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非常规油气资源调研报告
非常规油气资源调研报告
前言
21世纪以来,世界经济进入新的发展周期,各国对石油天然气资源的需求直线上升。
面对巨大的能源需求,世界油气产能建设和生产却相对不足,于是人们开始更多地关注非常规石油天然气资源。
目前,对于非常规油气资源尚无明确定义,人们采用约定俗成的叫法,将其分为非常规石油资源和非常规天然气资源两大类。
前者主要指重(稠)油、超重油、深层石油等,后者主要指低渗透气层气、煤层气、天然气水合物、深层天然气及无机成因油气。
此外,油页岩通过相应的化学工艺处理后产出的可燃气和石油,也属于非常规油气资源。
非常规油气资源是指在目前技术条件下不能采出,或采出不具经济效益的石油和天然气资源。
但常规和非常规油气问有过渡性,其界线可随技术水平和价格的变化而变化,不同国家对其界线的设定也不尽一致。
有时这部分油气可归为次经济性资源,如大部分致密砂岩中的石油、天然气在中国都可被开发,不再强调它的非常规性,往往与常规油气在一起考虑。
煤层气虽属非常规气,但在许多国家给予优惠政策时都可被开发,甚至可形成相当大的规模(如美国)。
现代技术条件下,北美西部的许多沥青砂岩的开发在油价较高时都可获得一定的经济效益。
非常规油气资源储量丰富,据估计,全球煤层气资源量可能超过260万亿立方米,油页岩折算成页岩油的数量可达4000多亿吨,从全球油页岩的发现情况和勘探程度来看,这还是一个很保守的数据。
根据美国地质调查局2004年的研究,世界上油砂油的可采资源量为1035.1亿吨,约占世界石油可采资源总量的31.96%,仅次于可采资源量为1514亿吨的常规石油。
世界范围内的重油资源量约为690亿吨。
天然气水合物资源量也非常巨大,据推测全球天然气水合物中甲烷资源量为6000多万亿立方米。
中国非常规油气资源产业发展现状
中国油页岩分布广,在全国27个省、市、自治区均有发现,其中以吉林、辽宁、新疆等省区居多。
据专家估计,页岩油的可采资源量约55亿~62亿吨。
目前已探明的油页岩矿以低含油率页岩为主,且适于露天和半露天开采的较少,油页岩的开发,有待于进一步加强资源评价,寻求中、高含油率的油页岩矿床。
中国煤层气资源十分丰富,根据最新一轮资源评估结果,中国埋深2000米的煤层气资源量达35万亿立方米,相当于450亿吨标准煤,与陆上常规天然气资源量相当。
在中国境内煤层气资源分布广泛,基本可以划分为中部、西部和东部三大资源区,其中中部地区约占资源总量的64%。
沁水盆地和鄂尔多斯盆地资源量最大,超过10万亿立方米。
自20世纪80年代以来,中国就开始了煤层气的勘探研究。
1994年,在鄂尔多斯盆地东缘的河东地区7口试验井全部出气,单井平均日产量3000立方米,个别井位日产量达7050立方米;1998年,沁水盆地屯留7井钻探成功,日产气16300立方米;冀中坳陷大城地区,煤层气厚度大,分布广,最大埋深可达4000米,据预测该区煤层气资源量可达3000亿立方米。
总之,实践证明,中国煤层气具有较大的开发潜力。
2006年12月,中国石化与新疆维吾尔自治区人民政府在北京签订了合作框架协议,开始大规模进军新疆地区煤炭、油页岩和煤层气领域。
中国油砂资源较为丰富,分布遍及各大含油盆地。
但目前尚未展开过系统的资源评价,有专家估计中国的油砂资源量约有1000亿吨,可采资源量可达100亿吨,有望成为我国重要的接替资源。
油页岩的开发需要消耗一定的天然气,面临日益走高的天然气价格,油页岩的开发必须跨越开发成本这一门槛。
中国对天然气水合物资源的开发尚未形成规模,不过科学考察发现天然气水合物前景乐观,近期在中国南海发现了大规模天然气水合物的消息令人振奋。
天然气水合物的开发风险很大,它是一种极不稳定的物质,钻探过程中容易造成地质灾害,稍有泄漏都会带来灾难性后果。
目前世界上还没有找到一种安全可行的开采方法,天然气水合物的开发仍属于探索性阶段。
1页岩气
页岩气是泛指赋存于富含有机质的暗色页岩或高碳泥页岩中,主要以吸附或游离状态存在的非常规天然气资源,也有少量的溶解态。
在埋藏温度升高或有细菌侵入时,暗色泥页岩中的有机质,甚至包括已生成的液态烃,就裂解或降解成气态烃,游离于基质孔隙和裂缝中,或吸附于有机质和豁土矿物表面,在一定地质条件下就近聚集,形成页岩气藏。
页岩气具有几大特点。
第一,页岩气藏与煤层气相似,具有自生自储特点,页岩既是烃源岩,又是储层,没有或仅有极短距离的运移,通常就近聚集成藏,不受构造控制,无圈闭、无清晰的气水界面。
第二,页岩气藏分布受暗色页岩分布控制,面积大、范围广,常呈区域性、连续性分布。
页岩气形成温度范围大,在暗色泥页岩热演化的各阶段均可形成,埋藏深度范围大,从浅于200米到深于3000米都可能有页岩气藏。
第三,页岩气藏储层具有典型的低孔、低渗特征,并随着埋深加大,物性变差。
气藏储层孔隙度一般为4%~6%,渗透率一般低于0.001mD。
若处于断裂带或裂缝发育带,页岩孔隙度、渗透率增加。
第四,页岩气主要以吸附或游离状态赋存于页岩储层中,其吸附气含量为20%~85%;少量页岩气以溶解状态存在,一般不超过10%。
第五,页岩气藏自然压力低,开发难度大,技术要求高。
通常无自然产能,采收率较低,单井产量低,但产量递减速度慢;生产周期长,一般超过30年。
1.1.页岩气勘探开发情况
2005年以来,我国开始关注页岩气,并开展了一些研究工作,但页岩气商业化开发尚未起步,总体上处于前期的探索和准备阶段。
通过国际交流与合作,中国石油等企业已经开展了国内页岩气开发的一些前期调研和技术准备。
进行了初步的资源潜力研究。
2006年,中国石油与美国新田石油公司联合开展了四川盆地威远气田页岩气资源评价。
2008年,国土资源部设立了页岩气项目“中国重点地区页岩气资源潜力及有利区带优选”。
2009年,中国石油与挪威石油、埃克森美孚、壳牌、康菲等跨国石油公司开展联合研究,探索页岩气开发的国际合作方式,并计划建立页岩气开发先导试验区。
2009年10月,国土资源部油气资源战略研究中心在重庆市綦江县启动了中国首个页岩气资源勘查项目,正式开始页岩气的勘探开发。
2009年11月下旬,国土资源部油气资源战略研究中心、中国地质大学联合在重庆市彭水县连湖镇启动了国内第一口页岩气勘探井。
2010年8月,我国首个专门从事页岩气开发的科研机构——国家能源页岩气研发(实验)中心在中国石油勘探开发研究院廊坊分院揭牌。
在国际合作方面,我国三大国家石油公司采取多种途径积极与国外油气企业在页岩气勘探开发方面寻求合作,其中:
中国石油还与康菲、壳牌、埃克森美孚、挪威石油等跨国石油公司开展联合研究,探索页岩气开发的国际合作方式;中石化也积极同国外公司如BP、Chevron、Newfield等展开交流合作;2010年10月,中海油宣布将购入切萨皮克公司鹰滩页岩油气项目共33.3%的权益。
所有这些说明,页岩气勘探开发将会在我国蓬勃发展。
1.2页岩气成藏机理
页岩气藏是“自生自储”式气藏,成藏过程无运移或极短距离的有限运移。
气体在页岩储层中主要以两种方式储集:
在天然裂缝或空隙中以游离状态存在;在不溶有机质和矿物颗粒表面以吸附状态存在。
还有极少量的气体溶解在沥青等有机溶剂中从赋存状态观察,页岩气介于煤层吸附气(吸附气含量在85%以上)和常规圈闭气(吸附气含量通常忽略为零)之间。
页岩气成藏体现出了非常复杂的多机理递变特点,天然气从生烃初期时的吸附聚集到大量生烃时期的活塞式运聚,再到生烃高峰时期的置换式运聚,体现出了页岩气自身所构成的完整性天然气成藏机理序列。
页岩气赋存构成了从典型吸附到常规游离之间的过渡,它将煤层气(典型吸附气成藏原理)根缘气(活塞式气水排驱原理)和常规气(典型的置换式运聚机理)的富集、运移、聚集和成藏过程联结在一起。
由于页岩气在主体上表现为吸附状态与游离状态天然气之间的递变过渡,因此页岩气藏具有典型煤层气、典型根缘气和典型常规圈闭气成藏的多重机理意义,在表现特征上具有典型的过渡意义。
1.3页岩气成藏条件
页岩气成藏受多种因素综合影响,包括沉积环境、总有机碳含量、干酪根类型和热演化程度等。
⑴沉积环境
页岩气的工业聚集需要丰富的气源物质基础,要求生烃有机质含量达到一定标准。
有机质丰度高的黑色泥页岩是页岩气成藏的最好源岩,它们的形成需要较快速的沉积条件和封闭性较好的还原环境。
沉积速率较快可以使得富含有机质页岩在被氧化破坏之前能够大量沉积下来,而水体缺氧可以抑制微生物的活动性,减小其对有机质的破坏作用。
在沉积埋藏后控制甲烷产量的因素是缺氧、缺硫酸盐环境,低温、富含有机物质和具有充足的储存气体的空间。
⑵总有机碳含量(TOC)
总有机碳含量是烃源岩丰度评价的重要指标,也是衡量生烃强度和生烃量的重要参数。
有机碳含量随岩性变化而变化,对于富含粘土的泥页岩来说,由于吸附量很大,有机碳含量最高,因此,泥页岩作为潜力源岩的有机含量下限值就愈高,而当烃源岩的有机质类型愈好,热演化程度高时,相应的有机碳含量下限值就低。
对泥质油源岩中有机碳含量的下限标准,目前国内外的看法基本一致,为0.4%~0.6%,而泥质气源岩有机碳含量的下限标准则有所不同。
美国五大页岩气盆地的含气页岩总有机碳含量一般在1.5%~20%Antrim页岩与NewAlbany页岩的总有机碳是五套含气页岩中最高的,其最高值可达25%,Lewis页岩的总有机碳含量最低,也可达到0.45%~2.5%,一般认为总有机碳含量在0.5%以上就是有潜力的源岩。
⑶干酪根类型
干酪根类型是衡量有机质产烃能力的参数,不同类型的干酪根同时也决定了产物以油为主还是以气为主,还影响天然气吸附率和扩散率。
纵观美国页岩气盆地的页岩干酪根类型,主要以Ⅰ型干酪根与Ⅱ型干酪根为主,也有部分Ⅲ型干酪根,而且不同干酪根类型的页岩都生成了数量可观的气。
实验证明,不同干酪根类型主生气期(某一时期天然气的生成量占总生气量的70%~80%)对应的
值不同,Ⅰ型干酪根为1.2%~2.3%,Ⅱ型干酪根为1.1%~2.6%,Ⅲ型干酪根为0.7%~2.0%。
因此,页岩气可以在不同有机质类型的源岩中产出,有机质的总量和成熟度才是决定源岩产气能力的重要因素。
⑷热演化程度
含气页岩的热成熟度
越高表明生气的可能越大。
美国五大产气页岩的热成熟度从0.4%~0.6%(临界值)到0.6%~2.0%(成熟),页岩气的生成贯穿于有机质向烃类演化的整个过程。
即,只要页岩层中的有机质达到了生烃标准,即
大于0.4%,就可以生成天然气,它们就有可能在页岩中聚集成藏。
一般地,当
大于1.0%更易于生气,
在1.0%~2.0%是为生气窗,当
大于1.4%时则生成干气;
小于0.6%为未成熟阶段,
在0.4%~0.6%时可生成生物成因气。
热成熟度是评价可能的高产页岩气的关键参数,热成熟度越高越有利于页岩气的生成,也有利于页岩气的产出。
1.4页岩气开发的关键技术
较常规天然气相比,页岩气开发有以下几个特点:
一是采收率变化较大(5%~60%),钻井的产气量相对较低。
二是生产周期长,页岩气田开采寿命一般可达30~50年,甚至更长。
三是页岩气在成藏、开采机理上与煤层气具有相似性,页岩在地层层序上,多为暗色泥岩与浅色粉砂岩的薄互层。
页岩气在页岩中除极少量的溶解状态天然气以外,大部分均以吸附状态赋存于岩石颗粒和有机质表面,或以游离状态赋存于孔隙和裂缝之中,吸附状态天然气的含量变化于20%~85%之间。
页岩气介于煤层吸附气(吸附气含量在85%以上)和常规圈闭气(吸附气含量通常忽略为零)之间。
页岩气藏因其储层物性差、孔隙度和渗透率低,使其开采难度大,需要应用特殊的勘探开发技术。
1.4.1地质储量评估技术
页岩气产量是否可以长期保持经济产量开采主要取决于原始天然气地质储量、完井质量及基岩渗透率这三个因素。
其中天然气地质储量通常是远景区经济评价的关键参数,其重要性高于基岩渗透率和完井质量。
评价手段有取心评价,斯伦贝谢旗下的TerraTek公司开发的专门分析低渗透率、低孔隙度地层岩样的技术,这种被称为致密岩石分析(TRA)的专有热解技术可以对含气页岩岩样提供综合评价。
1.4.2射孔优化技术
大量页岩气井开发实践证明,定向射孔应遵循的原则是,在射孔过程中,主要射开低应力区、高孔隙度区、石英富集区和富干酪根区。
采用大孔径射孔可以有效减少井筒附近流通阻力。
1.4.3压裂增产技术
目前页岩气开发主要靠压裂技术增产,包括氮气压裂技术、泡沫压裂技术、凝胶压裂技术,二次压裂技术、多段压裂技术、清水压裂技术和近期出现的同步压裂技术、压裂过程要注意避免采用高黏度胶体压裂液,压裂过程中的高初始压力可能导致对井筒附近的伤害,避免水泥、钻井液引入裂缝,适当的酸化可以减少伤害,微地震可以检测出没有被压裂改造的区域。
业界对开发页岩气资源的一个重要担心,是碳氢化合物或化学品可能流入到提供饮用水的蓄水层。
但在大多数情况下,含气层和含水层的垂直距离很大,页岩气水力压裂法污染饮用水的可能性不大。
虽然水力压裂法用水量大,但与其他能源生产过程相比,水的消耗要少得多。
1524~3048m之间的高压页岩中泵入低黏度水基减阻流体和支撑剂进行增产处理;在深度较浅或油气藏压力较低的页岩中,则泵入氮泡沫压裂液。
1.4.4水平井增产技术
在开发初期,可以先选择较浅(深度2000m左右)的页岩储层钻直井进行试验,了解目的层特性,获得钻井、压裂和投产经验,获取一定数据资料和施工经验后再向深井(深度3000~4000m)和水平井发展。
先期水平井压裂试验应在单支水平井中进行,积累一定成功经验后再试验同步压裂等技术Barnett页岩实际钻井经验表明,从水平井中获得的估计最终采收率大约是直井的三倍,而费用只相当于直井的两倍。
1.4.5超临界
开发页岩气技术
目前常用的大型水压裂技术成本高,对储层伤害大降低了页岩气经济开采价值,减少了页岩气经济技术可采储量。
中国石油大学沈忠厚院士提出了超临界
开发页岩气技术。
超临界流体既不同于气体也不同于液体,具有许多独特物理化学性质:
密度接近于液,能够为井下马达提供足够扭矩、溶剂化能力强;黏度接近于气,易流动、摩阻系数低;扩大系数大于液,传热、传质性能良好;表面张力接近于零,可进入到任何大于超临界流体分子的空间。
超临界
开发页岩气技术的优势表现在:
超临界
喷射破岩效率高、门限压力低,可采用连续油管超临界
喷射辅助钻井,减少井下复杂问题的出现,提高钻井速度,缩短建井周期,减少钻井费用;超临界
流体中不含固相颗粒,不会堵塞孔隙喉道;超临界
流体不是液相、也不含液相,不会导致储层中黏土膨胀,从根本上避免了水锁效应、岩石润湿性反转等危害的发生,钻井过程中,有效保护储层不受损害;超临界
能有效改善流动通道,高效驱替甲烷,高效置换甲烷,可有效提高油气井单井产量和采收率。
1.4.6欠平衡钻井技术辅助开发页岩气
国内目前正在试验开发的长宁、威远页岩气区块,上部钻井液钻井过程中大部分井出现了机械钻速慢、恶性井漏等问题,以至于下部施工困难,如宁201井等,采用充气钻井技术后,顺利钻达固井井深,成功解决了本井因恶性井漏导致下部钻井实施困难的问题,保证了下部工程得以顺利实施,减少了因井漏造成的处理复杂时间,缩短了钻井周期,节约了钻井成本,经济效益明显。
采用欠平衡钻井技术提速治漏,可以加快页岩气工程的开发进程。
1.5中国页岩气勘探开发面临的主要问题
中国地质条件比北美复杂,页岩气勘探开发仅处于起步阶段,还有许多技术和政策问题需要探索。
从北美的经验看,页岩气的勘探开发具有“高技术、高投入、低成本、长周期”的特点。
页岩气能否成为中国天然气勘探开发的后备领域,能否形成产业化规模并为调整和优化能源结构、缓减天然气供需矛盾作出贡献,至少需要解决以下4个问题:
①中国是否存在页岩气,即“有无”问题;②页岩气的单井产量有多高,即“多少”问题;③页岩气藏的规模有多大,即“大小”问题;④开采页岩气的成本是否划算,即“高低”问题。
四川盆地长宁、威远地区已钻井压裂后均获气,表明四川盆地长宁和威远地区存在丰富的页岩气,初步回答了四川盆地有无页岩气的问题。
但是资源前景、单井产量、气藏规模、投资效益等问题仍需艰苦探索。
而要解决这些问题,则面临着资源、环境、技术、成本和政策等5个方面的挑战。
1.5.1页岩气资源评价、储量计算和产能预测方法需要探索,中国页岩气资源量、储量和产能尚不清楚
尽管四川盆地具有形成页岩气藏的诸多有利地质件,但与北美传统页岩气有利区域相比,前者的地质背景、整体认识和技术水平还有差距,还需要进行大量艰苦细致的技术攻关和勘探开发政策研究。
当前国内外不少研究者用中国页岩的一些参数与北美相比,得出中国页岩气资源非常丰富的认识,这无疑是有积极意义的。
但是,任何类比都存在风险,北美不同地区、不同时代的页岩都各具特色,更何况目前所用的对比参数基本上都是基础资料有限的静态参数。
实际上,目前认为最具前景的中国南方扬子地台寒武系和志留系海相页岩与北美地台石炭系和泥盆系海相页岩相比,至少存在4个不利因素:
①扬子地台经历的构造运动次数多而且剧烈,所以页岩气藏经历的改造历史和保存条件显然不同于北美地台。
②中国页岩气有利区有机质演化程度处于高—过成熟阶段,而美国页岩气则低于高成熟阶段。
随着成熟度增加,页岩气藏的成藏条件会有哪些变化目前还不十分清楚。
从理论上看,成熟度越高,页岩矿物和有机质对天然气的吸附能力就越差,所以吸附气的含量就会越少。
③中国页岩气藏埋深小于3000m的范围相对较少,部分页岩储层埋深可超过5000m,而美国泥盆系、密西西比系页岩埋深范围介于1000~3500m。
④中国南方页岩气有利区多处于丘陵—低山地区,地表条件比美国复杂得多。
由于中国现在仅有几口页岩气井,还没有一个投入开发的页岩气藏,所以对于页岩气资源量、储量、产量如何预测,都没有可以遵循的规范,而北美的地质背景与中国的地质背景差别较大,也不能简单地照搬,况且北美页岩气勘探开发的程序也与中国常规天然气勘探开发的程序不同,所以需要探索适合中国地质情况和工艺技术的页岩气资源评价、储量计算和产能预测方法。
1.5.2页岩气勘探开发受环境制约,环保要求高
与美国相比,中国页岩气勘探开发受地表环境影响较大。
北美人少地多,开发页岩气的地区以平原为主,水源丰富,交通便利,钻前工程量小,费用也低。
而中国南方页岩气有利区多位于像长宁、威远这样的丘陵—低山地区,耕地肥沃但面积不多,交通和水源受限,且人口相对稠密,所以不仅井场选择受限,钻前工程量大,费用也高,而且受环境因素制约多。
中国是一个人口众多、耕地有限、能源紧缺的发展中大国,我们不能也没有必要重复发达国家先污染再治理的老路。
所以中国页岩气勘探开发中的安全、环保问题更需从一开始就高度重视,高标准要求。
1.5.3页岩气评价技术和核心工艺技术还未完全掌握
中国针对页岩气勘探开发的分析实验技术还不完善,对页岩气的成藏机理和富集特点认识还不清楚,含气页岩有利区带和页岩气建产区的选择和评价、页岩气藏描述、产能预测、井位部署与井网优化等气藏工程技术与页岩气开发地质理论在国内尚处于空白。
页岩气开发的关键工艺技术主要有水平井(井组)钻完井技术体系、分段多级压裂技术体系和微地震监测技术体系。
中国现有的水平井钻完井技术还不能完全满足页岩气水平井钻完井的需求,水平井分段多级压裂工艺技术及配套工具仍需要引进、研发、试验和评价,页岩气压裂裂缝延伸规律、压裂规模优选、产量预测等方面还有待提高,利用微地震监测压裂效果的检测设备、施工技术和评价方法在中国还处于空白。
1.5.4成本是制约页岩气效益开发的关键因素
北美地区页岩气开发技术进步和市场竞争促使钻井与储层改造费用逐年下降,目前开发成熟区的
产能建设投资约折合人民币为2.5~3亿元。
美国Barnett页岩气开发单井费用为250~350万美元,储层改造和钻井费用基本相当,两者占总成本的80%以上。
中国页岩气地质背景复杂,尚处于技术攻坚阶段,前期评价成本高,科技攻关投入大,中国南方的自然地理特点又使得土地征用成本高,地震成本高、钻前工作投入大,加之气藏埋藏较深,又造成钻井、压裂等作业成本高,而天然气价格又低,所以目前投资风险极大,距离效益开发的要求还有很大的差距。
1.5.5现有天然气勘探开发的一些技术标准不适应页岩气勘探开发
页岩气不含硫化氢等有毒组分,且只有通过压裂才能产气,从这个意义上说,页岩气是人工气藏。
而现行的枟钻井井控技术规程枠(SY/T6426—2005)规定的人居安全距离、钻井液密度等对页岩气井来说过大,不利于降低作业成本。
此外,页岩气属于非常规天然气,其勘探开发阶段划分与现行《石油天然气资源/储量分类》(GB/T19492—2004)标准中的描述有较大差异,其储量也无法按照现行《石油天然气储量计算规范》(DZ/T0217—2005)计算,等等。
国内常规油气勘探开发,首先要通过勘探阶段明确资源量、预测储量、控制储量和探明储量,然后进入开发阶段,编制开发方案,投入产能建设。
但国外很多公司,更关注以单井测试为基础的GIP资源量和EUR储量(估算最终储量)。
按现有天然气勘探开发程序,要建产能,就得编制开发方案,而要编开发方案,就得要以国家储量委员会审查通过的探明储量为依据。
而我们现在没有自己的单井产量衰减曲线,没有页岩气探明储量计算规范。
所以中国页岩气的勘探开发程序不能按现有的常规油气勘探开发程序进行。
1.5.6中国缺少发展页岩气产业的系统扶持政策
对于如何发展中国的页岩气产业,技术问题争论不多,但政策问题众说纷纭。
从目前情况看,大家都同意对中国的页岩气产业给予一定的扶持政策,但对发展中国的页岩气产业到底需要哪些扶持政策的看法并不完全一致,所以目前中国页岩气产业发展的系统扶持政策还处在酝酿阶段。
2油砂
油砂,又称“沥青砂”、“稠油砂”、“重油砂”或“焦油砂”,顾名思义是一种含有沥青或焦油的砂或砂岩,属于非常规石油资源。
油砂形成的地质年代是白垩纪。
世界上有70多个国家蕴藏油砂资源,其中探明的95%集中在加拿大,约占世界石油储量的30%,如果全部开采利用,大概可使全世界消费上百年。
油砂是一种沥青、砂、富矿黏土和水的混合物,外观似黑色蜜糖,其中10%~12%(质量分数)为沥青,它是油砂矿内所含的原油,砂和黏土等矿物质占80%~85%,其余的3%~5%是水。
它比一般的原油流动性差,与传统原油相比,由于油砂的开采提炼成本过于昂贵,因此一直没有得到重视和发展。
油砂已成为世界能源资源的重要组成部分,油砂石油的开发生产技术、油砂与北美能源供应的紧密联系以及其对世界能源资源利用方向的重大战略性重新调整意义都是巨大的。
随着全球石油需求的不断增加,常规石油资源逐渐减少,人们开始把目光转向非常规石油资源。
在当前国内石油资源紧张的形势下,了解并投入适当的力量研究油砂的开采与加工,并为开采油砂资源做准备,将对我国能源战略安全起到一定的作用。
2.1油砂矿成因
世界绝大部分油砂资源赋存于白奎系和古近一新近系中。
下部烃源岩层经过成熟演化大量生烃,形成油藏。
后期由于构造运动,古油藏遭到破坏,烃类经过运移,进入浅部地层或盆地边缘地带。
运移过程中到达地层浅处时,由于浅层地下水或地面大气水把溶解的氧和微生物带入,使原油发生明显的生物降解、水洗、游离氧的氧化和轻质组分的蒸发,迅速稠变向重油演化,在浅部地层和盆地边缘地带形成重油带和油砂矿。
运移的通道主要有多期构造运动形成的不整合面、裂隙渗透带以及盆地边缘的断层带等。
依据盆地类型的不同,中国的油砂矿可以分为西部挤压盆地油砂、东部伸展盆地油砂、中部过渡型盆地油砂、南部地台型盆地油砂。
拜文华等根据油砂矿的成因及构造部位将中国油砂矿的构造成因类型分为斜坡逸散型、低凸起遮挡型、中央隆起带抬升型、古油藏破坏型、次生聚集型5类。
2.2油砂开采技术
油砂实质上是一种沥青、砂、富矿粘土和水的混合物,由于油砂的这种特殊性质,其开采方法与常规石油截然不同,而且根据其埋藏深
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