中国致密气开发关键因素分析与对策思考

胡俊坤　龚伟　任科

（1.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所博士后工作站，四川成都　610051；2.中国石油西南油气田公司重庆气矿大竹作业区，四川大竹　635100；3.中国石油西南油气田公司重庆气矿储气库作业区，重庆渝北　401121）

中国致密气开发关键因素分析与对策思考

胡俊坤1龚伟2任科3

（1.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所博士后工作站，四川成都610051；2.中国石油西南油气田公司重庆气矿大竹作业区，四川大竹635100；3.中国石油西南油气田公司重庆气矿储气库作业区，重庆渝北401121）

为加快推进中国致密气的大规模开发，针对中国致密气开发关键因素进行分析，提出相应的对策建议。在对中国致密气的基本特征和开发关键技术分析的基础之上，总结出影响中国致密气开发的有利关键因素：①长期看天然气市场需求旺盛；②资源丰富，储量落实程度较高；③开发技术较为成熟；④开发配套设施相对完善，开发风险较低。不利关键因素包括：①开发的经济效益差；②资源品位降低，开发成本进一步升高；③关键技术在深度与低成本方面存在不足；④缺乏充分竞争的市场环境；⑤缺乏相应的经济激励政策。借鉴美国致密气开发成功经验，结合中国致密气开发实情，提出对策建议：①加强关键技术的攻关与推广应用；②加强基础工作，进一步落实储量；③技术创新与管理创新相结合；④制定技术指标和经济激励政策；⑤深化市场改革，强化市场监管，逐步形成充分竞争的市场环境；⑥非常规天然气中近期优先发展致密气。随着中国致密气储量的核实、开发技术的成熟、经济条件的改善和国家政策的支持，未来中国致密气的大规模开发前景广阔。

中国致密气开发基本特征关键技术关键因素对策建议

0　引言

近年来随着中国天然气产业的快速发展，中国天然气供需矛盾逐年加剧。中国国内的天然气产量已无法满足国内天然气的需求，天然气的进口量逐年增加，2014年中国天然气的对外依存度已达31.46%。中国在常规天然气资源储量和产量增速变缓的情况之下，越来越重视非常规天然气资源（致密气、煤层气、页岩气）的开发。

目前中国致密气的开发已形成了一定规模，2014年致密气的产量约为400×108m3，约占全国天然气总产量的32%，且已逐渐成为中国天然气产量的主要增长点。中国致密气分布广泛，储量丰富，但由于致密气藏低孔、低渗、低丰度的储层物性特点，低产难产的开发特点，在目前的经济政策条件下，不少致密气藏的开发处于经济效益边沿或没有开发价值而无法有效动用。针对中国致密气开发面临的问题，在对致密气的基本特征和开发关键技术分析的基础之上，弄清影响中国致密气开发的关键因素，提出相应的对策建议，以促进中国致密气的大规模开发。中国致密气的大规模开发对优化能源结构和保障国家能源安全意义重大。

1　中国致密气的基本特征

1.1致密气的定义

早在1980年，美国联邦能源管理委员会（PERI）根据《美国国会1978年天然气政策法（NG-PA）》的有关规定，率先提出确定致密气藏的注册标准是其原始渗透率低于0.1 mD的气藏（不包含裂缝），并以此作为是否给予生产商税收补贴的标准［1-2］。

英国将储层渗透率小于1 mD的气藏定义为致密气藏；德国将储层渗透率小于0.6 mD的气藏定义为致密气藏。针对致密气，世界上并无统一的标准，不同的国家根据不同时期的技术经济条件和资源状况来制定其标准；同时随着认识程度的提高，技术的进步，致密气的概念也在不断的发展［1］。

目前中国致密气的开发和研究通常是针对致密砂岩气。致密砂岩气是指覆压基质渗透率小于或等于0.1 mD的砂岩气层，单井一般无自然产能或自然产能低于工业气流下限，但在一定经济条件和技术措施下可获得工业天然气产量［3］。

2.2致密气资源分布

中国致密气分布范围广，有利区面积约为32× 104km2，广泛分布于鄂尔多斯、四川、塔里木、松辽、渤海湾、柴达木及准噶尔等10余个盆地，其中以鄂尔多斯盆地和四川盆地最为丰富。目前已形成鄂尔多斯盆地上古生界与四川盆地上三叠统须家河组2大致密气现实区，松辽盆地下白垩统登娄库组、渤海湾盆地古近系沙河街组、吐哈盆地侏罗系、塔里木盆地侏罗系和白垩系、准噶尔盆地南缘侏罗系和二叠系5个致密气潜力区［4-6］。中国致密气的地质资源量为（17.4～25.1）×1012m3，可采资源量为（8.8～12.1）×1012m3，中国致密气资源分布与资源量预测如表1所示［7］。

表1　中国致密气资源分布与资源量预测结果表

2.3致密气的地质特征

1）低孔隙度与低渗透率。中国致密气储层中值孔隙度介于3.2%～9.1%，平均值为1.5%～9.0%，中值渗透率为0.03～0.46 mD，平均值为0.01～1.0 mD［8］。鄂尔多斯盆地石炭—二叠系储层孔隙度中值为6.69%，均值为6.93%，渗透率中值为0.23 mD，渗透率均值为0.60 mD。四川盆地须家河组储层孔隙度中值为4.20%，均值为5.65%，渗透率中值为0.057 mD，渗透率均值为0.351 mD。

2）低储量丰度。我国《储量规范》中将储量丰度小于2×108m3／km2的储量定为低（或特低）丰度储量。中国致密气储量普遍具有低丰度的特征［9］，鄂尔多斯盆地平均储量丰度仅为0.94×108m3／km2；苏里格气田主力层位山西组的平均储量丰度仅为0.63 ×108m3／km2；四川盆地须家河组气藏平均储量丰度为1.57×108m3／km2。

3）高含水饱和度。针对常规气储层而言，含水饱和度的范围通常为15%～25%；而对于致密气储层，通常以40%作为估算致密气储量的含水饱和度下限。随着含水饱和度的增加，储层中气相的渗透率会随之降低，而通常认为，当储层中含水饱和度超过60%以后，气相渗透率会变得极低，储层变得不适宜开发。

4）异常压力。致密气藏的压力系统通常表现为异常压力特征。鄂尔多斯盆地上古生界致密气藏多表现为异常低压的特征，其主要产层上古生界山西组及石盒子组气藏的压力系数为0.8～0.98，为典型的异常低压气藏；四川盆地须家河组气藏的压力系数为1.1～1.5，为常压—异常高压气藏。

5）储层类型多样。致密气砂岩储层类型大致可分为3种：①透镜体多层叠置储层，以鄂尔多斯盆地苏里格气田为代表。②多层状储层，储层横向分布稳定，以四川盆地川中须家河组储层为代表。③块状储层，以塔里木盆地库车坳陷为代表［10］。

6）储层非均质性强。受沉积环境和成藏作用等因素的共同影响，致密砂岩气藏储层通常表现出较强的非均质性。在非均质性强的地质背景下，单井可采储量及单井产量等生产动态特征参数存在较大差异。可以说，一个气藏内单井产气量和单井累计产气量的差异，从生产动态上综合反映了储层的非均质性。

2.4致密气的开发特征

致密气储层低孔隙度、低渗透率、低储量丰度的地质条件，使得致密气与常规气的开发相比具有不同的开发特征。

1）单井产量低初期产量递减快，中后期长期低产且生产周期长。致密气开发过程中单井产量低，初期产量递减快是其显著特征。在致密气储层物性总体较差的条件下，存在储层物性相对较好的“甜点”区，虽然在“甜点”区部分气井可能获得较高的初期产能，但产量递减快，稳产期短，气井生产的整个生命周期内仍表现为低产特征。例如苏里格气田平均单井产量为1.0×104m3／d；单井产量初期年递减率通常高于40%。

致密气单井虽然早期产量递减快，但随着压力波传播到气藏边界、生产接近或达到拟稳态后，产量递减缓慢，表现出长期低产的特征，生产周期长，生产期甚至可达30～40年。

2）单井泄气面积小，可采储量小，储量动用难度大采收率低。受储层条件制约，致密气井的井距并不反映有效泄气面积，通常单井有效泄气面积小于井网控制面积，单井的控制范围有限，且随着储层渗透率的降低，单井的泄气面积随之减小，从而导致致密气单井可采储量小。气藏储量的有效动用很大程度上取决于钻井的数量，要实现致密气的规模化生产，必须大量的钻井。在目前钻井成本较高的地区，致密气储量的有效动用难度大。常规气藏的采收率通常在75%～95%，而致密气藏的采收率通常在30%～60%。

3）气井开发需采用增产措施。致密气开发若采用常规开发方式，气井一般无自然产能或自然产能低于工业气流下限。致密气的开发需采用增产措施才能实现其有效规模开发，增产措施主要包括［11-12］：压裂改造措施，或者是采用大斜度井、水平井、多分支井技术。

3　致密气开发的关键技术

针对致密气的基本特征，要实现致密气的大规模效益开发，需突破的开发关键技术包括：气藏描述技术、钻井工艺技术、增产工艺技术、井网加密技术及勘探开发一体化技术。

1）气藏描述技术。对致密气藏进行精细描述，是规模有效开发该类气藏的基础。针对致密气藏的精细描述技术，主要包括：以提高储层预测和气水识别精度为目标的有效储层预测技术，以井筒裂缝精细刻画及地震与测井相结合的裂缝预测技术、以研究透镜状砂体在三维空间展布为目标的砂体描述技术。

2）钻井工艺技术。为提高致密气开发效益，必须提高钻井工艺技术水平，大幅降低开发成本，小井眼钻井技术和欠平衡钻井技术是致密气开发中常用的低成本钻井工艺技术。

3）增产工艺技术。增产工艺技术是致密气开发过程中提高单井产量的最有效措施之一。针对致密气开发，主体增产改造技术主要包括：大型水力压裂技术、直井分层压裂技术和水平井分段改造技术。

4）井网加密技术。对于多层叠置的透镜状致密砂岩气藏，由于单砂体规模有限、单井泄气面积小，较稀的井网密度难以有效动用全部地质储量，因此，井网加密是提高致密气藏采收率的关键技术之一。

5）勘探开发一体化技术。针对致密气分布范围广、储量规模大，地质条件复杂，且储层低孔、低渗、低丰度，要达到整体探明需要很长的勘探周期以及巨大的投入。为了提高勘探开发的整体效益，需运用勘探开发一体化技术，勘探开发部署上紧密结合、资料共享，深化地质认识，及时调整部署，边勘探边开发，减少探井工作量，加快勘探开发节奏，从而提高勘探开发成效。

4　中国致密气开发的关键因素

中国致密气开发经过多年探索和实践，一方面，具备了一些大规模开发致密气的有利因素；另一方面，还面临着一些不利因素，制约了致密气的大规模开发［13-14］。

4.1有利因素

1）长期看天然气市场需求旺盛。2012年10月，国家发改委发布了新的《天然气利用政策》，为进一步优化能源结构，提高天然气在一次能源消费结构中的比例，提供了依据。尽管目前受经济环境的影响，天然气需求的增速放缓，但随着我国经济的不断发展，对清洁能源需求的不断增加，长期看天然气市场需求仍将保持旺盛态势，而作为中国天然气储量和产量的最主要增长点，致密气开发必将迎来大的发展机遇。

2）资源丰富，储量落实程度较高。中国致密气资源丰富，可采资源量达到（8.8～12.1）×1012m3；同时不少专家学者预测［15］，全国待发现天然气地质资源量中致密气比例可达60%左右。鄂尔多斯盆地已发现苏里格、神木、米脂、大牛地4个超千亿立方米的大气田；四川盆地须家河组已发现广安、安岳、合川、新场4个超千亿立方米的大气田；截至2013年底，致密气探明可采储量为1.8×1012m3，约占全国天然气探明可采储量的32%［16］。

3）开发技术较为成熟，且已形成适用的开发技术体系。经过多年的勘探开发技术攻关与实践，基本掌握了致密气开发关键技术，且已形成了一套适用的开发技术体系，包括了气藏描述技术、钻井工艺技术、增产工艺技术、井网加密技术。尤其是核心技术：水平井技术、压裂技术、直井分压合采技术已实现了突破。

4）开发配套设施相对完善，开发风险较低。大部分致密气资源分布与已开发的常规气资源分布区域重叠，在开发上可以有效利用已有的天然气开发配套设施，同时由于积累了相对丰富的地质资料，对地质特征认识更加清楚，因此，可以有效降低致密气开发成本，开发风险相对较低。

4.2不利因素

1）开发的经济效益差。一方面，致密气开发需要大量的钻井，同时单井需采用相应的增产措施，使得致密气开发的投资成本更高；另一方面，由于单井产量低且递减速度快，使得致密气开发的收入相应较低。在目前的开发技术与经济政策条件下，致密气的开发通常处于经济效益边缘或没有开发价值而无法有效大规模的动用。

2）资源品位降低，开发成本进一步升高。针对致密气资源而言，资源品位越好，越容易被发现，并优先被开发。早期开发的储层条件相对较好，而随着开发规模的不断扩大与深入，致密气资源的品位也逐渐变差，新井平均产量逐年降低，同时受物价上涨、征地成本上升、环保要求提高等因素共同影响，使得开发成本进一步的升高。

3）关键技术在深度与低成本方面存在不足。尽管目前已基本形成了适用于中国致密气开发的技术体系，但是关键技术的精度和深度还存在较大的提升空间，同时在一些关键技术，例如有效储层预测、裂缝预测、欠平衡钻井技术、小井眼钻井技术等方面还有待进一步的突破。更为重要的是关键技术的低成本化与大规模推广应用还存在较大的不足，技术的创新性与经济性还需进一步融合。

4）缺乏充分竞争的市场环境。长期以来，我国的油气资源勘探开发实行的都是国有垄断经营的体制。随着市场经济的深入发展，油气专属经营权的存在，会将一些有实力的企业挡在市场之外，市场配置资源的作用没有得到发挥。目前致密气的开发，在苏里格气田开发过程中引入了市场化运作模式，并取得了较好的效果，但对中国致密气开发整体而言，还是缺乏充分竞争的市场环境。

5）缺乏相应的经济激励政策。尽管致密气在地质特征、开发技术、开发效益方面与常规气存在巨大的差异，且在学术研究中将致密气归类于非常规气，但是中国在经济激励政策方面将致密气与常规气同等对待。我国针对煤层气和页岩气已出台了一系列的经济激励政策，包括税费优惠政策和开发补贴政策（煤层气生产补贴为0.2元／m3、页岩气生产补贴为0.4元／m3），但针对致密气而言，缺乏相应的经济激励政策。

5　中国致密气开发的对策思考

5.1美国致密气开发经验启示

美国是世界上非常规天然气开发得最早、最成功的国家。美国非常规天然气开发所积累的许多技术、政策和经验都值得借鉴和参考［17-20］。

1）市场需求使非常规天然气开发成为必然选择。美国是世界上最先发展天然气市场经济的国家。1973年，美国天然气高峰产量超过6 400× 108m3，但随后常规天然气的产量出现快速递减，日益减少的天然气产量难以满足旺盛的市场需求，天然气供需矛盾突出，引起了国家的高度重视。为满足日益增长的天然气需求，曾经一度被忽视的非常规天然气资源，尤其是致密气、煤层气、页岩气开始倍受关注。

2）开放市场准入创造充分竞争的市场环境。开放的市场竞争环境和健全的市场监管为美国非常规天然气开发提供了良好的制度保障。美国非常规天然气开发市场是开放的，准入门槛较低，可谓“自由出入”，充分发挥了市场竞争机制，形成了大中小企业并存发展的市场竞争格局，极大地促进了非常规天然气开发。

3）经济激励政策促进了非常规天然气的开发。为了促进非常规天然气勘探开发的进程，保障天然气的稳定供应，美国国会进行立法，制订了两项经济激励政策——价格政策和税收政策。①价格政策。1978年，美国联邦政府出台了天然气政策法案（NGPA），取消了对包括非常规气在内的天然气井口价格管制，由市场供需双方自主确定天然气价格。②税收政策。1980年，将非常规天然气的经济激励政策添加到原油优惠法案（Crude Oil Windfall Profit Tax Act）中，Section29规定：在天然气价格为每千立方英尺1.5～2.5美元时，致密砂岩气和页岩气的税费每千立方英尺减免0.5美元。

4）天然气价格影响致密气的发展速度。价格是经济杠杆，天然气价格上升，促进了致密气开发的持续发展。要实现致密气的大规模开发，必然需要钻大量的生产井，而美国致密气开发的实践表明，致密气开发新井井数与天然气井口气价密切相关，随着天然气价格的上升，致密气开发新井井数随之上升。

5）技术进步实现了致密气规模效益开发。1978年以来，美国联邦政府设立专项资金用于非常规天然气开发关键技术攻关和基础研究，并鼓励科技研究。在政府的支持下，实现了对致密气开发关键技术的突破；先进的技术经过企业的大力推广，大幅提高了单井产量，大大降低了成本，从而实现了致密气的规模效益开发。

6）发达的管网，开放的入网机制，降低了市场风险。美国天然气市场经过多年发展，建成了相对完善的天然气管网系统。据统计，截至2009年底，美国天然气管线总长度近100×104km，主干线、联络线及各种支线可谓四通八达，大大减少了致密气开发的前期投入；同时按照美国联邦能源监管委员会有关规定，所有管线均是开放，实行公平入网机制，从而大大降低了致密气开发的市场风险。

5.2中国致密气开发对策建议

1）加强关键技术的攻关与推广应用。针对已突破和形成的关键技术，对技术的精度和深度进行完善与加强。对于目前还未能突破的关键技术，加强技术攻关力度。重点加强对有效储层预测技术、裂缝预测技术、砂体描述技术、欠平衡钻井技术、小井眼钻井技术、水平井分段改造技术、直井分压合采技术的攻关。尤其加强对关键技术低成本化的研究，以推进关键技术的大规模应用。

2）加强基础工作，进一步落实储量。进一步加强致密砂岩气资源地质调查与评价工作，掌握致密砂岩气的资源分布与资源状况，研究重点由远景与地质资源量转向技术可采储量、经济可采储量；同时加强对碳酸盐岩、火成岩和变质岩储层中致密气资源的地质调查与评价工作，进一步落实致密气资源储量。

3）技术创新与管理创新相结合。要实现致密气的规模效益开发，一方面，需提高单井的产量；另一方面，需降低开发的成本；二方面缺一不可。通过技术创新，可提高单井的产量；而通过管理创新，可实现开发成本的降低。因此，针对致密气的开发，需将技术创新与管理创新相结合，在提高单井产量的同时降低开发成本，使技术的创新性与经济性很好的融合。

4）制定技术指标和经济激励政策。虽然我国已颁布实施《致密砂岩气地质评价方法（SY／T6832-2011）》行业标准，但考虑到我国致密气分布与常规气分布区域重叠，目前致密气的技术标准和技术指标的研究制定滞后，由于没有统一可操作性强的界定参数和标准，从而不利于致密气开发的监管工作和经济激励政策的具体实施。因此，建议一方面，将致密气比例在70%以上的气区，整体按致密气对待；另一方面，制定致密气的技术指标，技术指标可考虑单井增产措施后的产能（无阻流量小于10× 104m3／d）、孔隙度中值（小于10%）、渗透率中值（小于0.1 mD）。在致密气开发初期，制订经济激励政策，一方面，可采取免征资源税、减免探矿权、采矿权使用费等税费优惠政策；另一方面，可对致密气开发进行补贴，补贴标准可参考煤层气的0.2元／m3。

5）深化市场改革，强化市场监管，逐步形成充分竞争的市场环境。一方面，积极推进油气资源管理体制改革，探索建立油气勘探开发市场准入制度，稳步有序放开油气上游市场。目前已针对页岩气开发进行了试点，在条件具备的前提下，逐步推广到致密气，有序放开上游市场；另一方面，改革现行的天然气定价机制，尽快建立反映市场供求关系的天然气价格形成机制，逐步放开天然气价格管制，实现天然气价格的完全市场化。同时，研究制定与放开市场相配套的监管政策，强化市场监管，逐步形成充分竞争的市场环境。

6）非常规天然气中近期优先发展致密气。相对于非常规天然气中的煤层气和页岩气，致密气具有储量落实程度高、储层认识相对清楚、已形成适用的开发技术体系、开发风险相对较低的优势，建议中国非常规天然气的开发近期优先发展致密气。

6　结论

1）中国致密气开发机遇与挑战并存。有利因素包括：长期看天然气市场需求旺盛；资源丰富，储量落实程度较高；开发技术较为成熟；开发配套设施相对完善，开发风险较低。不利因素包括：开发的经济效益差；资源品位降低，开发成本进一步升高；关键技术在深度与低成本方面存在不足；缺乏充分竞争的市场环境；缺乏相应的经济激励政策。

2）为促进中国致密气的大规模开发，建议加强关键技术的攻关与推广应用；加强基础工作，进一步落实储量；技术创新与管理创新相结合；制定技术指标和经济激励政策；深化市场改革，强化市场监管，逐步形成充分竞争的市场环境；非常规天然气中近期优先发展致密气。

3）随着中国致密气储量的核实、开发技术的完善成熟、经济条件的改善和国家政策的支持，未来中国致密气的大规模开发前景广阔。同时中国致密气的大规模开发对优化能源结构和保障国家能源安全具有重要意义。

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（编辑：李臻）

B

2095-1132（2015）06-0024-06

10.3969／j.issn.2095-1132.2015.06.007

修订回稿日期：2015－10－12

胡俊坤（1984－），博士后，研究方向为气藏开发工程与开发效益评价。E-mail：hjk1216.ok@163.com。