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非常规油气资源

随着常规、易采和优质油气资源日渐减少,致密油气、煤层气、页岩气等非常规资源正在成为接替传统能源的现实选择。我们着眼于未来能源供应,持续推进非常规油气资源开发,积极探索可再生能源开发利用,努力构建可持续能源供应体系。

致密油气开发

中国鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、松辽盆地、四川盆地及柴达木盆地均具丰富的致密油资源潜力,是公司油气开发重要的资源接替区。近年来,公司相继在上述盆地展开致密油勘探开发,取得一批重要成果。

公司不断加大科技研发力度,形成了“长水平井段、套管固井、速钻桥塞、大排量施工、体积压裂改造”等主体技术,促进了致密油气的高效开发。2015年致密气产量达到270.2亿立方米,占公司国内天然气总产量的28.3%。

实例 应用致密油气开发技术建成“西部大庆”

长庆油田属于典型的“低渗、低压、低丰度”油气藏,开发难度大。经过多年试验和攻关,形成以水平井分段压裂为代表的一批关键和配套技术,先后攻克了特低渗透和超低渗透致密油气藏经济有效开发的难题,实现了苏里格致密气田和华庆油田等致密油气藏规模有效开发。2013年,超低渗透油藏原油年产量达到800万吨,占长庆油田原油总产量的1/3;天然气产量达到346.8亿立方米,其中苏里格气田生产天然气212亿立方米、增幅近28%;全年油气当量产量达到5195万吨,一个新型“大庆油田”已在我国西部崛起。

2015年“5000万吨级特低渗透-致密油气田勘探开发与重大理论技术创新”成果获得国家科技进步奖一等奖。该成果开创了中国非常规油气田低成本开发之路,为国内超过200亿吨特低渗-致密油和21万亿立方米致密气资源的规模有效开发,提供了可借鉴的技术储备和低成本开发模式。

2013年航拍的陕北油区 煤层气开发稳步推进

煤层气也称煤矿瓦斯,热值与常规天然气相当,是优质清洁能源。加快煤层气勘探开发,对保障煤矿安全生产、增加清洁能源供应、促进节能减排、减少温室气体排放具有重要意义。

公司立足煤层气资源丰富的沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘,持续推动煤层气勘探开发。2009年,公司在陕西沁水盆地建成10亿立方米/年煤层气中央处理厂及煤层气外输管道,煤层气进入西气东输管道。同时,在鄂尔多斯盆地东缘新增煤层气基本探明地质储量1145亿立方米,并启动实施5亿立方米/年产能建设,目前项目进展顺利。其中,鄂尔多斯盆地东缘保德北部示范区已具备年产3.6亿立方米生产能力,成为中国首个中低煤阶煤层气开发示范基地。此外,公司还在2010年3月19日在联合壳牌成功收购澳大利亚箭牌公司股权,进入海外煤层气勘探开发领域。

2013年,公司新建煤层气产能10.2亿立方米,煤层气年商品气量达到8.7亿立方米,同比增长44.1%。其中,鄂尔多斯盆地东缘保德区块8亿立方米/年煤层气产能建设工程顺利推进,日产量呈上升态势;韩城区块优化排采方案,单井日平均产气量同比提升44.3%。沁水盆地樊庄区块日产气量达到160万立方米。

2014年,公司煤层气商品气量达到13.7亿立方米,同比增长58%。其中,在山西沁水盆地实现生产商品气7.5亿立方米。在鄂尔多斯盆地东缘积极开展以控制井底流压为核心的精细排采,大力推进大宁-吉县区块开发先导试采,全年实现生产商品气6.2亿立方米,同比增长192%。

2015年,公司煤层气产量稳步增长,全年完成商品气量17.6亿立方米,同比增长28.5%。公司立足鄂东、沁水两大煤层气田,持续深化已开发气田开发规律认识。山西保德区块建成我国规模最大的中低阶煤煤层气田,国内首个中阶煤煤层气田在陕西韩城区块初具规模。在山西郑庄和陕西韩城推广以控制井底流压为核心的自动化排采,着力推进煤系地层立体勘探开发,积极探索完善大井丛和水平井开发试验,全年完钻探井31口,开发井261口,新建产能1.7亿立方米,累计建成产能23亿立方米。

规模开发页岩气

页岩气作为非常规天然气的一种,在改善能源结构、促进环境保护方面发挥着重要作用。中国石油将页岩气作为实现效益增长的重要接替业务,在四川盆地积极开展页岩气开发先导实验,推进国家级页岩气示范区建设,加快了四川盆地页岩气的规模开发。

规模有效开发。我们在国内率先开展页岩气地质综合评价,优选有利区层,创新页岩气产业化发展体制机制,形成了“平台化井位部署、工厂化钻井压裂、橇装化地面建设,数字化生产管理”的高效勘探开发模式。2009年,公司开始开展页岩气选区评价和地质勘察工作。2010年,经国家能源局批准,我们成立了国家能源页岩气研发(实验)中心,并先后建立了四川长宁-威远、云南昭通等页岩气产业化示范区,并与壳牌合作开发对四川富顺-永川页岩气项目。

2013年6月,公司启动长宁页岩气试采干线建设工程,管道全长93.7千米,设计输量450万立方米/日,以宁201-H1井集气站为起点,止于双河集输末站,与四川纳溪-云南安边输气管线相连。2014年4月和10月,四川长宁地区页岩气试采干线工程和威远区块页岩气外输干线分别投入运营。至此,四川地区形成长宁、威远两条进入川渝大管网的页岩气外输干线。2014年,公司全年完钻41口水平井,生产页岩气1.77亿立方米。

2015年,公司以长宁-威远、昭通两个页岩气示范区为重点,强化生产运行,全年新钻井55口、完钻80口,平均单井产量达到10万立方米/日;新建产能28.5亿立方米,实现商品气量13亿立方米;内部集输、供水工程、4座脱水站及5条外输管道陆续建成投运。经过近两年的开发建设和评价,基本明确了各区块页岩气富集规律,2015年,长宁、威远和黄金坝地区首次提交页岩气探明地质储量1635亿立方米。页岩气开发主体技术、高产井培育技术和高效管理模式逐渐明晰,试采井第一年井均日产和预计最终开采量均达到方案设计水平。

清洁节约发展。中国石油建立完善的QHSE管理体系,应用随钻处理技术,及时收集并处理钻井废弃物,实现废弃物不落地;充分回收利用废油基泥浆,减少废弃物产生量;优化水资源利用,压裂返排液重复利用率达到90%以上;积极探索无水压裂技术,节约水资源;节约土地使用,采用平台井场作业技术比单井井场节约用地70%以上。

扩大合资合作。中国石油在页岩气开发中,积极与壳牌、康菲、斯伦贝谢等国际公司开展技术交流与合作;探索市场化运作机制,推行钻井试油总承包模式,开展风险作业服务,整合发挥市场各方在地质研究、技术攻关、专业化服务等方面的优势;与社会资本合作建立重庆页岩气勘探开发有限责任公司等,实现风险共担、利益共享。

p18 深海油气开发

我们还与同行共同参与东非海上以及巴西深海油气开发。2013年,与意大利埃尼集团等合作伙伴共同开发的莫桑比克海上4区块多口探井测试均获得天然气流。与巴西国家石油公司、壳牌、道达尔、中国海洋石油有限公司组成投标联合体,中标巴西里贝拉油田开发项目。