如何低成本开发我国页岩气？—专访中国工程院院士、西南石油大学教授罗平亚

○ 文／本刊记者 郑 丹

如何低成本开发我国页岩气？—专访中国工程院院士、西南石油大学教授罗平亚

○ 文／本刊记者 郑 丹

●“要降低页岩气的成本，技术就要精益求精”。

提高单井产量、降低开采成本，实现工业化开采是我国页岩气建成新兴产业的必由之路。

院士简介

罗平亚，1940年生，西南石油大学教授。1963年毕业于四川石油学院（即今西南石油大学）钻井专业，原任西南石油大学校长，“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室主任， 1995年当选为中国工程院院士。

一直从事石油工程、油田应用化学工程方面的教学与研究工作。在抗高温深井泥浆、聚合物泥浆技术、保护油层的钻井、完井技术、化学驱提高采率技术、以及井壁稳定、井下复杂与事故处理、钻井安全工程、油田应用化学工程理论和应用技术等方面取得了一批重要成果。先后主持和完成了40余项部省级以上的科研项目，获部省级以上科研成果(含教学研究)奖励30余项（次）， 其中国家级奖8项，部省级一等奖14项。出版专著6部，论文100余篇。培养硕、博士100多人。

国土资源部今年4月通报最新数据，2015年，全国页岩气勘查新增探明地质储量4373.79亿立方米，页岩气产量44.71亿立方米。自2014年正式进入商业开发以来，我国页岩气总产量达57.18亿立方米。页岩气在全国石油天然气探明储量中增势迅猛，显示了“十三五”期间我国页岩气发展所具有的潜力。

本刊记者在采访中国工程院院士、西南石油大学教授罗平亚时，他表示，国家希望页岩气能够成为我国经济发展的重要的新增长点，并对我国能源结构转型产生重大影响。这就需要尽快实现我国页岩气的工业化开采，把页岩气建成战略性新兴产业。“十三五”期间和以后，应该动用国家力量来组织科研攻关，解决好优势资源、单井产量、经济效益和环境保护等问题。

页岩气工业化开发的必要条件

中国石油石化：罗院士，您好！我国页岩气工业化开采的衡量标准是什么？

罗平亚：工业化开采是用最终年产量来标志的。国家《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》提出，到2020年我国页岩气产量力争超过300亿立方米。也就是说页岩气工业化开采意味着年产量规模应达到或超过几百亿立方米。然而，目前要实现300亿这个目标还有些困难。

国家希望页岩气能在我国能源结构组成中起举足轻重的作用。在重庆焦石坝地区，目前的页岩气产量已经达到年产50亿立方米并实现了商品化，虽然这对一个企业来说是不错的成绩，但从形成战略新兴产业的目标来看还远远不够。

中国石油石化：您认为，我国页岩气单井产量和采收率应达到怎样的标准才具备工业化开采价值？

罗平亚：较高（越高越好）的单井产量和采收率是我国页岩气实现工业化开采的必要条件。单井产量包括初产和长期稳产的产量。目前的普遍看法是初产达到几万立方米／天，长期稳产上万立方米/天，而其采收率达到50%～65%。由于各个气田的情况不完全一样，所以不能一概而论。但必须要达到能支持一个地区工业化、规模化用气的需要。

工业化开采意味着开采出的页岩气不仅能够支撑周围地区，而且能够提供一个区域甚至全国的用气需求。目前，在焦石坝和长宁－威远地区一些页岩气井情况较好，初产能够达到几万立方米/天，有的甚至能达到10万～20万立方米/天甚至更高。即使在投产两三年之后，产量能够维持几万立方米/天的页岩气井也普遍存在，完全能支持周围地区工业化、规模化用气需要，并因此实现了商业化。

中国石油石化：如何提高单井产量达到具有工业化开采价值？

罗平亚：页岩气单井产量和采收率达不到工业价值的根本原因是气体在页岩中运移速度太低。页岩中所含天然气有游离气和吸附气（即以吸附状态存在的甲烷），不同页岩中游离气和吸附气的比例不同。单井日产量取决于解吸、扩散和渗流三个过程中速度最慢的一个。

通常情况下，与游离气的渗流运移相比，吸附气的解吸和扩散过程最慢，成为影响单井日产量的主要因素。因此，要想获得较高的单井产量，最好选择以游离气为主（即游离气占80%或以上）的页岩。众所周知，增加气体运移速度及扩大泄气面积是增加单井产量的两条途径。但目前增加气体在页岩中的运移速度还无法实现。

一般而言，为实现工业化开采，单井产量当然越高越好。但单井产量与开采成本存在必然的逻辑关系，对页岩气而言，大幅度提高单井产量就得采用更新、更好的技术，也就必然会更多的增大投入，这就涉及到能否取得必要的经济效益的问题。因此，必要的（越高越好）单井产量是实现工业化开发的必要条件，而能否因此获得必要的（越高越好）经济效益才是能否把页岩气建成大产业的决定因素。

构建合理的成本和产量结构

中国石油石化：您认为，我国页岩气提高经济效益，实现低成本、工业化开采的途径是什么？

罗平亚：“低成本”只是一种习惯说法，对页岩气开采来说更是一个相对概念。因为页岩气开发成本肯定要高于常规气。所以，我理解“低成本”是在现有基础和投资条件下，如何尽可能降低页岩气综合开采成本，使之具有工业化开采价值，获得必须的经济效益。这同样涉及产量和成本的关系。页岩气开采成本和产量之间应构成比较合理的关系，用生产出每立方米气的综合成本来衡量也许更为合适一些。从这个概念讲，当前，如何能够更好地加强技术攻关和管理，进一步大幅度增加页岩气产量并降低综合开采成本，对于我国页岩气实现工业化开采至关重要。

中国石油石化：在您看来，寻求技术成本的降低对提高我国页岩气开采经济效益具有怎样的重要性？

罗平亚：在页岩气开采的综合成本中，技术成本占比最高。降低技术成本、提高效率是提升我国页岩气开采经济效益的必由之路，这可以通过两种方式（或分两步）实现：一是加强攻关，对现行成熟、有效技术更加精益求精、全面掌握充分发挥其效率，从而不断提高单井产量，并通过技术进步来降低使用成本。在“十三五”期间和以后，建立起符合我国国情及页岩地质特点及自然、生态特点的页岩气开采关键技术以及系列配套技术体系。二是从基础研究出发对页岩气开发、开采机理进行深入研究，进行原始创新，以改进、完善和发展页岩气现行开发技术，建立起更为适合我国特点的更新、更合理、更经济有效的页岩气开发技术体系。

中国石油石化：要建立起符合我国国情的页岩气开采关键技术以及系列配套技术体系，降低页岩气开采成本，应在哪些方面下功夫？

罗平亚：要做的事还很多，目前这个问题至少包括三个部分。首先是钻井环节。需要解决页岩长井段水平井钻、完井质量、缩短钻井周期；其次是压裂环节，如何提高压裂效率和效果；再次是环境保护和废弃物的经济有效处理。

例如：全面改用水基钻井液替换油基钻井液，且钻井、完井质量进一步提高，钻井周期进一步缩短等等。

发展页岩气新兴产业，需要解决两个基本问题：一是支撑产业发展的资源，二是有效开发资源的系列技术。

目前，每立方米压裂液的成本已从最早时的100多元下降到70～80元以下，但仍然偏高；此外，在压裂液外加剂国产化过程中，虽然国内产品已能够起到替代国外产品的作用，但国产压裂液仍未达到国外压裂液所能取得的最佳效果，包括压裂液质量的稳定和最佳性能的发挥等，都需要深入攻关，并使压裂成本进一步下降。

例如：各种废弃物处理与生态环境保护与修复研究虽己全面展开并取得不小的进展，但距离全面、高效、经济的要求还有很大距离。

这些都是近几年内必须狠下功夫、认真解决的重大技术难题。

中国石油石化：工厂化作业在哪些方面有利于页岩气的低成本开采？

罗平亚：“工厂化作业”的内容虽然早就有，但在页岩气的有效开发中的成功应用是一个重大而有效的创新，也是实现水平井钻完井技术和水平井分段压裂及体积改造等关键技术的需要和保证。同时，做好页岩气开采工厂化作业的科学化管理，也是降低管理成本和技术成本的必要途径之一。

工厂化作业需要适合于工厂化作业的装备系统，如钻机、动力系统和管线等所有装备都要适用于工厂化作业。现在的钻机和压裂车等装备不是完全适合工厂化作业的，所以有的需要购买新型装备，有的需要对现有装备进行改造。

目前，四川地区页岩气工厂化作业已初见成效并形成自己的特色。与国外相比，四川地区的作业场地狭小，能在这么狭小的场地把设备设施放置好并且充分发挥作用，显示了我们在工厂化作业方面的特长和水平。

● 与“涪娃”亲密接触，助涪陵气田“涪气”多多。　摄影/黄予剑

大排量和大液量并非合理

中国石油石化：在您看来，要把我国页岩气建成战略性新兴产业还面临哪些问题？

罗平亚：我国发展页岩气新兴产业，“十三五”期间以及未来很长一段时间内，需要解决两个基本问题：一是支撑产业发展的资源，二是有效开发资源的系列技术。

从资源条件看，我国页岩气资源储量丰富，但能够实现商业化开发的资源集中在四川盆地龙马溪。迄今为止，还未发现条件相同或者类似并达到同样水平的新地质构造。所以，下一步必须在全国加强资源勘探，摸清家底，对国内页岩气资源做科学评价，找到众多适合页岩气有效开发的“甜点”，为我国页岩气形成规模化大产业提供必要的资源保证。

从技术条件看，中石化和中石油现已在焦石坝和长宁－威远页岩气试验区内进行了成功尝试，说明我们把美国的页岩气开采理论和技术结合我国实际情况，基本形成并掌握了一套可行、有效，并适合我国国情的页岩气开发技术。如果再找到类似焦石坝和长宁－威远的新优势区域，我们就有可能开发出适合新区域页岩气层的相应开采技术，对该区域进行更为有效的开发。

中国石油石化：众所周知，大机组、大水源、大场地、大污染是决定我国页岩气能否有效开发的重大问题。这些问题现在是否有了更好的解决之道？我国页岩气开采最终能否实现零排放和零污染？

罗平亚：页岩气开采采用的体积压裂技术必须大排量和大液量，这是目前的共识。它导致必须用大机组和大水源。而大机组和大水源需要大场地，也由此带来废水、废气、噪声等大污染。所有这些由大排量和大液量带来的种种问题是将来我国建设页岩气大产业无法回避的重大难题。目前，这种压裂技术仍然是必须采用的，因而大排量和大液量带来的大机组、大水源、大场地、大污染问题是无法回避的，只有在大排量和大水量的前提下解决由它而引起的各种后续问题。

大机组、大水源、大场地、大污染根本的解决办法，是对现有压裂方式进行深入探讨。虽然非常规压裂比常规压裂用液量要大得多，但是否一定需要这么大的液量，我觉得不一定。如果从压裂理论和技术方面加强研究，水平井体积改造到底需要使用多少液量能达到最佳的产气效果？目前的排量与液量是否完全合理？有多少是不必要的？现有压裂液体系的性能与造缝排量，带砂能力要求之间是否协调等等。这些问题都应该深入研究，而且也应该能得到有益的结果。我相信产生一种大幅度降低其排量及液量的压裂及压裂液体系与技术是可能的。

降低和消除废弃物排放和污染是对我国页岩气开采提出的环境和生态保护要求，在当前它首先牵涉到国家和地方政府允不允许企业开采页岩气的问题，而且还和开采成本直接相关。因此，在必须解决好我国页岩气开采带来的环境污染问题的同时还要把环境保护的成本控制在可以接受的范围内。由于页岩气开采中的生态、环境保护，包括各种废弃物处理、噪音污染和环境损害修复等有其与页岩气开发密切相关的特点，因此应该把它们看成为页岩气有效开发系列配套技术的重要组成部分来系统考虑和规划。

例如，为更好解决使用油基钻井液产生的钻屑等废弃物进行处理和对环境损害修复方面付出的高额成本，现在已明确提出，改用水基钻井液代替油基钻井液钻页岩长段水平井。这不仅是页岩气开发中的环保技术的要求，也是对页岩气有效开发技术发展本身的要求。由于这是一个国内外都没有完全解决的重大技术难题，因此，目前从国家到企业，都在对如何用水基钻井液代替油基钻井液等问题开展立项攻关，估计未来几年能找到这些问题的解决办法。届时，源自国外的页岩气开采技术体系也会有一个质的提高。

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责任编辑：赵 雪