美国天然气:需求、供给和储量

编译:杨冰 (大庆油田工程有限公司)

审校:张兴平 (大庆油田工程有限公司)

美国天然气:需求、供给和储量

编译:杨冰 (大庆油田工程有限公司)

审校:张兴平 (大庆油田工程有限公司)

评价了美国过去和目前天然气的产量,给出了天然气未来储量的来源。目前美国常规天然气供给紧缩,只能提供需求的43%。美国能源信息管理局 (EIA)预测目前44%的天然气需求来自非常规能源,另外的13%来自进口。还介绍了仅应用历史生产数据来估算天然气储量的方法,该方法涉及价格、地质、政治、技术、最终可采气量或储量的增长,不做任何假定,可见这种评估是现实的。

天然气 需求 供给 储量进口 美国

1 概述

1987年以来,美国天然气的消耗量已经超过了美国的生产能力,两者之间的差距通过管道和船只进口液化天然气 (LNG)来弥补。供给中最大的部分是常规天然气,但已开始不断降低,现在只能提供总需求量的43%;供给中的第二大部分是致密天然气,目前为29%,且在迅速增长;供给中的第三部分是管道天然气的进口,占12%;其余的来自煤层甲烷、页岩气和LNG。天然气供给中各部分的趋势如图1所示。非常规天然气产量在最近的20年中已增长了4倍。

2 常规天然气

图1表明,美国常规天然气产量持续下降,从1990年的15×1012ft3(1 ft3=38.317 dm3)降至2008年的10×1012ft3。天然气历史产量与时间的关系曲线呈现出钟形 (图2),曲线不包括非常规天然气产量。图2中的红色曲线是一个对数分布,该曲线方程是M.King Hubbert使用的对数曲线的导数。导数曲线方程为P=dQ/dt,其中

式中P——天然气产量,1012ft3;

Pm——峰值产量;

t——时间或标准日期,a;

tm——峰值产量年;

b——产量变化因子,1012ft3;

Q——时间t时的累积产量。

Hubbert理论曲线在获得了充分的长期生产数据后与生产数据拟合得很好。自1989年以来,当实际生产达到最大产量且产出约一半的天然气时,数据趋势与理论曲线非常一致,从此曲线不能马上看出未来产量,尤其在离散数据数量相当大时。图2表明,到2020年常规天然气可能减至7×1012ft3。

图1 美国天然气资源的最近走势

图2 美国常规天然气的产量

可以重新描制生产数据曲线,以检测是否与Hubbert理论相符,并表明什么时候开始达到似合。图3是年生产量与累积生产量的比值 (y轴)与累积产量 (x轴)的关系曲线,可以看到一线性图形 (红色),从1989年开始与 Hubbert理论曲线达到很好的似合。当此线与x轴相交时,产量为零,可以预测常规天然气的最终累积产量为1 200×1012ft3。如果在美国能够新发现一个大的天然气田,那么这条曲线将会改变,但迄今为止产量数据跟从Hubbert曲线已经20年了。从图3可以看出,美国至今产出常规天然气约930×1012ft3,还有约230×1012ft3待生产。

图3 美国常规天然气的累积产量增长速率

3 非常规天然气

美国非常规天然气生产份额从1998年总产量的28%上升到2007年的46%。图1表明,产量稳步增长,目前已与常规天然气的产量相当。非常规天然气可以分为三类:致密气、页岩气和煤层气。非常规天然气基本上能弥补常规天然气的下降,因此国内天然气的总产量一直很稳定,只是近几年有了明显的不足。近年来,高天然气价格带来了高钻机数量的动用,钻井数量增多,产量自然增长。图4给出美国非常规天然气的生产产量。

图4 美国非常规天然气产量

3.1 致密气

致密气在非常规天然气中储量最大,总量几乎为7×1012ft3,可满足美国需求的29%。致密气是指产自低渗透率岩石的天然气,通常是砂岩。致密气藏通常需要水平井或水力压裂开采,或两者同时进行,以达到经济开采。从图4可以看出,致密气的生产其是有发展前途的,其未来有增长潜力。Rocky Mountains地区提供了大约45%致密气产量,另外35%来自 Gulf Coast。Rocky Mountains在2003年产量超过Gulf Coast。

3.2 页岩气

页岩气产量约为1.7×1012ft3,可满足美国需求的7%。正如它的命名,页岩气产自页岩,也需要水平井或水力压裂开采。由图4可知,页岩的增长速率在它的指数阶段。显然,Fort Worth盆地中的 BarnettShale是页岩气产量最大的地区, 2008年产量为1.4×1012ft3。在1993年与2008年间Barnett产出5.0×1012ft3页岩气,剩余储量可能接近26×1012ft3。人们相信,目前32%的生产增长率是不会持久的,尤其在目前的高油价 (4美元/106Btu)情况下。一些研究人员估测可能达到6美元或更高。

路易斯安娜州西北部和东得克萨斯州的Haynesville Shale是目前天然气市场的亮点。初始产量在15～20 MMcfd(1 MMcfd=106ft3)是正常产量。第一年的降幅达65%～80%。计算的天然气可采量为34×1012ft3。每口井钻至11 500～15 250ft需 7.5～9.5百万美元的成本, Haynesville可能需要6～8美元/106Btu才可达到经济开采。

在美国有20多个页岩生产区,据估测,到2020年7个大的生产区的产量可以达到10×1012～14×1012ft3,这个预测可能太乐观了。

3.3 煤层甲烷

煤层甲烷 (CBM)是指煤层基质中吸收的甲烷。在煤夹层中可能存在一些自由气,这是煤开采中的危险因素,但目前它成了受欢迎的天然气资源。图4表明,CBM产量不像其他非常规能源增长得那么快。产量还不到峰值点的50%,目前产量是2.0×1012ft3/a,占需求的8%。1985年,产量只有 0.01×1012ft3。大约 80%的 CBM来自Rocky Mountain地区的San Juan和Powder River盆地。在过去的10年,CBM产量提高了38%。

3.4 甲烷水合物

甲烷水合物常作为非常规天然气的未来资源被提及。它们代表着巨大的资源潜力,但一直以来达不到经济开采的目标。无生产数据,也就无法进行Hubbert分析。

对其他非常规能源进行 Habbert可靠性分析还过早,因为在每个开采实例中,产量都很小,远达不到中间点或峰值产量。

表1给出非常规气储量的一些早期预测。注意,这是技术可采储量,不是必要的经济可采储量。随着开发与发现的增加,报告储量有增长的趋势。2007年的一项研究公布页岩的平均储量为274 ×1012ft3,致密气为118×1012ft3,CBM为88× 1012ft3,非常规气的总量为480×1012ft3。

表1 非常规气的技术可采量 (单位:1012ft3)

1996年,EIA预测2005年非常规气的产量为2.5×1012ft3,2000年预测2005年非常规气的产量为4.9×1012ft3;到了2003年末,预测为6.1× 1012ft3,而2005年的实际产量为8×1012ft3。

4 管道外输天然气

管道外输天然气主要来自加拿大,目前净进口约3×1012ft3/a,可满足美国12%的需求。这一进口量接近加拿大紧缩产量的50%。这里应用Hubbert分析来预测未来进口气的份额。加拿大产量峰值2004年为6.6×1012ft3/a,2008年为5.9×1012ft3/a(图5)。图6给出了累积生产增长率,表明的最终累积量 (即红线与x轴的交点)是280× 1012ft3。从 1995年至 2008年的 13年,数据与Hubbert理论相拟合。2008年末累积产量为170× 1012ft3,所以目前 Hubbert储量为110×1012ft3。在过去的13年中,生产数据与直线吻合得很好。

图5 加拿大天然气产量

图6 加拿大累积产量增长速率

图7是加拿大的剩余气储量与时间的关系曲线。注意,官方估测的60×1012ft3储量远远低于Hubbert的110×1012ft3储量。图8示出加拿大天然气生产与消耗的趋势。生产已达到了峰值产量,但消耗仍在增长。加拿大生产萎缩而同时需求增长,美国从加拿大进口天然气量的增长,甚至是维持,似乎都不太可能。在相当长的一段时期内要改变这一状况只有一个因素,那就是加拿大所报道的巨大的页岩气资源。

图7 加拿大天然气储量

图8 加拿大天然气生产与消耗

5 LN G的进口

美国拥有着大量的LNG进口来源,约75%来自特立尼达岛,运输距离不长,而且该国的天然气生产一直在增长,所以美国的进口量也会增长。美国其他的LN G进口来源国有着丰富的天然气资源,且产量也在增长,所以美国未来的LNG进口量不会因为来源的短缺而受到限制。其他可能的限制条件,如运输装置和再气化终端站,只要肯花费时间和经费就可以克服。

在过去的20年间,美国LNG的进口价格一直紧跟国内天然气价格。日本,世界最大的LNG进口国,其LN G进口价格稍高一些。日本进口LNG的量是美国的9倍。

6 结论

尽管美国常规天然气的产量迅速下降,同时需求日益增长,但美国非常规天然气的生产增长迅速,足以保持美国天然气总产量的稳定。供需之间的任何差异都可以通过从加拿大管输天然气与从特立尼达岛船运LNG来得以解决。加拿大天然气产量增长的潜力似乎受限,但加拿大拥有着巨大的未开采的页岩气资源,而且LN G的进口看起来更有前景。另外,LNG出口国的天然气产量也在不断增长,且储量丰富。

基于历史生产数据的天然气储量评价理论的有效性得到了证明。该理论最先由M.King Hubbert提出,Kenneth S.Deffeyes对其进行了解释与扩展,尤其适用于大范围钻井与生产的大区块,且该区块的生产已达到了其峰值产量。该评价技术不适合单井或单个油田的应用,也不适合生产刚刚开始的小区块。它在美国与加拿大的天然气储量评价中发挥了很好的作用。该评价技术对未来的储藏发现与技术改进没有做任何假定,也未考虑储量增长因素,但该技术还不能应用于非常规天然气资源的评价,因为它们的历史生产数据还不充分。

资料来源于美国《World Oil》2009年10月

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.5.014

2009-04-26)