我国页岩气起步面临多种挑战

    我国2005年开始研究页岩气，并于2010年启动了勘探开发工作，我国很多油气公司投入页岩气勘探开发领域。在国土资源部第二轮页岩气探矿权招标中，一些民营企业和投资机构也纷纷加入进来。
    近日，在第十三届国际煤层气暨页岩气研讨会上，国家能源页岩气研发（实验）中心的刘洪林博士指出，中国页岩气整体处于起步阶段，面临家底不清、自主技术不成熟、开发成本相对较高、环境承载能力较低等挑战。
    页岩气家底不清
    刘洪林表示，目前，我国在四川盆地、鄂尔多斯盆地、沁水盆地等盆地，以及重庆、湖南等地区证实了页岩气的存在，同时在四川等地建立了页岩气产业化示范区，中石油、中石化和延长油矿已钻探页岩气井60多口。
    “国内最大的页岩气井，每天可产页岩气47万立方米。”刘洪林说，“我国页岩气整体处于起步阶段，缺乏勘探开发标准，尚未开展全国范围资源调查和评价，总体资源情况不清楚。”
    国土资源部、中国工程院、美国能源信息署等机构先后对我国页岩气资源情况进行评价，预测地质资源量为100万亿立方米至134万亿立方米，可采资源量为10万亿立方米至36万亿立方米。
    刘洪林指出，我国页岩气地质评价选区尚处于初级阶段，勘探工作远远不够，数据资料和资源认知度低，预测的可靠程度与美国相差甚远。
    自主技术不成熟
    美国页岩气关键技术可以概括为两个系列：地质评价选区技术和水平井分段体积改造技术。前者是锁定页岩气开发核心区的必要手段，后者是提高页岩气单井产量的核心技术，而工厂化作业模式是提高效率、降低成本的最有效途径。
    但是，我国页岩气赋存条件与美国大为不同。“我国的页岩气主要分布在山区、丘陵地区，水平井钻井过程中垮塌严重，事故频发，严重影响了钻井周期和增产改造。”刘洪林说。
    刘洪林指出，水平井段压裂技术尚未掌握。目前，页岩气产业化示范区实施分段体积改造的4口井，其压裂设计、现场组织和主要井下工具均依赖国外工程技术服务公司。在压裂监测方面，国内采用的是斯伦贝谢和威德福两个公司的微地震裂缝监测技术。
    成本相对偏高
    我国页岩气主要产区地表条件较美国复杂，再加上水平井地质导向、压裂关键设备、微地震监测技术等依赖进口，钻井过程中事故频发，钻井周期长，已完成的气井成本比美国同类气藏高出40%至50%。
    “我国钻井事故率较高，钻井时长为150天至200天，而同样1口井，美国只需要30天。目前国内施工的7口井单井成本是0.8亿元至1亿元，单井控制储量为0.5亿立方米至1亿立方米。这么高的成本，按照目前国内气价算，企业没有效益可言。”刘洪林说。
    加拿大驻华大使馆商务专员赵威称，中国页岩气开采成本约为加拿大的4倍。
    刘洪林说，我国需要从两方面入手，一是通过技术创新大幅提高单井产量，二是采取措施大幅降低成本。
    环保问题不容忽视
    除了技术和成本的制约外，环境保护问题也不容忽视。刘洪林说，我国主要页岩气区块多在南方地区，地形复杂；地势平缓地区一般为农田，页岩气钻井压裂要面临耕地复耕问题。
    与此同时，南方人口密度大、井场周围环境复杂，部分地区页岩气钻井、压裂对周边农户的生产、生活用水产生影响。页岩气井生产过程中产生的废气、废渣和废液问题，如果处理不当，就会对环境造成一定影响。
    “开发过程中的环保问题，需要我们在生产中认真解决。”刘洪林说。

来源：中国煤炭报