非常規(guī)天然氣操作成本研究

艾殿龍

前言

石油天然氣是世界重要的戰(zhàn)略能源，其需求與日俱增。近年來，隨著石油的市場(chǎng)份額的持續(xù)下滑，常規(guī)天然氣也出現(xiàn)供不應(yīng)求的態(tài)勢(shì)，以煤層氣和頁巖氣為代表的非常規(guī)天然氣逐漸受到人們的重視。作為常規(guī)能源的可替代資源，石油企業(yè)加大勘探開發(fā)力度，目前均已實(shí)現(xiàn)煤層氣和頁巖氣的商業(yè)化開采。對(duì)于石油企業(yè)而言，非常規(guī)天然氣成本的高低成為決定其利潤(rùn)的核心因素。本文在介紹了非常規(guī)天然氣概念、操作成本和生產(chǎn)過程的相關(guān)內(nèi)容后，分析了非常規(guī)天然氣操作成本的影響因素，便于已有的常規(guī)天然氣的成本管理經(jīng)驗(yàn)指導(dǎo)非常規(guī)天然氣進(jìn)行成本管理。

1、研究的背景和意義

常規(guī)油氣資源是指不需要經(jīng)過大規(guī)模增產(chǎn)措施或者特殊工藝就可以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開采的具有經(jīng)濟(jì)效益的石油天然氣資源。截至2011年，世界石油探明儲(chǔ)量為2434億噸，全球天然氣探明儲(chǔ)量208.4萬億立方米。意味著現(xiàn)有的常規(guī)油氣資源在保持該年度的產(chǎn)量的情況下，僅能滿足約60年的全球生產(chǎn)需求。

在中國，國內(nèi)能源供應(yīng)量已經(jīng)不能滿足快速增長(zhǎng)的能源需求。根據(jù)BP公司2013年統(tǒng)計(jì)情況，天然氣平均每年增長(zhǎng)速度已達(dá)2.1%，成為世界增速最快的化石燃料。中國天然氣的年均需求增長(zhǎng)速度約在7.6%左右，占據(jù)全球天然氣需求增長(zhǎng)23%的份額。

圖1.1 BP各地區(qū)天然氣供應(yīng)來源預(yù)測(cè)

隨著石油的市場(chǎng)份額的持續(xù)下滑，天然氣的份額將繼續(xù)提高。作為常規(guī)能源的重要可替代能源，以煤層氣和頁巖氣為代表的非常規(guī)能源逐漸被人們重視。從BP各地區(qū)天然氣供應(yīng)來源預(yù)測(cè)的數(shù)據(jù)（圖1.1）來看，非常規(guī)天然氣將對(duì)天然氣的開采起到重大推進(jìn)作用。

對(duì)于我國來說，國土面積大，地質(zhì)年代分布全面，根據(jù)已經(jīng)進(jìn)行的初步研究，發(fā)現(xiàn)適合頁巖氣發(fā)育的區(qū)域也非常巨大。同時(shí)，我國是煤層氣資源最豐富的國家之一。羅東坤等在《中國煤氣層開發(fā)戰(zhàn)略》一文中指出，中國埋深小于2000m的煤層氣資源量與陸上常規(guī)天然氣的資源量基本相當(dāng)，約為36.81×1012m3，約占世界總資源量的13%，僅次于俄羅斯和加拿大，位居世界第三位。

基于上述分析，非常規(guī)天然氣作為常規(guī)天然氣重要的可替代能源，是石油天然氣工業(yè)勘探開發(fā)生產(chǎn)的重要領(lǐng)域。本文的研究主要針對(duì)煤層氣、頁巖氣操作成本的影響因素，重點(diǎn)關(guān)注其各個(gè)影響因素對(duì)氣體操作成本造成的制約。通過分析非常規(guī)天然氣的操作成本，既有利于已有的，比較充足的常規(guī)天然氣成本管理經(jīng)驗(yàn)指導(dǎo)非常規(guī)天然氣進(jìn)行成本控制，又有利于投資決策可行性研究階段提高成本估算精度。

2、非常規(guī)天然氣和生產(chǎn)環(huán)節(jié)概述

2.1非常規(guī)天然氣概述

非常規(guī)天然氣是相對(duì)于常規(guī)天然氣而言的，以明顯不同于常規(guī)天然氣的賦存方式存在的天然氣聚集。非常規(guī)天然氣一般包括煤層氣、頁巖氣、致密性砂巖氣和天然氣水合物。本文主要以煤層氣和頁巖氣為研究對(duì)象。“煤層氣是以吸附狀態(tài)蘊(yùn)藏于煤層中，成分以甲烷為主的混合氣體，另外還含有二氧化碳（CO2）和氮?dú)猓∟2）等。頁巖氣是主體位于暗色頁巖層或泥巖層中，以吸附和游離兩種狀態(tài)存在于頁巖氣層中的非常規(guī)天然氣，成份以甲烷為主。

近年來，我國對(duì)非常規(guī)天然氣的勘探研究進(jìn)一步加深，隨著技術(shù)的進(jìn)步，我國已建成煤層氣年均30億立方米的產(chǎn)能，煤層氣實(shí)現(xiàn)商業(yè)化生產(chǎn)。頁巖氣尚處于開發(fā)初期，需要借鑒國外經(jīng)驗(yàn)。

2.2非常規(guī)與常規(guī)天然氣生產(chǎn)過程的不同

（1）生產(chǎn)方式和產(chǎn)能不同：煤層氣和頁巖氣通水平井和壓裂技術(shù)進(jìn)行大面積連片開采，煤層氣自然產(chǎn)能低，頁巖氣自然產(chǎn)能低甚至無自然產(chǎn)能，二者自然產(chǎn)量均低;而常規(guī)天然氣主要靠自身的正壓產(chǎn)出，開采范圍在圈閉內(nèi)進(jìn)行，自然產(chǎn)能高，產(chǎn)量高。

（2）壽命和生產(chǎn)周期不同：煤層氣生產(chǎn)周期一般為30到50年，開采初期產(chǎn)量相對(duì)較低，產(chǎn)量下降快;常規(guī)天然氣生產(chǎn)周期一般為8年左右，開采初期產(chǎn)量較高。

（3）采收率不同：煤層氣和頁巖氣采收率較低，頁巖氣采收率僅為5%-60%，常規(guī)天然氣可達(dá)60%以上。

3、非常規(guī)天然氣操作成本分析

3.1非常規(guī)天然氣國內(nèi)外開發(fā)現(xiàn)狀

3.1.1世界非常規(guī)天然氣開發(fā)現(xiàn)狀

隨著經(jīng)濟(jì)的發(fā)展，人們對(duì)油氣的需求與日俱增，常規(guī)油氣資源不足以滿足快速增長(zhǎng)的需求，非常規(guī)油氣逐漸進(jìn)入人們的視野。美國和俄羅斯是世界上主要生產(chǎn)非常規(guī)天然氣的國家，近年來，加拿大、中國、澳大利亞也加大了勘探開發(fā)非常規(guī)天然氣的力度。非常規(guī)油氣技術(shù)進(jìn)步使得全球油氣儲(chǔ)量總體呈增長(zhǎng)趨勢(shì)。

圖3.1 BP2030世界能源展望各地區(qū)天然氣供應(yīng)來源圖

世界頁巖氣資源總量約為456萬億立方米，主要分布在北美、中亞和中國。美國是世界上最早研究和勘探開發(fā)頁巖氣的國家。自1821年開始打下第一口頁巖氣鉆井，美國頁巖氣開發(fā)進(jìn)入初始階段;到20世紀(jì)70年代，美國頁巖氣革命使得北美天然氣產(chǎn)量大幅增長(zhǎng)，實(shí)現(xiàn)了能源自給。

3.1.2中國非常規(guī)天然氣開發(fā)現(xiàn)狀

我國非常規(guī)天然氣勘探開發(fā)起步較晚，經(jīng)初步評(píng)價(jià)，我國非常規(guī)天然氣資源豐富，可采儲(chǔ)量大約為80-118萬億立方米，其中，頁巖氣10-25萬億立方米;煤層氣11萬億立方米;煤層氣已實(shí)現(xiàn)工業(yè)化生產(chǎn)。頁巖氣勘探開發(fā)尚處于初始階段。

3.2非常規(guī)天然氣生產(chǎn)過程分析

3.2.1煤層氣生產(chǎn)過程分析

煤層氣主要以吸附狀態(tài)賦存，與常規(guī)天然氣以游離狀態(tài)賦存不同。這種差異導(dǎo)致煤層氣的開采過程與天然氣呈現(xiàn)明顯的不同。

煤層和含煤地層一般含有地下水，因此，開采前需要進(jìn)行脫水處理，以便誘導(dǎo)煤層氣由高勢(shì)能向低勢(shì)能方向連續(xù)進(jìn)行。這個(gè)脫水的過程就是所謂的“排水降壓”過程，也就是通常所說的排水采氣過程。與常規(guī)天然氣所不同的是，煤層氣排水采氣存在一個(gè)高峰期，高峰之后的產(chǎn)量曲線與常規(guī)天然氣相似。

由于煤層氣與常規(guī)天然氣存在一定差異，所以煤層氣開采增產(chǎn)技術(shù)也與常規(guī)天然氣大有不同。煤層氣增產(chǎn)技術(shù)主要有多分支水平井、注氣、氮?dú)馀菽瓑毫押瓦B續(xù)油管壓裂。

煤層氣集輸同樣是煤層氣產(chǎn)業(yè)鏈中的重要環(huán)節(jié)，在我國得到了前所未有的重視。我國將在“十一五”期間建設(shè)輸氣能力達(dá)到65億立方米的煤層氣輸氣管道，全長(zhǎng)1441千米。煤層氣集輸也是指將地面開采的煤層氣從氣田輸送到處理廠，經(jīng)過處理廠的加工處理，再運(yùn)輸至用戶的過程。由于煤層氣氣田具有低壓、低滲和低產(chǎn)的特點(diǎn)，在煤層氣的集輸方面根據(jù)氣田的地質(zhì)條件和氣井的產(chǎn)能，采用不同的方式。例如，集氣管網(wǎng)一般采用支狀管網(wǎng)和放射狀管網(wǎng)相結(jié)合的方式;在沁水盆地某煤層氣田，采用“井口-才起管網(wǎng)-集氣站-中央處理廠-外輸”的工藝流程。

煤層氣基本不含C2以上的重?zé)N，因此與常規(guī)天然氣不同的是，沒有輕烴回收的環(huán)節(jié)。煤層氣主要成分加工和處理主要包括脫水、脫硫、煤層氣液化與壓縮等過程。與常規(guī)天然氣相比，煤層氣氣體組分相對(duì)單純，雜質(zhì)含量低，處理工藝相對(duì)簡(jiǎn)單。煤層氣是排水采氣方式采出，因此水含量較高，在煤層氣的管輸和利用前，首先需要進(jìn)行脫水處理。煤層氣中含有硫化氫、二氧化碳和有機(jī)硫化合物這些酸性組分，除了會(huì)腐蝕材料，還會(huì)污染環(huán)境，因此必須進(jìn)行脫硫處理。LNG液態(tài)天然氣是跨地區(qū)遠(yuǎn)洋儲(chǔ)運(yùn)的唯一有效手段，因此煤層氣需要通過液化實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)距離運(yùn)輸。

煤層氣在管道運(yùn)輸和車載運(yùn)輸?shù)倪^程中都需要進(jìn)行壓縮。管道輸送的壓縮壓力要視管輸氣量和距離等因素決定，一般壓力較小，通常幾個(gè)兆帕就可以滿足要求;而對(duì)于車載輸送來說，對(duì)于壓力要求較高，一般可以增加到20兆帕。

3.2.2頁巖氣生產(chǎn)過程分析

頁巖氣是以吸附或游離相兩種狀態(tài)賦存于巖層裂縫等空隙中，具有低孔、低滲透率的特征，因此氣流阻力較常規(guī)天然氣大，開采難度也較大。由于頁巖氣以兩種方式賦存，因此與常規(guī)天然氣和煤層氣開采方式大為不同。頁巖氣不需要排水降壓，游離相天然氣的采出可以達(dá)到降壓的目的，從而引導(dǎo)吸附相天然氣游離化。頁巖氣開采采用水平井技術(shù)，由于頁巖氣特殊的物理特性，使得開采難度較大，為了實(shí)現(xiàn)頁巖氣的正常生產(chǎn)，必須對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行改造。工業(yè)上最常用的儲(chǔ)層改造方法是壓裂和酸化工藝。壓裂技術(shù)，在頁巖氣中通常指的就是水力壓裂，按照壓裂液的不同分為水力壓裂（廣義的水力壓裂還包括水力噴射壓裂）、二氧化碳?jí)毫选⒁夯蜌鈮毫训?。通常所說的壓裂增產(chǎn)技術(shù)主要包括重復(fù)壓裂技術(shù)和同步壓裂技術(shù)。重復(fù)壓裂和同步壓裂是采用水力壓裂時(shí)的兩種作業(yè)方式。重復(fù)壓裂是針對(duì)初次壓裂而言的，煤層開采過程中，一旦產(chǎn)量遞減太多需要再次進(jìn)行壓裂，這時(shí)的壓裂就是重復(fù)壓裂。同步壓裂技術(shù)是同時(shí)對(duì)兩口或兩口以上的井進(jìn)行壓裂。

3.3非常規(guī)天然氣操作成本影響因素

3.3.1煤層氣操作成本影響因素

根據(jù)煤層氣的生產(chǎn)過程，我們可以得出煤層氣操作成本=直接材料+直接燃料+直接動(dòng)力+直接人員費(fèi)用+井下作業(yè)費(fèi)+測(cè)井試井費(fèi)+維護(hù)及修理費(fèi)+天然氣處理費(fèi)+天然氣凈化費(fèi)+運(yùn)輸費(fèi)+其他直接費(fèi)用+廠礦管理費(fèi)+自用油氣品費(fèi)=單位產(chǎn)量成本項(xiàng)目定額費(fèi)用×產(chǎn)量+單井成本項(xiàng)目定額費(fèi)用×井?dāng)?shù)。由此可以看出，影響操作成本的直接因子是產(chǎn)量和井?dāng)?shù)，那么，影響煤層氣產(chǎn)量和井?dāng)?shù)的因素進(jìn)而可以轉(zhuǎn)化為影響煤層氣操作成本的因素。

煤層氣產(chǎn)出量的函數(shù)表示為Q=f（M0，A，B，p，h），

式中，Q——總產(chǎn)氣量;

M0——原煤含氣量;

A——煤層氣的壓力吸附系數(shù);

B——蘭氏壓力;

h——煤層厚度;

p——產(chǎn)氣區(qū)域內(nèi)某點(diǎn)的壓力值，p=φ（rw，r，R）;

rw——井眼半徑;

r——產(chǎn)氣區(qū)域內(nèi)任意一點(diǎn)的半徑 ;

R——定義為壓力曲線特征值，;

k——煤層滲透率;

t——排采時(shí)間;

φ——煤層孔隙率;

Ct——煤層流體的壓縮系數(shù);

μ——流體粘度。

開采煤層氣的挖氣半徑為R=CR

式中，R——控氣半徑

C——常數(shù)

R——定義為壓力曲線特征值

根據(jù)上述公式可知，影響煤層氣產(chǎn)量的因子有很多，包括滲透率、含氣量、排采時(shí)間、孔隙率等，不同煤層氣藏的資源條件和生產(chǎn)方式也通過影響以上幾個(gè)因子而影響煤層氣產(chǎn)量，因此經(jīng)過筆者分析可將這些因素歸類為物性條件、資源條件和技術(shù)因素。

（1）物性條件

依據(jù)上述煤層氣產(chǎn)量函數(shù)公式可以看出，影響煤層氣產(chǎn)量的直接因素就是各項(xiàng)物理特性。其他因素也是通過影響這類物理因素而間接影響煤層氣產(chǎn)量。因此，煤層氣的物理特性是影響煤層氣產(chǎn)量的關(guān)鍵。

①氣飽和度

圖3.2 晉城地區(qū)氣產(chǎn)量與含氣飽和度關(guān)系圖

煤層氣含氣飽和度的高低直接影響煤層氣的臨界解吸壓力。由圖3.2可見數(shù)據(jù)點(diǎn)總體規(guī)律明顯：含氣的飽和度在30%～60%區(qū)間，煤層氣井產(chǎn)量較小，不具有經(jīng)濟(jì)價(jià)值;含氣的飽和度在60%～75%區(qū)間，產(chǎn)量隨著含氣飽和度的增加而迅速增長(zhǎng);含氣的飽和度大于75%，該氣井是高產(chǎn)氣井，這是因?yàn)楹瑲怙柡投雀叩拿簩?，在降壓過程中能夠很快達(dá)到臨界解吸壓力。

②吸附時(shí)間

在控制其他因素不變，只改變吸附時(shí)間的情況下，吸附時(shí)間越短，擴(kuò)散速度越快，煤層氣達(dá)到高峰期時(shí)間越短，產(chǎn)量一般越高。但是，煤層氣吸附時(shí)間過短，就會(huì)導(dǎo)致開采不久之后便進(jìn)入高峰期，高峰期后產(chǎn)量下降很快，導(dǎo)致總產(chǎn)量反而低于吸附時(shí)間較長(zhǎng)的煤層。因此，吸附時(shí)間并不是越短越好。

③界解吸壓力

氣體臨界解吸壓力越高，與煤儲(chǔ)層壓力的差值越小，氣體就越容易解吸，產(chǎn)能越大，即煤層氣產(chǎn)量與臨界解吸壓力呈正向相關(guān)關(guān)系。如圖3.3所示，臨界解吸壓力小于1.75MPa時(shí)，氣產(chǎn)量小于1000m3;大于1.75MPa后，氣產(chǎn)量多在2500m3以上，為高產(chǎn)、較高產(chǎn)井。

圖3.3 晉城地區(qū)氣產(chǎn)量與臨界解吸壓力關(guān)系圖

④煤儲(chǔ)層壓力

正如上文所述，影響煤層氣產(chǎn)量的壓力有兩種，一個(gè)是臨界解吸壓力，一個(gè)是煤儲(chǔ)層壓力。臨界解吸壓力與煤儲(chǔ)層壓力稱為臨儲(chǔ)壓力比，這個(gè)比值決定了排水降壓的難以程度，臨在含氣量和吸附等溫線確定的條件下，臨儲(chǔ)壓力比越大，解吸就會(huì)越容易，那么產(chǎn)量就會(huì)越高。臨儲(chǔ)壓力比越接近于1，煤層氣余越容易產(chǎn)出。

⑤滲透率

圖3.4滲透率對(duì)煤層氣井產(chǎn)量的影響曲線

滲透率也是影響煤層氣產(chǎn)量的關(guān)鍵因素之一，從圖3.4（a）中可看出，生產(chǎn)早期滲透率對(duì)水產(chǎn)量的影響較大，這是因?yàn)樯a(chǎn)早期主要產(chǎn)水;生產(chǎn)中后期主要產(chǎn)氣而水產(chǎn)量很小，因而滲透率對(duì)這一時(shí)期水產(chǎn)量的影響很小;從圖3.4（b）可看出，滲透率對(duì)氣產(chǎn)量的影響也是較大的。生產(chǎn)中期這一影響尤為明顯，而生產(chǎn)后期的影響不大。生產(chǎn)中后期主要產(chǎn)氣而水產(chǎn)量很小，因而其它條件相同的情況下，滲透率大時(shí)生產(chǎn)中期產(chǎn)氣量大;到生產(chǎn)后期由于氣源供給不足，滲透率小的情況下產(chǎn)氣量反而更高。從圖3.4（c）可看出，滲透率對(duì)生產(chǎn)過程中煤層平均壓力的影響較大。滲透率大時(shí)，生產(chǎn)后期產(chǎn)氣量反而更小，從而導(dǎo)致壓降梯度減小。

⑥孔隙度

孔隙度是指煤層孔隙體積占煤層總體積的比值?？紫堵试酱?，表明煤層孔隙越大，煤層單位體積含水量越大，氣含量越小。因此，孔隙率增大，煤層氣井的產(chǎn)水率較高，而產(chǎn)氣量就會(huì)有所降低。

（2）資源條件

①煤層埋深

根據(jù)國內(nèi)外煤層氣開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，煤層埋深不宜過深，否則會(huì)增加開采成本，降低開采價(jià)值。在我國現(xiàn)有的條件下，考慮到技術(shù)經(jīng)濟(jì)的發(fā)展，我國煤層氣可開采的最大埋深確定為1500m，1500-2000m的為接替資源。煤層埋深對(duì)煤層氣產(chǎn)量有著重要影響。隨著煤層深度的增加，煤層的孔隙體積和滲透率發(fā)生顯著變化。依據(jù)下表可以看到，隨著煤層深度的增加，煤層滲透率逐漸降低，產(chǎn)氣能力逐漸變?nèi)酢?/p>

②煤層厚度

通常煤層越厚，供氣能力越強(qiáng)，產(chǎn)量越大。依據(jù)國外煤層氣商業(yè)性開采經(jīng)驗(yàn)，煤層單層厚度要大于0.6m時(shí)才可以實(shí)現(xiàn)上下層煤層的壓裂開采。一般單井煤層氣總厚度均大于10m，才具有商業(yè)開采價(jià)值，小于5m的一般沒有商業(yè)開采價(jià)值。

結(jié)合煤層含氣量（噸煤瓦斯含量）因素，可發(fā)現(xiàn)國內(nèi)許多煤田煤層的厚度和含氣量有正相關(guān)關(guān)系（見表3.2，3.3）：第一，一般煤層厚度越大含氣量也越大;第二，同一個(gè)地區(qū)或同一口井中，當(dāng)深度增加，煤層的含氣量一般也會(huì)變大。造成這個(gè)現(xiàn)象的原因是：煤層越厚內(nèi)部甲烷向頂?shù)装鍞U(kuò)散的路徑越長(zhǎng)，甲烷受到更有效的保護(hù);而埋深越深，煤層中的甲烷越難于散逸。

③含氣量

煤層的含氣量是煤層經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)的重要指標(biāo)。煤層含氣量決定煤層吸附飽和程度，含氣量越高，臨界解吸壓力越高，氣井越容易解吸產(chǎn)氣，有效泄氣面積就越大，單井產(chǎn)量越高。

表3.1 淮北合作區(qū)塊SN-1、SN-2井諸煤層產(chǎn)氣潛能數(shù)據(jù)表

（4）技術(shù)因素

表3.2 滇東圭山、南桐等礦二疊統(tǒng)煤層厚度與含氣量

我國目前針對(duì)煤層氣開采的增產(chǎn)技術(shù)有壓裂技術(shù)、注氣和鉆井技術(shù)。選擇不同的技術(shù)，會(huì)帶來不同的增產(chǎn)效果，也會(huì)影響操作成本。

①壓裂技術(shù)

壓裂技術(shù)是我國采用的最主要的增產(chǎn)方式。壓裂技術(shù)主要有水力壓裂和高能氣體壓裂。如下表所示，不同水力壓裂方法的成本和對(duì)地層的傷害程度各不相同。

根據(jù)國內(nèi)外開采經(jīng)驗(yàn)，在煤層氣開采過程中，應(yīng)當(dāng)選擇煤層穩(wěn)定、單層厚度大、煤層埋藏深度淺和煤層物理特性好的煤層氣井進(jìn)行壓裂。

表3.3 壓裂方法

②注氣

注氣主要是注入CO2和N2等氣體，通過吸附置換或者降低分壓，驅(qū)使CH4氣體解析擴(kuò)散，從而提高單井產(chǎn)量和回收率。由于CO2和N2作用機(jī)理不同，產(chǎn)生的效果也不一樣，綜合來說，CO2具有更多潛在的優(yōu)點(diǎn)。在等容和等壓狀態(tài)下，注入CO2和N2，測(cè)定隨著時(shí)間的變化CH4氣體的驅(qū)替狀況?？傮w來說，CO2的穿透力相比N2更為平緩，CH4解析擴(kuò)散的比例較高。從成本的角度來看，CO2是一種成本低的注入機(jī)，更適合開發(fā)深部低滲透性煤層氣的開發(fā)。

③鉆井技術(shù)

多分支井技術(shù)是煤層氣增產(chǎn)措施之一。多分支水平井能夠有效增加增加泄氣面積，使更多的氣體進(jìn)入滲流通道，提高單井產(chǎn)氣量，減少對(duì)煤層的傷害。與常規(guī)直井開采比較，這項(xiàng)技術(shù)應(yīng)用于我國煤層氣開發(fā)，可以使得產(chǎn)量達(dá)到直井的3-10倍，還可以減少占地面積，顯示出較強(qiáng)的優(yōu)勢(shì)。

3.3.2頁巖氣操作成本影響因素

頁巖氣是以游離或吸附兩種方式賦存于巖層裂縫等空隙中，由于其低孔低滲的物理特性和埋深淺的地質(zhì)特征，給開采帶來了較大的阻力通常頁巖氣開采成本較高。頁巖氣生產(chǎn)過程中的技術(shù)因素是影響頁巖氣產(chǎn)量和頁巖氣操作成本的關(guān)鍵因素。研究鉆井和壓裂技術(shù)因素對(duì)產(chǎn)能的影響，對(duì)于分析頁巖氣產(chǎn)氣規(guī)律和頁巖氣成本管理具有重要意義。在頁巖氣的開發(fā)生產(chǎn)過程中，水平井和分段壓裂技術(shù)是普遍采用的開發(fā)技術(shù)。水平井段的長(zhǎng)度和壓裂方式壓裂級(jí)數(shù)對(duì)產(chǎn)量以及操作成本都有不同程度的影響。

（1）水平井段長(zhǎng)度

一般來說，水平井段的長(zhǎng)度越長(zhǎng)，其采氣面積越大，儲(chǔ)量的動(dòng)用程度越高。但是水平井段越長(zhǎng)，施工難度也會(huì)隨之增大，對(duì)巖層的破壞程度也會(huì)加大;同時(shí)由于抽吸壓力的增大，導(dǎo)致產(chǎn)量反而降低。因此，并非水平井段越長(zhǎng)就越好，不合理的井段長(zhǎng)度不僅會(huì)降低產(chǎn)量，還會(huì)耗用更多的資金，導(dǎo)致成本的增加。

圖3.5 頁巖氣井水平段長(zhǎng)度統(tǒng)計(jì)圖

圖3.5為美國路易斯安娜州和德克薩斯州頁巖氣井水平段長(zhǎng)度統(tǒng)計(jì)圖。由此圖可以看到，路易斯安那州頁巖氣井水平段長(zhǎng)度集中在1200-1500m區(qū)間，1500m的水平井段數(shù)值最高;德克薩斯州水平井段長(zhǎng)度集中在1350-1800m區(qū)間，1650m井段數(shù)值最高。對(duì)比兩州產(chǎn)量情況卻發(fā)現(xiàn)，并不是井段越長(zhǎng)的產(chǎn)量越高，反而相反，且根據(jù)國外分析，1500m以上產(chǎn)量與水平井段長(zhǎng)度線性關(guān)系變差。這幾說明，水平井段的長(zhǎng)度并不是產(chǎn)量的唯一決定因素。

（2）壓裂技術(shù)

頁巖儲(chǔ)層具有低孔低滲的特征，除個(gè)別裂縫發(fā)育帶會(huì)有較高的自然產(chǎn)能外，均需要通過壓裂方式進(jìn)行儲(chǔ)層改造，才具有商業(yè)開采價(jià)值。根據(jù)壓裂液選擇的不同可以將壓裂技術(shù)分為水力壓裂、凝膠壓裂等。根據(jù)壓裂方式不同可以分為分段壓裂、重復(fù)壓裂和同步壓裂。

水力壓裂是目前美國主要的增產(chǎn)措施。水力壓裂以清水為壓裂液，取代過去的凝膠壓裂方式，節(jié)約了50%-60%的成本。

分段壓裂通常與水平井結(jié)合運(yùn)用，水平井分段壓裂可以有效產(chǎn)生裂縫網(wǎng)絡(luò)，提高采收率的同時(shí)降低成本。水平井分段壓裂頁巖氣開發(fā)常用的技術(shù)，也是使美國頁巖氣產(chǎn)業(yè)迅速發(fā)展的最為關(guān)鍵的技術(shù)。

重復(fù)壓裂是當(dāng)氣井初始?jí)毫岩呀?jīng)失效或者支撐劑出現(xiàn)損壞等狀況導(dǎo)致氣體產(chǎn)量大幅度下降的情況下，可以重建線性流，使得氣井恢復(fù)生產(chǎn)能力或?qū)崿F(xiàn)增產(chǎn)，提高采收率。一般來說，可以使采收率提高8%-10%，頁巖氣可采儲(chǔ)量增加60%。重復(fù)壓裂是一種低成本的增產(chǎn)方法，可以有效改善單井產(chǎn)量。

圖3.6 得克薩斯州Newark East 氣田Barnett 頁巖垂直井重復(fù)壓裂后氣產(chǎn)量變化圖（據(jù)R. M. Pollastro ，2007 年）

目前同步壓裂有兩口、三口甚至四口井同步壓裂，在頁巖氣井短期內(nèi)達(dá)到增產(chǎn)的效果十分明顯。

（3）壓裂級(jí)數(shù)

一般來說在一定水平井段長(zhǎng)度，壓裂合理范圍內(nèi)，壓裂級(jí)數(shù)越高，產(chǎn)量相對(duì)較高。路易斯安娜州和德克薩斯州分別采用12-14級(jí)和15-17級(jí)。根據(jù)兩州的產(chǎn)量情況來看，級(jí)數(shù)越多產(chǎn)量越高。

（4）壓裂時(shí)機(jī)

前面已經(jīng)介紹過重復(fù)壓裂是一種有效的增產(chǎn)措施。但是，壓裂時(shí)機(jī)卻是顯著影響最終產(chǎn)量的重要因素。

圖3.7 壓裂與油井產(chǎn)量關(guān)系

如圖3.7所示，ABC三口井的完井時(shí)間、首月產(chǎn)量和油嘴尺寸均相似，A井和B井于投產(chǎn)的第七個(gè)月開始進(jìn)行重復(fù)壓裂，而C井從投產(chǎn)后的12個(gè)月開始重復(fù)壓裂，三者產(chǎn)量變化十分顯著。由圖3.7可以得到以下結(jié)論：第一，重復(fù)壓裂可以使得頁巖氣井有效增產(chǎn);第二，壓裂時(shí)機(jī)越早，當(dāng)月產(chǎn)量和累積產(chǎn)量增加越顯著。

4、結(jié)論

對(duì)非常規(guī)天然氣操作成本的研究需要考慮諸多因素，包括資源因素、物理特性、技術(shù)因素、生產(chǎn)階段還有宏觀經(jīng)濟(jì)環(huán)境、物價(jià)條件等等。本文選取其中一部分因素對(duì)其操作成本進(jìn)行分析，現(xiàn)將研究結(jié)果匯報(bào)如下：

（1）操作成本通常由直接材料、直接燃料、直接動(dòng)力、直接人員費(fèi)用、驅(qū)油物注入費(fèi)、井下作業(yè)費(fèi)、測(cè)井試井費(fèi)、維護(hù)及修理費(fèi)、稠油熱采費(fèi)、輕烴回收費(fèi)、油氣處理費(fèi)、天然氣凈化費(fèi)、運(yùn)輸費(fèi)、其他直接費(fèi)、廠礦管理費(fèi)、自用油氣產(chǎn)品構(gòu)成。由于不同天然氣的賦存方式和產(chǎn)出機(jī)理不同，導(dǎo)致操作成本構(gòu)成項(xiàng)目和構(gòu)成比例各不相同。就煤層氣和頁巖氣相比于常規(guī)天然氣而言，二者不含無驅(qū)油物注入費(fèi)、稠油熱采費(fèi)和輕烴回收費(fèi)。

（2）非常規(guī)天然氣操作成本在穩(wěn)產(chǎn)階段呈現(xiàn)出與常規(guī)天然氣不同的發(fā)展趨勢(shì)，表現(xiàn)為常規(guī)天然氣操作成本出現(xiàn)下降趨勢(shì)，非常規(guī)天然氣操作成本呈現(xiàn)上升趨勢(shì);其次，從操作成本構(gòu)成因素上看，我們可以直觀了解到影響操作成本的主要因素有維護(hù)修理費(fèi)、直接人工費(fèi)、井下作業(yè)費(fèi)、直接動(dòng)力費(fèi)等等，其中廠礦管理費(fèi)是影響操作成本最為密切的成本因素。這使得我們可以運(yùn)用更科學(xué)合理的方法進(jìn)行成本預(yù)測(cè)，也便于運(yùn)用已有的比較成熟的常規(guī)天然氣操作成本管理方法指導(dǎo)非常規(guī)天然氣操作成本進(jìn)行成本管理。