期长，开发者需要相当长的一段时间才能获得经济效益，在此之前，投资成本呈螺旋式增长。

较低的可采性既增加了勘探目标的资源风险，也对开发规模(钻井数量、技术难度、资金投入、投资期)提出了较高要求。

表3 美国典型页岩气区基本特征

资料来源：据文献[11]、文献[33]～[37]修编

2 技术风险

2.1 技术水平和能力

技术进步是美国页岩气产量迅速增长的关键。我国获得页岩气产能虽然只有几年时间，但在原有基础上快速发展了开发页岩气的核心技术，自主创新层出不穷，相关的工程技术手段也逐步成熟。例如，水平井的部署、井眼轨迹设计、完井及分段多级压裂、CO2压裂等。中石化江汉石油工程有限公司在涪陵页岩气田开发中，持续开展科技创新。目前，包括长水平段钻井和长水平段分段压裂等关键页岩气开发技术已全部实现国产化，国产桥塞与多级射孔、油基钻井液、牵引器测井、地质导向4项国产化技术的应用，可降低施工成本70%。

但在先天地质条件方面，储层纵、横向连续性差，构造变形强，地貌多样等特点，使得页岩气开发地质和工程地质条件尤为复杂。不同地区之间的巨大差异，进一步增加了技术推广应用的难度。此外，许多大型国际油气服务公司，例如斯伦贝谢、贝克休斯、哈里伯顿等，纷纷在我国加大申请各项页岩气相关技术专利的力度，进行了知识产权封锁，为抢占我国页岩气市场做准备。

2.2 管网设施尚不完善

美国能源信息署(EIA)认为，天然气生产基础设施的完善程度是能否成功开发和利用页岩气的重要因素。美国高度成熟的天然气工业体系为页岩气的革命性发展奠定了基础条件。美国建成了四通八达的天然气管网和城市供气网络，天然气管网长度达48万km，上游天然气生产商6 800多家，天然气管道运营商160多家，天然气交易商250多家，有近1 200个地区配气公司和6 500多个终端用户[38]。发达的管网使众多中小厂商可以方便地将自己生产的页岩气出售给交易商，大大减少了页岩气开发在末端环节的前期投入，降低了市场风险，迅速实现了页岩气开发的市场化和商品化。

与美国相比，我国天然气管网较少，现有管网系统还不完善。全国油气管道总长度仅9.3万km，且分布不均，开放程度不够。这些基础设施能否被页岩气利用与共享还取决于多种因素，是制约页岩气的商业利用的因素之一。只有不断增进和完善基础设施，才会降低页岩气的开采和运输成本，提升页岩气开发的经济性，早日促成页岩气的商业利用。

3 经济风险

3.1 持续大量的投资

我国尚处于页岩气勘探开发前期阶段，还需要投入大量的钻探、实验测试、地球物理信息采集、理论研究等工作量和资金，用来发展认识，摸清规律。在中期测试与开发阶段，必须实施大规模的水平钻井和压裂技术，工艺更加复杂，成本更高。我国部分技术和设备工具还需要国际公司的技术支持和进口，造成开发成本较高，完成一口水平井钻完井及压裂所用的金钱和时间成本相当于美国的3～4倍。例如，北美地区页岩气开发井的平均成本折算为人民币一般在2 500万～3 000万元/口，而目前我国页岩气单口开发井成本在6 000万～7 000万元/口。由于页岩气资源丰度低，因此在开发后期阶段，需要大规模、长期开采以获得经济效益，仍需要持续不断地增加钻井数量和投资来保持规模。此外，我国地形地貌条件复杂和输送管道等基础设施不成熟也是增加成本的重要原因。

3.2 天然气价格波动

国际天然气价近两年低位徘徊，根据花旗银行的预测，全球天然气过剩可能会持续到2020年。未来一段时间内的天然气价格走势仍不确定。我国现阶段页岩气开发成本仍然较高，且在获得收益之前，仍需经过很长时间的勘探、开发和开采阶段。在这期间，天然气价格上涨或下跌，都会对收益产生巨大影响。在目前的低经济效益甚至亏损形势下，国有企业仍然积极探索，努力创新，对页岩气保持兴趣，是因为世界对清洁能源需求的不断上涨会促使天然气价格保持稳定或上涨，从而带来经济效益。从长期来看，一方面未来一段时间，通过技术进步、规模开发可有效降低页岩气开发成本;另一方面持续高涨的天然气需求也使得页岩气开发的经济性随之上升。但以目前的页岩气开采成本和收益率，难以吸引到更广泛的投资者和企业参与。这将是一个不良循环，越少投资参与，技术进步越慢，成本下降就越慢。因此，在高风险中勘探开发页岩气还有较长的一段路要走。

4 环境风险

开发页岩气的过程当中，大规模的水力压裂不仅会耗费大量的用水，还可能引起天然气和压裂液渗漏，造成环境污染。在美国的纪录短片“天然气之国(GASLAND)”中，部分环保人士对页岩气开发中引起的环境问题进行了专题报道，引起了世界各国相关人士的关注，法国政府甚至明令禁止页岩气的勘探开发，引起热议。

4.1 耗水

开发页岩气必须实施压裂工艺，页岩气的规模开发会耗费大量的用水[39]。据估计，一口水平井进行一次水力压裂约需用水25 000 m3，而页岩气的商业性开发需要一定规模的近井距井网，总用水量大。我国是一个水资源相对缺乏的国家，大量用水，可能会影响到周边的生活和生产用水。使用后的工程用水部分可以回收，但回收后的大部分很难通过处理使其恢复可用性。该问题在我国水资源缺乏的地区(例如我国北方地区)更为明显。

4.2 天然气和压裂液渗漏

页岩气开发中，水平钻井和压裂都可能造成地下天然气和压裂液的渗漏，污染地下水、地表水和空气(表4)。

目前普遍应用的清水压裂是在清水中加入适量的减阻剂、稳定剂、表面活性剂或线性凝胶，以少量的砂作为支撑剂的压裂作业方法。为了减弱清水压裂液可能带来的危害，还可以进一步净化压裂液。

表4 页岩气开发可能引起的环境污染问题

4.3 其他环境风险

由压裂引起的岩层破碎和开发引起的地层压力下降均有可能诱发地震和地面沉降。在常规油气田区，由于地下流体的长期、大量抽采，引起地面沉降的实例已有发现(例如大庆油田、大港油田等)。美国页岩气开发早期，这些问题在个别地区也有发现，主要是由于压裂过度引起窜层、压裂段与断裂带连通等原因造成。

页岩气勘探开发中可能存在的环境风险终将会通过工艺和技术的发展和改进得以控制和消除，例如，节水/无水压裂技术发展快速，LPG、CO2、N2等无水压裂技术已处在探索阶段，前景广阔。

对我国而言，美国几十年的页岩气勘探开发实践可为我们提供经验，在规模开发页岩气之前已经清楚地了解面临的环境问题，只要采取积极措施应对，我们将付出更少的环境代价。

5 讨 论

页岩气勘探开发还存在着政策与体制风险，包括监管体制、矿权重叠、管网垄断及地质资料共享机制风险等。例如，页岩气开发需要大量投资促进技术进步以降低成本，但目前较低的收益难以吸引到广泛的投资，由此形成不良循环，这就需要政策和体制的刺激和鼓励。

我国南方与北方的页岩气资源在自然条件、人文条件等方面均具有较大差异，在勘探开发风险和对策上应区别对待。南方地区资源匮乏，页岩气开发若能形成商业规模，将对政治、经济、社会及人文等发展均具有战略性意义。南方地区地貌复杂，水系发达，地下水埋藏浅，地下水、地表水和大气水交替活跃，应对压裂液的组成十分谨慎，尽量减少化学剂的使用，重视发展少水压裂和无水压裂技术。南方古生界页岩气储层成岩作用强、脆性大、埋藏浅、易压裂，但压裂缝不易控制，需要重点考虑发展定向压裂技术。北方地区地表条件相对较好，但水资源匮乏，应重视工程用水的回收和重复使用，重点发展少水或无水压裂技术；北方地区上古生界、中生界和新生界泥页岩层系埋深大、不易压裂，多数有利区位于已成熟开发常规油气田内部，宜重视多类型油气的综合勘探开发、降低成本，提高效益。

综上所述，我国正在开展的一系列油气体制改革为页岩气勘探开发创造了良好的环境。加快页岩气的勘探开发、尽快实现页岩气规模性、工业性开发是大势所趋。在积极探索的同时，我们还需冷静地思考、科学地分析各类风险，加强风险评价工作，采取措施积极应对，这对科学部署页岩气勘探规划、实现美丽中国目标、保障国家能源安全都具有重要意义。