2013年我国页岩气开发现状和发展趋势分析.docVIP

我国页岩气开发现状和发展趋势分析2013 一、国内外情况 2 1、国内情况 2 2、国外情况 2 3、施工难点 2 二、未来页岩气开采模式蓝景展望 3 1、距离经济效益为时不远 4 2、规模开发有待技术完善和成熟 4 3、页岩气开采，地表、地下影响不一 5 4、规模化开采有望带来设备需求大空间 6 三、行业主要企业简况 8 1、杰瑞股份 8 2、吉艾科技 8 3、常宝股份 9 四、行业风险 10 一、国内外情况 1、国内情况 我国页岩气可采资源量约为26*1012m3，目前还处于探索阶段。四川盆地寒武系筇竹寺组、志留系龙马溪组页岩地层中蕴含有丰富的页岩气资源。 2、国外情况 全球对页岩气的开发并不普遍，仅美国和加拿大在这方面做了大量工作。美国2009 年页岩气产量达到了878*108m3，占到了天然气年产量的14%左右，超过2009 年我国常规天然气的年产量（874.5*108m3）。 3、施工难点 第一，底层出露老、可钻性差，机械钻速慢，单只钻头进尺少； 第二，上部地层出水、下部底层井漏，气体钻井收到限制，治漏花费大量时间；第三，井壁失稳导致井下复杂，纵向上空隙、裂缝发育； 第四，国内页岩气藏大延伸水平井固井和增产改造技术尚无先例。 二、未来页岩气开采模式蓝景展望 从目前国内页岩气开采模式现状分析，我们可以展望中国中长期页岩气开采的蓝景。从资源权属分布看，现有页岩气勘探开采有70%集中在常规油气矿业权区块内，其面积达到76 万平方千米，常规油气矿业权区块以外有利区面积约35 万平方千米，仅占30%左右；从开发主体看，中石油和中石化将主导国内页岩气的开发，民企参与为辅；从开发模式看，短期内以“自主开发和中外合资开发” 并行，中长期将以自主开发为主；从采气模式看，国内将以“罐车输送和管网输送” 并行，拥有国内几乎全部天然气管网的中石油目前主要是采用并入管网的模式输送页岩气。 中石化未来是否采用管网输送需要考虑三个因素，一是中石油是否同意中石化的页岩气并入自有管网，同时入网费用是否合理；二是中石化自建管网的成本同管车输送成本相比是否有优势；三是中央和地方政府是否大力支持中石化的管网建设，尤其是地方政府是否愿意扶持地方性的局域管网建设。 1、距离经济效益为时不远 目前，国内页岩气单口井的开采成本在1 亿元左右，其中物探、钻井、压裂占比在20％、40％和40％。二维地震一公里需要投入10 万块左右。水平段1000 米的页岩气井首次压裂的费用在1000-2000 万元。 假设，１、投资回收期为5 年；２、页岩气开发的投入产出比在“投入1000 万元，产出1000 万方气体”，即单位方净利润0.2 元；３、页岩气补贴0.4 元／方；４.后期每半年增产压裂一次，单次投入需2000 万元；5.地方政府给予的直接和间接扶持折合成补贴0.2 元／方。那么，页岩气开采日产量在15-20 万方时方可以产生经济效益。 2、规模开发有待技术完善和成熟 技术方面，国内的障碍为水平井工艺和分段压裂工艺。 第一，目前国内不管中石化、还是中石油，页岩气的开采均为单口垂直井配单只水平井，即“分支”而非美国现有的“丛式开采”（单口垂直井配若干水平井）。“丛式开采”模式不仅可以使产量增大，产气稳定性增强，而且在首次投入上也具有明显的成本优势。近期，中石油和瑞典壳牌合作开采的永川区块仍采用“分支”开采模式，壳牌为开发的甲方。 第二，使用自有技术，目前国内开采的页岩气水平段在1000 米左右，而中外合资开发泸州区块内的页岩气井水平段超过2000 米。水平段的开发不仅涉及到水平钻井，而且涉及到后期水力压裂技术，水平段越长需要更多的压裂次和压裂段。 现在中石油、中石化勘探开发从前期的调查评价，到井位选定、钻探施工、水平井的实施都能做，压裂也能做，但效果不太好，这是关键环节要与国外合作的原因。中石化、中石油等国家队在页岩气勘探开发中的90%技术都有，但是10%那部分高端技术还是要引入国外的。 压裂环节的工具配套绝大部分要依赖国外，在工具和施工诀窍方面国外经验更丰富，而这会产生较大的费用支出，如一套旋转导向仪器的服务费一天在十万美元左右。 国内技术与美国的差距主要体现在周期和经济性上。国内从打井到压裂到投产的周期在3个月左右，而美国只要20 天左右。除了对地层的特性需要摸索过程外，在压裂液的配方和设计及使用工具上也有差距。以打水平井为例，页岩气真正有效的产层，最关键的在10 米左右，水平井需要在地下几千米进行定向，旋转导向定位不准可能穿出层位，这就要求精度上的效果，而国外的工艺比国内有优势。国内也能达到目标，但钻井的周期相对较长，而周期是决定经济效益的重要因素。另一方面是要找到页岩气的富集区，提升产量，分子加大分母降低，经济性就得以提高，而从研究技术层面看，国内在页岩气的富集区