东海致密天然气开发管理模式探讨

林启忠，蒋云鹏，徐 博

（中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335）

近年来世界各国加大了低渗和致密天然气勘探开发力度，目前我国陆地非常规油气勘探开发已经取得重要突破和进展，近海盆地非常规资源致密油气的商业利用前景也已初露端倪，海上低渗和致密天然气将是我国海洋油气下一步储产接替的重要生力军[1]。东海致密天然气藏系指以渗透率在（0.1～1）×10-3μm2的碎屑岩为主要储层的气藏，主要探区西湖凹陷致密天然气资源量约占总资源量的 2/3以上[2]，要实现经济有效开发，不仅需要掌握勘探开发关键技术，更需要进行管理创新，探索合适的致密气藏开发管理模式。

1 东海致密气地质特点与面临问题

1.1 地质特点

东海致密天然气广泛分布于西湖凹陷已开发中小型气田及新区的深层，具有以下地质特点： （1）埋藏深，多在3 500 m以下，甚至5 000 m都有分布[3]；（2）新区深层气层厚度大，通常大于100 m，非均质性强；（3）气藏纵向跨度大，压力系统复杂，且高温高压。

1.2 面临问题

国内外致密气藏开发主要依赖储层改造。据统计，定向井单井平均日产气多小于1×104m3，采用水平井分段压裂，可将单井日产气量提高至 （3～8）×104m3，单井累产气量达到（0.3～0.8）×108m3。东海致密气藏的地质特点给有效开发带来技术和经济难题，且海上勘探开发生产单项成本普遍比陆上高，压裂施工作业规模受限[4]，设施寿命短，决定了海上开发必须坚持少井高产的方式。经测算，海上致密气藏有效开发单井量化指标为初期日产气量不低于10×104m3、累产气量不低于2×108m3，而东海目前利用现有平台进行致密气定向井压裂改造，初期日产气量（1～2.5）×104m3，累产气量0.25×108m3左右。从东海致密气藏已开发效果来看，经济性问题是关系到东海致密气藏能否进行经济有效开发的关键，要达到量化指标、实现经济有效开发还有一系列难题需突破。

2 国内外低渗致密油气开发经验与启示

通过调研，海上致密气开发尚处于探索阶段，目前主要以低渗气田为主体带动致密气藏开发，尚无单独开采致密气的先例。陆地上，美国致密气经过长期实践开发取得了成功[5]，自2008年规模有效开发以来，进入稳定发展阶段；中国鄂尔多斯苏里格气田、四川须家河气田等致密气业已实现规模开发[6]。

国内陆上经过十多年对低渗致密油气田开发技术攻关，提出了“二元理论”：对于低渗致密油气田开发技术的攻关，应由传统的单一技术攻关转变到技术攻关和管理创新相结合。陆上成功开发了低渗致密油气田的油气区，在早期都有对外合作的经历。苏里格气田是典型的正面实例，通过“5+1”管理体制创新，有效整合了内外部优势资源，有效引进了市场竞争机制，快速找到并推广应用了适合本地区的开发技术，实现了产量的飞跃[7]。根据陆上的实践经验可以看出，合作开发是促进非常规油气资源开发的重要途径。鉴于海上低渗气藏的开发门槛远高于陆上，要实现东海致密气藏的经济规模开发更需要技术和管理的全面创新，才能全方位大幅降低开发成本。

3 东海致密气合作开发模式分析

东海致密气开发核心技术仍未突破，目标与现状的差距较大，有关技术和建设资源的整合仍存在一些机制体制上的障碍。因此，以合适的方式建立合作开发试点，根据具体项目特点采用灵活组建战略联盟和联合经营模式，对已经进入开发阶段油气田进行商务模式的创新，可能是快速获取开发技术、融合国内优势资源及探索低成本开发机制体制创新的有效手段之一。

3.1 灵活组建战略联盟

战略联盟是两个或者多个公司之间建立和发展起来的一种长期关系[8]，联盟的形式多种多样，通过不同程度地引入承包商，主要有单一服务、总承包合作、一体化联盟，可根据致密气开发项目具体情况建立战略协议，充分利用内外部研究和试验资源，在开发关键技术、装备研发及现场试验等方面做好联合研究与攻关，共享致密气的研究成果，突破制约东海致密气经济有效开发的一系列瓶颈。

3.2 引入多元投资联合经营

当致密天然气开发规模达到足够大，需要实行企业制管理模式[8]。东海部分致密气藏储量规模较大，可以实行企业制管理模式，引进多元投资主体，建立股份制企业，分担风险。

为探索利益共享、风险共担的合作模式，针对东海致密气藏特征，可以单独成立股份制公司，参考“十三五”期间在油气开发方面中央企业与地方政府合作的成果[9]，借鉴东海平湖油气田的联合公司的合作模式，由多方共同组建规范化的合资公司，可跨地区、跨部门联合组建石油天然气企业[10]，探讨采用联合经营模式合作开发东海致密气藏的可能性。

3.3 创新商务模式提高效益

创新商务模式在海上边际油田开发中得到了尝试和应用[11]，针对已经进入开发阶段的致密气藏，如果面临投资过高、效益不确定的问题，也可以尝试通过商务模式提高项目效益。通过调研，油气开发常见的商务模式主要有融资租赁、延迟支付、风险租金和温和租金等四种模式，各种模式的投资方、资产归属、支付方式、风险归属等方面具有不同特点，适用于不同项目。融资租赁模式适用于项目效益差距较小、仅需小幅提升的项目；延迟支付、风险租金、温和租金模式在低油价下保证了项目收益；风险租金模式在高油价下保证了投资者收益，提高投资者积极性。

针对东海致密天然气特点，从项目风险和未来收益预期两个维度考虑，如果项目风险较低，且未来发展预期一般，可以采取延迟支付模式，双方风险共担、共求生存；如果项目风险较小，未来发展预期较好，采用温和租金模式或者融资租赁模式，双方风险共担、利益共享；如果项目风险较高，未来发展预期较好，可以采取风险租金模式，吸引其他投资者进入。东海深部致密气藏开发难度大，但储量规模较大，采用风险租金模式会有较好的预期。

4 建立致密气合作开发试验区

为了快速形成适合东海致密气的集成开发技术，需要技术和管理的全面创新。在项目前期研究阶段，即开展合作模式及机制体制创新的可行性研究。通过建立合作开发试验区可探索有效的合作开发模式，整合内部和外部低成本建设资源，实现致密储量规模经济有效开发。

4.1 H区块合作探索过程及启示

H区块探明天然气地质储量55.0×108m3，主要分布在花港组H7、H8、H11层，气层埋深3 800～4 300 m，渗透率平均约0.3×10-3μm2，最大不超过1×10-3μm2。测试两层，一层压裂后测试日产气量1.2×104m3，另一层常规测试日产气量0.1×104m3。曾经与国内外几家知名石油技术服务公司进行了交流，这些公司认为该区块整体开发不具经济性，对合作开发不积极。分析认为，储量规模小、品位低，用当今的技术难以使合作方获得应有的利益，这可能是合作开发探索未成功的主要原因。

4.2 合作开发试验区的选择

东海某新区深部致密气藏储量规模较大，可动用天然气地质储量约500.0×108m3，品位相对较高，渗透率多为（0.2～1）×10-3μm2，纵向层系多，单层厚度大，储层横向发育稳定，与陆上现有开发的品位基本相当，可以通过设立专门致密气开发技术实践的先导试验降低风险，将该区块作为合作靶区将会对合作方有一定的吸引力。

5 结束语

东海盆地致密天然气资源丰富，具有广阔的勘探开发前景，要实现东海致密气藏的经济规模开发需要技术和管理的全面创新，才能全方位大幅降低成本。通过建立合作开发试验区，探索有效的合作开发模式，在组建联盟和联合经营模式的基础上，创新商务模式，整合内部和外部低成本建设资源合作开发东海致密气藏，推进东海致密气储量有效开发利用，将盘活大量潜在资产，推动油气产量跨越式发展。