非常规天然气操作成本研究

艾殿龙

前言

石油天然气是世界重要的战略能源，其需求与日俱增。近年来，随着石油的市场份额的持续下滑，常规天然气也出现供不应求的态势，以煤层气和页岩气为代表的非常规天然气逐渐受到人们的重视。作为常规能源的可替代资源，石油企业加大勘探开发力度，目前均已实现煤层气和页岩气的商业化开采。对于石油企业而言，非常规天然气成本的高低成为决定其利润的核心因素。本文在介绍了非常规天然气概念、操作成本和生产过程的相关内容后，分析了非常规天然气操作成本的影响因素，便于已有的常规天然气的成本管理经验指导非常规天然气进行成本管理。

1、研究的背景和意义

常规油气资源是指不需要经过大规模增产措施或者特殊工艺就可以实现经济开采的具有经济效益的石油天然气资源。截至2011年，世界石油探明储量为2434亿吨，全球天然气探明储量208.4万亿立方米。意味着现有的常规油气资源在保持该年度的产量的情况下，仅能满足约60年的全球生产需求。

在中国，国内能源供应量已经不能满足快速增长的能源需求。根据BP公司2013年统计情况，天然气平均每年增长速度已达2.1%，成为世界增速最快的化石燃料。中国天然气的年均需求增长速度约在7.6%左右，占據全球天然气需求增长23%的份额。

图1.1 BP各地区天然气供应来源预测

随着石油的市场份额的持续下滑，天然气的份额将继续提高。作为常规能源的重要可替代能源，以煤层气和页岩气为代表的非常规能源逐渐被人们重视。从BP各地区天然气供应来源预测的数据（图1.1）来看，非常规天然气将对天然气的开采起到重大推进作用。

对于我国来说，国土面积大，地质年代分布全面，根据已经进行的初步研究，发现适合页岩气发育的区域也非常巨大。同时，我国是煤层气资源最丰富的国家之一。罗东坤等在《中国煤气层开发战略》一文中指出，中国埋深小于2000m的煤层气资源量与陆上常规天然气的资源量基本相当，约为36.81×1012m3，约占世界总资源量的13%，仅次于俄罗斯和加拿大，位居世界第三位。

基于上述分析，非常规天然气作为常规天然气重要的可替代能源，是石油天然气工业勘探开发生产的重要领域。本文的研究主要针对煤层气、页岩气操作成本的影响因素，重点关注其各个影响因素对气体操作成本造成的制约。通过分析非常规天然气的操作成本，既有利于已有的，比较充足的常规天然气成本管理经验指导非常规天然气进行成本控制，又有利于投资决策可行性研究阶段提高成本估算精度。

2、非常规天然气和生产环节概述

2.1非常规天然气概述

非常规天然气是相对于常规天然气而言的，以明显不同于常规天然气的赋存方式存在的天然气聚集。非常规天然气一般包括煤层气、页岩气、致密性砂岩气和天然气水合物。本文主要以煤层气和页岩气为研究对象。“煤层气是以吸附状态蕴藏于煤层中，成分以甲烷为主的混合气体，另外还含有二氧化碳（CO2）和氮气（N2）等。页岩气是主体位于暗色页岩层或泥岩层中，以吸附和游离两种状态存在于页岩气层中的非常规天然气，成份以甲烷为主。

近年来，我国对非常规天然气的勘探研究进一步加深，随着技术的进步，我国已建成煤层气年均30亿立方米的产能，煤层气实现商业化生产。页岩气尚处于开发初期，需要借鉴国外经验。

2.2非常规与常规天然气生产过程的不同

（1）生产方式和产能不同：煤层气和页岩气通水平井和压裂技术进行大面积连片开采，煤层气自然产能低，页岩气自然产能低甚至无自然产能，二者自然产量均低;而常规天然气主要靠自身的正压产出，开采范围在圈闭内进行，自然产能高，产量高。

（2）寿命和生产周期不同：煤层气生产周期一般为30到50年，开采初期产量相对较低，产量下降快;常规天然气生产周期一般为8年左右，开采初期产量较高。

（3）采收率不同：煤层气和页岩气采收率较低，页岩气采收率仅为5%-60%，常规天然气可达60%以上。

3、非常规天然气操作成本分析

3.1非常规天然气国内外开发现状

3.1.1世界非常规天然气开发现状

随着经济的发展，人们对油气的需求与日俱增，常规油气资源不足以满足快速增长的需求，非常规油气逐渐进入人们的视野。美国和俄罗斯是世界上主要生产非常规天然气的国家，近年来，加拿大、中国、澳大利亚也加大了勘探开发非常规天然气的力度。非常规油气技术进步使得全球油气储量总体呈增长趋势。

图3.1 BP2030世界能源展望各地区天然气供应来源图

世界页岩气资源总量约为456万亿立方米，主要分布在北美、中亚和中国。美国是世界上最早研究和勘探开发页岩气的国家。自1821年开始打下第一口页岩气钻井，美国页岩气开发进入初始阶段;到20世纪70年代，美国页岩气革命使得北美天然气产量大幅增长，实现了能源自给。

3.1.2中国非常规天然气开发现状

我国非常规天然气勘探开发起步较晚，经初步评价，我国非常规天然气资源丰富，可采储量大约为80-118万亿立方米，其中，页岩气10-25万亿立方米;煤层气11万亿立方米;煤层气已实现工业化生产。页岩气勘探开发尚处于初始阶段。

3.2非常规天然气生产过程分析

3.2.1煤层气生产过程分析

煤层气主要以吸附状态赋存，与常规天然气以游离状态赋存不同。这种差异导致煤层气的开采过程与天然气呈现明显的不同。

煤层和含煤地层一般含有地下水，因此，开采前需要进行脱水处理，以便诱导煤层气由高势能向低势能方向连续进行。这个脱水的过程就是所谓的“排水降压”过程，也就是通常所说的排水采气过程。与常规天然气所不同的是，煤层气排水采气存在一个高峰期，高峰之后的产量曲线与常规天然气相似。

由于煤层气与常规天然气存在一定差异，所以煤层气开采增产技术也与常规天然气大有不同。煤层气增产技术主要有多分支水平井、注气、氮气泡沫压裂和连续油管压裂。

煤层气集输同样是煤层气产业链中的重要环节，在我国得到了前所未有的重视。我國将在“十一五”期间建设输气能力达到65亿立方米的煤层气输气管道，全长1441千米。煤层气集输也是指将地面开采的煤层气从气田输送到处理厂，经过处理厂的加工处理，再运输至用户的过程。由于煤层气气田具有低压、低渗和低产的特点，在煤层气的集输方面根据气田的地质条件和气井的产能，采用不同的方式。例如，集气管网一般采用支状管网和放射状管网相结合的方式;在沁水盆地某煤层气田，采用“井口-才起管网-集气站-中央处理厂-外输”的工艺流程。

煤层气基本不含C2以上的重烃，因此与常规天然气不同的是，没有轻烃回收的环节。煤层气主要成分加工和处理主要包括脱水、脱硫、煤层气液化与压缩等过程。与常规天然气相比，煤层气气体组分相对单纯，杂质含量低，处理工艺相对简单。煤层气是排水采气方式采出，因此水含量较高，在煤层气的管输和利用前，首先需要进行脱水处理。煤层气中含有硫化氢、二氧化碳和有机硫化合物这些酸性组分，除了会腐蚀材料，还会污染环境，因此必须进行脱硫处理。LNG液态天然气是跨地区远洋储运的唯一有效手段，因此煤层气需要通过液化实现远距离运输。

煤层气在管道运输和车载运输的过程中都需要进行压缩。管道输送的压缩压力要视管输气量和距离等因素决定，一般压力较小，通常几个兆帕就可以满足要求;而对于车载输送来说，对于压力要求较高，一般可以增加到20兆帕。

3.2.2页岩气生产过程分析

页岩气是以吸附或游离相两种状态赋存于岩层裂缝等空隙中，具有低孔、低渗透率的特征，因此气流阻力较常规天然气大，开采难度也较大。由于页岩气以两种方式赋存，因此与常规天然气和煤层气开采方式大为不同。页岩气不需要排水降压，游离相天然气的采出可以达到降压的目的，从而引导吸附相天然气游离化。页岩气开采采用水平井技术，由于页岩气特殊的物理特性，使得开采难度较大，为了实现页岩气的正常生产，必须对储层进行改造。工业上最常用的储层改造方法是压裂和酸化工艺。压裂技术，在页岩气中通常指的就是水力压裂，按照压裂液的不同分为水力压裂（广义的水力压裂还包括水力喷射压裂）、二氧化碳压裂、液化石油气压裂等。通常所说的压裂增产技术主要包括重复压裂技术和同步压裂技术。重复压裂和同步压裂是采用水力压裂时的两种作业方式。重复压裂是针对初次压裂而言的，煤层开采过程中，一旦产量递减太多需要再次进行压裂，这时的压裂就是重复压裂。同步压裂技术是同时对两口或两口以上的井进行压裂。

3.3非常规天然气操作成本影响因素

3.3.1煤层气操作成本影响因素

根据煤层气的生产过程，我们可以得出煤层气操作成本=直接材料+直接燃料+直接动力+直接人员费用+井下作业费+测井试井费+维护及修理费+天然气处理费+天然气净化费+运输费+其他直接费用+厂矿管理费+自用油气品费=单位产量成本项目定额费用×产量+单井成本项目定额费用×井数。由此可以看出，影响操作成本的直接因子是产量和井数，那么，影响煤层气产量和井数的因素进而可以转化为影响煤层气操作成本的因素。

煤层气产出量的函数表示为Q=f（M0，A，B，p，h），

式中，Q——总产气量;

M0——原煤含气量;

A——煤层气的压力吸附系数;

B——兰氏压力;

h——煤层厚度;

p——产气区域内某点的压力值，p=φ（rw，r，R）;

rw——井眼半径;

r——产气区域内任意一点的半径 ;

R——定义为压力曲线特征值，;

k——煤层渗透率;

t——排采时间;

φ——煤层孔隙率;

Ct——煤层流体的压缩系数;

μ——流体粘度。

开采煤层气的挖气半径为R=CR

式中，R——控气半径

C——常数

R——定义为压力曲线特征值

根据上述公式可知，影响煤层气产量的因子有很多，包括渗透率、含气量、排采时间、孔隙率等，不同煤层气藏的资源条件和生产方式也通过影响以上几个因子而影响煤层气产量，因此经过笔者分析可将这些因素归类为物性条件、资源条件和技术因素。

（1）物性条件

依据上述煤层气产量函数公式可以看出，影响煤层气产量的直接因素就是各项物理特性。其他因素也是通过影响这类物理因素而间接影响煤层气产量。因此，煤层气的物理特性是影响煤层气产量的关键。

①气饱和度

图3.2 晋城地区气产量与含气饱和度关系图

煤层气含气饱和度的高低直接影响煤层气的临界解吸压力。由图3.2可见数据点总体规律明显：含气的饱和度在30%～60%区间，煤层气井产量较小，不具有经济价值;含气的饱和度在60%～75%区间，产量随着含气饱和度的增加而迅速增长;含气的饱和度大于75%，该气井是高产气井，这是因为含气饱和度高的煤层，在降压过程中能够很快达到临界解吸压力。

②吸附时间

在控制其他因素不变，只改变吸附时间的情况下，吸附时间越短，扩散速度越快，煤层气达到高峰期时间越短，产量一般越高。但是，煤层气吸附时间过短，就会导致开采不久之后便进入高峰期，高峰期后产量下降很快，导致总产量反而低于吸附时间较长的煤层。因此，吸附时间并不是越短越好。

③界解吸压力

气体临界解吸压力越高，与煤储层压力的差值越小，气体就越容易解吸，产能越大，即煤层气产量与临界解吸压力呈正向相关关系。如图3.3所示，临界解吸压力小于1.75MPa时，气产量小于1000m3;大于1.75MPa后，气产量多在2500m3以上，为高产、较高产井。

图3.3 晋城地区气产量与临界解吸压力关系图

④煤储层压力

正如上文所述，影响煤层气产量的压力有两种，一个是临界解吸压力，一个是煤储层压力。临界解吸压力与煤储层压力称为临储压力比，这个比值决定了排水降压的难以程度，臨在含气量和吸附等温线确定的条件下，临储压力比越大，解吸就会越容易，那么产量就会越高。临储压力比越接近于1，煤层气余越容易产出。

⑤渗透率

图3.4渗透率对煤层气井产量的影响曲线

渗透率也是影响煤层气产量的关键因素之一，从图3.4（a）中可看出，生产早期渗透率对水产量的影响较大，这是因为生产早期主要产水;生产中后期主要产气而水产量很小，因而渗透率对这一时期水产量的影响很小;从图3.4（b）可看出，渗透率对气产量的影响也是较大的。生产中期这一影响尤为明显，而生产后期的影响不大。生产中后期主要产气而水产量很小，因而其它条件相同的情况下，渗透率大时生产中期产气量大;到生产后期由于气源供给不足，渗透率小的情况下产气量反而更高。从图3.4（c）可看出，渗透率对生产过程中煤层平均压力的影响较大。渗透率大时，生产后期产气量反而更小，从而导致压降梯度减小。

⑥孔隙度

孔隙度是指煤层孔隙体积占煤层总体积的比值。孔隙率越大，表明煤层孔隙越大，煤层单位体积含水量越大，气含量越小。因此，孔隙率增大，煤层气井的产水率较高，而产气量就会有所降低。

（2）资源条件

①煤层埋深

根据国内外煤层气开发经验，煤层埋深不宜过深，否则会增加开采成本，降低开采价值。在我国现有的条件下，考虑到技术经济的发展，我国煤层气可开采的最大埋深确定为1500m，1500-2000m的为接替资源。煤层埋深对煤层气产量有着重要影响。随着煤层深度的增加，煤层的孔隙体积和渗透率发生显著变化。依据下表可以看到，随着煤层深度的增加，煤层渗透率逐渐降低，产气能力逐渐变弱。

②煤层厚度

通常煤层越厚，供气能力越强，产量越大。依据国外煤层气商业性开采经验，煤层单层厚度要大于0.6m时才可以实现上下层煤层的压裂开采。一般单井煤层气总厚度均大于10m，才具有商业开采价值，小于5m的一般没有商业开采价值。

结合煤层含气量（吨煤瓦斯含量）因素，可发现国内许多煤田煤层的厚度和含气量有正相关关系（见表3.2，3.3）：第一，一般煤层厚度越大含气量也越大;第二，同一个地区或同一口井中，当深度增加，煤层的含气量一般也会变大。造成这个现象的原因是：煤层越厚内部甲烷向顶底板扩散的路径越长，甲烷受到更有效的保护;而埋深越深，煤层中的甲烷越难于散逸。

③含气量

煤层的含气量是煤层经济评价的重要指标。煤层含气量决定煤层吸附饱和程度，含气量越高，临界解吸压力越高，气井越容易解吸产气，有效泄气面积就越大，单井产量越高。

表3.1 淮北合作区块SN-1、SN-2井诸煤层产气潜能数据表

（4）技术因素

表3.2 滇东圭山、南桐等矿二叠统煤层厚度与含气量

我国目前针对煤层气开采的增产技术有压裂技术、注气和钻井技术。选择不同的技术，会带来不同的增产效果，也会影响操作成本。

①压裂技术

压裂技术是我国采用的最主要的增产方式。压裂技术主要有水力压裂和高能气体压裂。如下表所示，不同水力压裂方法的成本和对地层的伤害程度各不相同。

根据国内外开采经验，在煤层气开采过程中，应当选择煤层稳定、单层厚度大、煤层埋藏深度浅和煤层物理特性好的煤层气井进行压裂。

表3.3 压裂方法

②注气

注气主要是注入CO2和N2等气体，通过吸附置换或者降低分压，驱使CH4气体解析扩散，从而提高单井产量和回收率。由于CO2和N2作用机理不同，产生的效果也不一样，综合来说，CO2具有更多潜在的优点。在等容和等压状态下，注入CO2和N2，测定随着时间的变化CH4气体的驱替状况。总体来说，CO2的穿透力相比N2更为平缓，CH4解析扩散的比例较高。从成本的角度来看，CO2是一种成本低的注入机，更适合开发深部低渗透性煤层气的开发。

③钻井技术

多分支井技术是煤层气增产措施之一。多分支水平井能够有效增加增加泄气面积，使更多的气体进入渗流通道，提高单井产气量，减少对煤层的伤害。与常规直井开采比较，这项技术应用于我国煤层气开发，可以使得产量达到直井的3-10倍，还可以减少占地面积，显示出较强的优势。

3.3.2页岩气操作成本影响因素

页岩气是以游离或吸附两种方式赋存于岩层裂缝等空隙中，由于其低孔低渗的物理特性和埋深浅的地质特征，给开采带来了较大的阻力通常页岩气开采成本较高。页岩气生产过程中的技术因素是影响页岩气产量和页岩气操作成本的关键因素。研究钻井和压裂技术因素对产能的影响，对于分析页岩气产气规律和页岩气成本管理具有重要意义。在页岩气的开发生产过程中，水平井和分段压裂技术是普遍采用的开发技术。水平井段的长度和压裂方式压裂级数对产量以及操作成本都有不同程度的影响。

（1）水平井段长度

一般来说，水平井段的长度越长，其采气面积越大，储量的动用程度越高。但是水平井段越长，施工难度也会随之增大，对岩层的破坏程度也会加大;同时由于抽吸压力的增大，导致产量反而降低。因此，并非水平井段越长就越好，不合理的井段长度不仅会降低产量，还会耗用更多的资金，导致成本的增加。

图3.5 页岩气井水平段长度统计图

图3.5为美国路易斯安娜州和德克萨斯州页岩气井水平段长度统计图。由此图可以看到，路易斯安那州页岩气井水平段长度集中在1200-1500m区间，1500m的水平井段数值最高;德克萨斯州水平井段长度集中在1350-1800m区间，1650m井段数值最高。对比两州产量情况却发现，并不是井段越长的产量越高，反而相反，且根据国外分析，1500m以上产量与水平井段长度线性关系变差。这几说明，水平井段的长度并不是产量的唯一决定因素。

（2）压裂技术

页岩储层具有低孔低渗的特征，除个别裂缝发育带会有较高的自然产能外，均需要通过压裂方式进行储层改造，才具有商业开采价值。根据压裂液选择的不同可以将压裂技术分为水力压裂、凝胶压裂等。根据压裂方式不同可以分为分段压裂、重复压裂和同步压裂。

水力压裂是目前美国主要的增产措施。水力压裂以清水为压裂液，取代过去的凝胶压裂方式，节约了50%-60%的成本。

分段压裂通常与水平井结合运用，水平井分段压裂可以有效产生裂缝网络，提高采收率的同时降低成本。水平井分段压裂页岩气开发常用的技术，也是使美国页岩气产业迅速发展的最为关键的技术。

重复压裂是当气井初始压裂已经失效或者支撑剂出现损坏等状况导致气体产量大幅度下降的情况下，可以重建线性流，使得气井恢复生产能力或实现增产，提高采收率。一般来说，可以使采收率提高8%-10%，页岩气可采储量增加60%。重复压裂是一种低成本的增产方法，可以有效改善单井产量。

图3.6 得克萨斯州Newark East 气田Barnett 页岩垂直井重复压裂后气产量变化图（据R. M. Pollastro ，2007 年）

目前同步压裂有两口、三口甚至四口井同步压裂，在页岩气井短期内达到增产的效果十分明显。

（3）压裂级数

一般来说在一定水平井段长度，压裂合理范围内，压裂级数越高，产量相对较高。路易斯安娜州和德克萨斯州分别采用12-14级和15-17级。根据两州的产量情况来看，级数越多产量越高。

（4）压裂时机

前面已经介绍过重复压裂是一种有效的增产措施。但是，压裂时机却是显著影响最终产量的重要因素。

图3.7 压裂与油井产量关系

如图3.7所示，ABC三口井的完井时间、首月产量和油嘴尺寸均相似，A井和B井于投产的第七个月开始进行重复压裂，而C井从投产后的12个月开始重复压裂，三者产量变化十分显著。由图3.7可以得到以下结论：第一，重复压裂可以使得页岩气井有效增产;第二，压裂时机越早，当月产量和累积产量增加越显著。

4、结论

对非常规天然气操作成本的研究需要考虑诸多因素，包括资源因素、物理特性、技术因素、生产阶段还有宏观经济环境、物价条件等等。本文选取其中一部分因素对其操作成本进行分析，现将研究结果汇报如下：

（1）操作成本通常由直接材料、直接燃料、直接动力、直接人员费用、驱油物注入费、井下作业费、测井试井费、维护及修理费、稠油热采费、轻烃回收费、油气处理费、天然气净化费、運输费、其他直接费、厂矿管理费、自用油气产品构成。由于不同天然气的赋存方式和产出机理不同，导致操作成本构成项目和构成比例各不相同。就煤层气和页岩气相比于常规天然气而言，二者不含无驱油物注入费、稠油热采费和轻烃回收费。

（2）非常规天然气操作成本在稳产阶段呈现出与常规天然气不同的发展趋势，表现为常规天然气操作成本出现下降趋势，非常规天然气操作成本呈现上升趋势;其次，从操作成本构成因素上看，我们可以直观了解到影响操作成本的主要因素有维护修理费、直接人工费、井下作业费、直接动力费等等，其中厂矿管理费是影响操作成本最为密切的成本因素。这使得我们可以运用更科学合理的方法进行成本预测，也便于运用已有的比较成熟的常规天然气操作成本管理方法指导非常规天然气操作成本进行成本管理。