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蜀南地区页岩气规模效益开发工程

来源:本站 日期:2017-03-15 浏览量:

四川盆地是目前我国页岩气勘探开发最有利、最现实的地区

四川盆地广泛分布6套页岩, 优质页岩集中分布在蜀南地区下志留统龙马溪组黑色页岩中, 是最有利的勘探开发层系, 可工作有利区总面积达2× 104 km2, 页岩气资源量约为10× 1012 m3。其中, 3 500米以浅可工作有利区面积为3 000 km2、资源量为1.5× 1012m3; 深度介于3 500~4 000 m可工作有利区面积为7 000 km2、资源量为3.5× 1012 m3; 深度介于4 000~4 500 m可工作有利区面积为1× 104 km2、资源量为5× 1012 m3。由此表明该区页岩气资源潜力大。中石油已率先在四川长宁、威远地区取得页岩气勘探开发突破性进展:2006年率先在国内开始页岩气地质评价、2009年开展先导试验、2010年钻获我国第一口页岩气井(威201井)、2012年启动国家级示范区建设、2014年启动了年产25× 108 m3产能建设、2015年底综合产能接近30× 108 m3/a。

 国家级示范区25× 108 m3产能建设全面完成

一体化组织管理, 产能建设有序推进, 完成钻井142口, 完成压裂井126口, 获测试页岩气日产量近2 050× 104 m3, 建成4条120 km页岩气外输管线, 地面配套建成980× 104 m3/d脱水能力、1 200× 104 m3/d输气能力; 日产页岩气量最高达780× 104 m3, 年产能力超过25× 108 m3, 投产井128口, 目前日产气量保持在700× 104 m3以上。截至2016年底, 历年累产页岩气38× 108 m3, 2016年产气23× 108 m3, 配套产能、生产能力逐年提高, 生产指标和效益指标超过预期, 国家级页岩气示范区产能建设任务圆满完成。

后期投产井产能明显提高

以长宁地区宁201井区为例, 2012年7月至2016年9月, 分四批次完成测试井39口, 第一批8口、第二批6口、第三批9口、第四批16口, 其中评价井8口、建产井31口; 投产单井平均测试产量逐步提高, 与第一批评价井相比, 后三批建产井平均页岩气测试产量提高108%, 第四批投产井平均单井测试产量提高127%。

 已形成了成熟的3 500 m以浅页岩气勘探开发主体技术

主体技术包括:①丛式井组, 针对四川盆地人口稠密、土地资源稀缺的特点, 采用丛式井组、集中建产, 可以最大限度地节约用地; ②水基钻井液实验+油基钻井液回收技术, 试验成功高性能的无毒害水基钻井液, 降低了环保风险, 对钻井中使用的油基钻井液实现不落地管理, 并建造含油岩屑处理装置, 实现了钻井液的无害化处理; ③体积压裂技术+压裂液重复利用, 在体积压裂中采用低伤害、无污染环保压裂液, 并加强压裂返排液回收利用(已回收利用超过60× 104 m3), 同时建立集中供水工程管网, 减少了对水资源的占用。

蜀南地区页岩气产量2020年有望达到100× 108 m3、2030年有望突破300× 108 m3

针对页岩气主要目的层— — 龙马溪组页岩, 根据技术和经济条件, 按埋深分以下3个层次规划部署:

1)目的层深度3 500 m以浅, 主要分布在宜宾、威远。总体开发方案设计钻井3 000口, 投资1 800亿元, 预计获页岩气可采储量3 000× 108 m3, 建成年产能100× 108 m3, 稳产15年以上。计划“ 十三五” 期间钻井600口, 投资360亿元, 预计2020年产量达到100× 108m3; “ 十四五— 十五五” 规划每年打补充井100~150口, 每年投资60亿~90亿元, 保持100× 108 m3稳产。

2)目的层深度介于3 500~4 000 m, 主要分布在内江、自贡。总体规划方案设计钻井7 000口, 投资4 200亿元, 预计获页岩气可采储量7 000× 108 m3, 建成年生产能力200× 108 m3, 稳产15年以上。在“ 十三五” 期间以先导试验为主, 努力提高单井产量, 降低开发成本, 优化开发主体技术, 落实开发方案; “ 十四五— 十五五” 期间钻井2 000口, 投资1 200亿元, 2030年建成年生产能力200× 108 m3以上。

3)目的层深度介于4 000~4 500 m, 主要分布在泸州、渝西。页岩气地质资源量达5× 1012 m3, 目前规模效益开发难度大, 美国同类页岩气勘探开发技术已有所进展, 并建成了小规模先导实验区, 说明有一定的勘探开发潜力。“ 十三五” 期间重点通过引进技术与自主攻关相结合, 力争有所突破和进展。如果在技术和经济效益上取得了突破, 将会使蜀南地区页岩气生产规模进一步扩大, 长期稳产的资源基础更加牢靠。

综上预计, 蜀南地区2030年页岩气总的年产量有望突破300× 108 m3

 面临的主要挑战是地质和工程条件复杂、成本偏高

主要挑战包括:①四川盆地经历多期剧烈构造运动改造, 断层发育, 保存条件较北美差; ②有机质成熟度较北美高, 处于高过成熟阶段, 产干气; ③85%的有利区资源埋深介于3 500~4 500 m之间, 埋深大于北美地区; ④有利区多处于丘陵— 低山地区, 地表条件较北美复杂; ⑤勘探开发主体技术较之于国外先进水平仍有差距, 开发成本偏高。