页岩气产业报告.docx
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页岩气产业报告
页岩气产业概况----P1—P9
1.1页岩气的生成
1.2页岩气藏开发特点
1.3页岩气的储量
1.4全球页岩气开采历史
1.5开采技术
1.6中国页岩气开发历程
1.7页岩气成为独立矿种
1.1页岩气的生成
页岩气,是从页岩层中开采出来的天然气,是一种重要的非常规天然气资源。
页岩气的形成和富集有着自身独特的特点,往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。
生烃源岩中一部分烃运移至背斜构造中形成常规天然气,尚未逸散出的烃则以吸附或游离状态留存在暗色泥页岩或高碳泥页岩中形成页岩气。
以吸附、游离和溶解状态赋存于泥页岩中的天然气与常规天然气相比,其气藏的特点是页岩既是源岩,又是储层和封盖层。
因此页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点,大部分产气页岩分布范围广、厚度大,且普遍含气,这使得页岩气井能够长期地以稳定的速率产气。
页岩气有机成因来源种类多,即有生物气、未熟一低熟气、热解气,又有原油、沥青裂解气。
页岩演化和各个阶段均有可能形成具备商业价值的页岩气藏,但高演化阶段页岩气藏的规模更大。
目前发现的具有商业价值的页岩气藏有机质类型以I-II型为主,页岩中有机质丰度与页岩气产能之间有着良好的线性关系。
但是页岩孔隙中的含水量和矿物组成的变化会影响这种线性关系。
1.2页岩气藏开发特点
气层压力低:
一般不会自喷,以水平井为主,需压裂改造措施;
单井产量较低:
初期气产量递减快,后期趋于稳定;平均日产1万方~2万方;
页岩气采收率低:
通常小于5%~20%不等
投入高:
前期勘探开发投入大(单口井450万美元),且难以形成稳定的投资回报
产量递减快”:
需要打很多口井以形成规模化生产与供应;
生产周期长:
单井经济寿命长,30年~50年。
由于页岩气有不同于常规天然气的特点,页岩气藏开发需要大面积、规模化、连续钻井。
美国Barnett页岩气区块:
面积约1.2万平方公里,2008年钻井数量已达12125口(不含因产量下降关闭的井),平均1000口/千平方公里,“地毯式钻井”。
1.3页岩气的储量
全球非常规气/页岩气资源量丰富。
美国国家石油委员会于基于Rognar的数据估算全球非常规天然气资源量约923万亿M3;其中:
近半数为页岩气(456万亿M3),常规天然气资源量378万亿M3。
页岩气主要分布在北美(1/4)、亚洲、太平洋地区与拉美。
其中北美与中国合计占45%。
我国页岩气储量丰富。
近期国土资源部对我国页岩气资源进行了初步的地质勘探调查。
经初步评价,我国陆域页岩气地质资源潜力为134.42万亿立方米,可采资源潜力为25.08万亿立方米(不含青藏区)。
其中,已获工业气流或有页岩气发现的评价单元,面积约88万平方公里,地质资源为93.01万亿立方米,可采资源为15.95万亿立方米,是目前页岩气资源落实程度较高,较为现实的勘查开发地区。
总体上,我国页岩气资源基础雄厚。
按省(区、市)统计,全国页岩气资源主要分布在四川省、新疆吾尔族自治区、重庆市、贵州省、湖北省、湖南省、陕西省等,这个省(区、市)占全国页岩气总资源的68.87%
全国共优选出页岩气有利区180个,累计面积为111.49x104km2因部分地区不同层系有利区在垂向上的重叠,有利区叠合面积为66.93x104km2。
其中,上扬子及滇黔桂区有利区累计面积62.42x104km2,占全国总量56%;中下扬子及东南区累计面积为17.44X104km2,占16%;华北及东北区累计面积27.01x104km2,占全国总量24%;西北区累计面积4.62x104km2,占全国总量4%。
按照页岩气显示情况对有利区进行了分类。
I类有利区11个,面积10.18X104km2;II类有利区89个,面积80.90x104km2;III类有利区80个,面积20.39xX104km2。
在我国陆域共划分出页岩气规划区36个,面积150.05x104km2。
其中,油气矿业权区块外35.34x104km2,占23.55%,其余均在油气矿权区块内。
其中,上扬子及湛黔桂区8个,面积为55.72x104km2;中下扬子及东南区8个,面积为38.57x104km2;华北及东北区10个,面积为32.47x104km2;西北区10个,面积为23.71x104km2。
1.4全球页岩气开采历史
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。
其中,美国已进入页岩气开发的快速发展阶段,加拿大商业开采还处于起步阶段。
美国页岩气开发有80多年的历史,参与的石油企业从2005年的23家发展到2007年的64家。
2000年美国页岩气年产量为122亿立方米,而2007年,仅NewarkEast页岩气田的年产量就达217亿立方米,美国页岩气总产量接近500亿立方米,占美国天然气总量的8%以上。
专家表示,美国页岩气发展速度之快,离不开国家政策上的支持和先进的开发技术,而这也是我国目前所不具备的。
20世纪70年代末期,美国政府在《能源意外获利法》中规定非常规能源开发税收补贴政策,而得克萨斯州自20世纪90年代初以来,对页岩气的开发不收生产税。
另外,美国还专门设立了非常规油气资源研究基金。
可以说,美国政府对页岩气开发的重视为页岩气发展提供了强劲的动力。
对页岩气这个新生事物而言,有利的政策支持无疑会大大降低开发成本,刺激页岩气的发展。
1.5开采技术
页岩气开采技术,主要包括水平井技术和多层压裂技术、清水压裂技术、重复压裂技术及最新的同步压裂技术,这些技术正不断提高着页岩气井的产量。
正是这些先进技术的成功应用,促进了美国页岩气开发的快速发展。
如果能引进这些先进技术,将为中国页岩气开发助一臂之力。
中国四川盆地属于海相页岩储层,而美国新田石油公司正好在海相页岩储层开发方面具有先进的经验和技术,所以双方的合作将有力地推动四川盆地的页岩气开发。
相反,我国吉林东部盆地则属于陆相页岩储层,海相页岩储层的开采技术可能就不适用。
1.6中国页岩气开发历程
国土资源部2009年10月份在重庆市綦江县启动了中国首个页岩气资源勘查项目。
这标志着继美国和加拿大之后,中国正式开始这一新型能源页岩气资源的勘探开发。
将对中国新型能源建设起到积极的示范作用,在中国油气领域具有里程碑意义。
开发背景
世界各国对于煤、石油、天然气资源的需求不断攀升,能源压力日益增大。
作为常规能源的重要补充,页岩气、煤层气、油砂等非常规能源逐渐进入人们的视野。
页岩气在美国、加拿大等地已是重要的替代能源,正广泛应用于燃气化工、汽车燃料等方面。
勘测调查
经过7年的勘测调查和反复研究,专家跑遍滇、黔、桂、湘、鄂、川、渝、陕等8省区,最终将优势区域锁定在重庆东南部,并确定了一条以綦江为起点,经万盛、南川、武隆、彭水、黔江、酉阳、秀山的开发路线。
也就是说,中国页岩气开发将会从綦江起步,走向全国。
綦江有着独特的地理位置和资源优势,它处于云贵高原到四川盆地过渡区域,沉积地层齐全,页岩气埋藏浅,深度大概在200米到700百米之间,有利于开发。
中国的页岩气勘探开发将会迅速发展。
资源丰富
有关专家预测在四川盆地寒武系筇竹寺组、志留系龙马溪组页岩地层中存在丰富的页岩气资源。
据初步估算,单这两个组的页岩气资源就可以和整个四川盆地的常规天然气资源总量相媲美。
2006年年初,中国石油勘探开发研究院油气资源规划所组织专家在四川盆地西南地区进行了页岩气资源调查研究。
经过一年的艰难跋涉和潜心分析,专家们虽然没有对页岩气资源进行全面准确的估算,但是也给我们带来了振奋人心的消息。
据体积法估算结果,中国页岩气资源量高达(26~31)×10m,与美国页岩气储量相当。
其中,中国南方、北方、西北及青藏地区各占页岩气资源总量的46.8%、8.9%、43%和1.3%。
开发瓶颈
中国页岩气开发还处于探索阶段,仅松辽、伊通盆地有几口井开始试气,初产在1000立方米左右,四川盆地和鄂尔多斯盆地也已经着手准备成立先导试验区。
作为一个新兴的非常规能源,页岩气资源的开发需要大量技术、资金和人员投入。
而中国页岩气资源的开发刚刚起步,经验匮乏,技术不成熟,这些因素制约着中国页岩气的发展,页岩气资源的规模开发还有很长的路要走。
页岩气开发对技术的要求很高,相对常规天然气来说,开采起来比较难,这主要是由页岩气藏的特点决定的。
合作之道
与国外石油公司合作,用最短的时间学习他们的先进技术,降低资金投入,将加快中国页岩气资源开采的步伐。
资源勘探程度低、技术不成熟,是当前中国页岩气发展面临的主要问题。
要想突破开发瓶颈,尚需要大量的勘探工作量和资金投入。
吸引有资质的国外石油公司把人才、技术、资金、管理等生产要素投入到国内页岩气开发中来,对促进国内页岩气产业发展将有着积极的现实意义,将有助于改善我国能源消费结构。
中国在对外合作方面已经迈出了可喜的步伐。
在经过了长达10个月之久的谈判后,2007年10月,中国石油天然气集团公司与美国新田石油公司签署了《威远地区页岩气联合研究》协议,研究内容是四川威远地区页岩气资源勘探开发前景综合评价,这是我国页岩气开发对外合作签署的第一个协议。
1.7页岩气成为独立矿种
美国页岩气发展--P8—P15
2.1美国着手页岩气的开发背景
2.2美国页岩气发展的时间表
2.3美国页岩气产业现状
2.4页岩气对美国产生的影响
2.5页岩气改变全球能源游戏规则
2.1美国着手页岩气的开发背景
美国是世界能源消费大国,长期以来,美国政府将“能源独立”作为政策纲领,希望通过各种手段寻求更多能源供给渠道,改变石油对外依存度高的被动局面。
1973年以阿战争,阿拉伯等石油输出国家组织(OPEC)对美国实施石油禁运,1979年伊朗革命造成中东政治陷入混乱造成全球石油短缺,1990年伊拉克入侵科威特带来两国石油减产冲击美国石油进口,这三次“石油震撼”加上对本国油气资源日益减少的担心迫使美国政府进一步落实能源供给分散的策略,加快天然气以及非常规油气的勘探研究步伐,页岩气前期的勘探研发工作就是在这样的大背景下实现突破的。
美国能源结构示意图及预测(来源EIA2011年度能源报告)
2007年,美国页岩气产量366.2亿立方米,到2010年,产量突破千亿,达到1379.2亿立方米(相当于美国天然气总产量的23%)。
预计,到2035年,美国页岩气产量将占到本国天然气总产量的45%,在未来能源格局中扮演更重要的角。
美国页岩气开发获得的巨大成功并非“偶然事件”,在很大程度上得益于技术进步,美国系统完善的、有利于新兴产业发展的市场环境与政策等多方面因素。
美国页岩气产量(数据来源:
据美国能源信息署(EIA)资料整理)
2.2美国页岩气发展的时间表
页岩气的时间表包括了若干个重要的里程碑:
1997年至2009年美国页岩气井分布对比图
1821年在美国纽约的弗里多尼亚商业天然气井中首次生产出页岩气。
1859年埃德温.德雷克表示油可大量生产,启动了美国的石油工业。
19世纪60年代到20世纪20年代?
天然气,包括在阿巴拉契亚山脉和伊利诺伊州的盆地由浅,低压产出的页岩气,仅限于用在靠近生产领域的城市。
20世纪30年代技术的发展使得运用大口径管道把大量的中大陆和东南部油田的天然气输送到东北部城市成为可能;天然气工业的迅速发展。
20世纪40年代后期液压压裂首次用于刺激石油和天然气井。
1947年泛美石油股份公司经营的堪萨斯州格兰特县的气井第一次运用了水力压裂技术。
20世纪70年代初井下发动机,作为定向钻井技术的关键组成部分,发展加速。
在随后的三十年里,定向钻井能力继续向前推进。
20世纪70年代末和80年代初出于对美国的天然气资源日益减少的担心,联邦政府开始资助“非常规天然气藏”,如页岩气,致密砂岩和煤层的气体等方面的估算方法的研究和如何改善将气体从这些岩石中提取的方法。
页岩埋藏较深,如得克萨斯州Barnett和宾夕法尼亚州Marcellus区块,都是被众所周知,认为其通透性基本上为零,因此也不考虑其经济性。
20世纪80至90年代初Mitchell能源公司结合大裂缝设计,严谨的油藏描述,水平井,更低的成本和水力压裂,使得Barnett页岩区块具有经济性。
2003年至2004年从Barnett页岩区块生产的页岩气超越了一些浅层天然气井的产量,如历史上的阿巴拉契亚俄亥俄区块和密歇根盆地Antrim页岩区块。
现在每天约有20亿立方英尺的天然气是产自美国页岩气。
2005年至2010年Barnett区块的页岩产量增长到大约每天5亿立方英尺。
在其他主要盆地的主要页岩区块也开始发展。
2010年?
Marcellus页岩区块亚特兰大中部/东北部地区--靠近东海岸的大城市的天然气需求中心的一个重要的组成部分-被认为拥有接近一半的技术可采近的页岩气资源。
2.3美国页岩气产业现状
2.3.1资源储量及分布
美国本土48个州广泛发育暗色页岩,根据美国能源信息署统计,美国页岩气资源总储量约为187.5万亿立方米,技术可开发量超过24万亿立方米。
目前,美国已经发现落实20多个页岩气区块,重点页岩区块包括FortWorth盆地的Barnett页岩,Arkoma盆地的Fayetteville页岩,Oklahoma州中南部的Woodford,NorthLouisianaSalt盆地的Haynesville页岩,跨越美国东北六个州的Marcellus页岩,德克萨斯州南部的EagleFord页岩等。
美国页岩气分布图
南美洲页岩气分布图
美国页岩气具有埋藏深度适中(大部分在180~2000米)、单层厚度大(30~50米)、总厚度超过500米、基质渗透率高(大于100mD)、成熟度适中(Ro在1.4%~3.5%)、有机碳含量大(大于2%)、页岩脆性好(硅含量大于35%)的特点,而且美国页岩气丰富区大多分布在中部平原,地广人稀且远离沿海等经济发达以及人口居住集中地,利于修建公路,机动运输,打钻等系列开采活动的实施及大面积占地,方便开发商准入。
美国主要页岩气产区及产量
2.4页岩气对美国产生的影响
美国页岩气的大开发,一是改变了全国能源供应结构,促使全国油气进口预期不断降低,对外依存度有望降至20世纪80年代以来的最低水平;二是诱发了油气价格联动机制减弱。
自2009年初至2010年3月1日,原油价格已上涨了73%,而美国天然气价格却下降了15%;三是刺激了传统能源的替代应用。
如,在交通行业中增加压缩天然气替代石油,发电行业中增加天然气替代煤炭等,其中在2005年至2010年的5年间,用于交通燃料的天然气消费量增长了43.5%,气发电的消费份额(相对于天然气的消费总量)从2005年的26%攀升至2010年的30.1%;四是带来了更多的就业机会、税收收入以及一定程度的区域经济增长。
如,2008年Marcellus页岩气的发展给宾夕法尼亚州带来了23亿美元的经济收入,创造了29000个就业机会,给州政府和当地政府带来了2.4亿美元的税收。
美国气体能源来源占比示意图及预测
美国新增发电结构示意图及预测
工程压裂示意图
2.5页岩气改变全球能源游戏规则
页岩气的异军突起不仅改变了美国国内能源结构和能源战略,也影响着世界地缘政治和能源供应格局。
首先,欧洲天然气市场呈现多元化供应格局。
当前的美国天然气市场处于供过于求和高库存状态,在迫使一些LNG出口商将出口目标从美国转移到欧洲和亚太市场的同时,美国也正在向LNG出口国转变,目前已经与欧洲签订了第一个LNG出口合同。
其次,俄罗斯正逐渐失去在欧洲天然气市场强硬的定价权和一定范围的市场份额。
随着更多的LNG进入欧洲和亚太地区,欧洲天然气消费单一依赖俄罗斯的局面将得到改变,同时可能会有更多用户转向现货市场促使LNG价格降低。
另外,中国面临的油气地缘竞争压力将会减弱。
中国的能源消费大国地位和现阶段相对良好的经济环境,使得全球天然气供应商普遍认为中国会是未来管输气和LNG进口潜力最大的国家,进而导致来自美国、俄罗斯等资源国的能源合作愿望增强,而俄罗斯天然气价格的松动可能使中国在中俄天然气价格谈判过程中拥有更多的议价空间。
最后,美国页岩气大发展催化世界油气地缘政治格局发生结构性调整。
2009年美国以6240亿立方米的产量首次超过俄罗斯成为世界第一大天然气生产国,产量地位的更替意味着美国凭借资源主导优势在能源外交和巩固政治霸权方面有了更多的话语权。
美国通过争夺天然气贸易伙伴达到排挤俄罗斯在亚欧大陆天然气供应垄断的目的已经初见成效,未来的油气地缘竞争依然是美国主导的大国博弈,只是大国势力结构已经并将继续发生变化。
页岩气分布式利用
3.1页岩气在中国的现状
3.2我国天然气输送管网现状
3.3页岩气分布式利用商业化途径
3.1页岩气在中国的现状
对中国而言,页岩气还是个新生事物。
将其开采出来后,如何结合美国的应用经验以及常规与非常规气在中国的实际应用情况,快速有效的实现页岩气的商业化应用,还需要不断的摸索和探讨。
3月1日,国土资源部召开新闻发布会,发布《全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选》成果显示我国页岩气地质资源潜力为134万亿方,可采资源潜力为25万亿方。
我国页岩气储量、产量的增长将主要来自四川、重庆、贵州、湖北、湖南、陕西、新疆等省(区、市)的四川盆地、渝东鄂西地区、黔湘地区、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地等。
3.2我国天然气输送管网现状
与美国不同,我国页岩气资源地质条件复杂、管网等配套基础设施不完善,不能像美国一样大量发展管道气利用,应结合我国地质条件及管理体制,因地制宜地采取页岩气应用发展新模式,推动产业迅速实现商业应用,促进其健康有序发展。
3.2.1中国页岩气资源分布特点有利于分布式应用
目前,中国国土资源部主要将页岩气藏的目标区域划分为南方(即扬子沿线:
川渝、湘鄂、滇黔桂一带等)、华北、东北(松辽平原)、西北(包括吐哈盆地和鄂尔多斯盆地等)和青藏五大区域。
其中南方、华北和东北区域中的四川盆地、渤海湾盆地、松辽盆地、及江汉盆地及中、东部一系列中、小盆地均靠近经济发达、电力负荷重区如长江三角洲、京津唐地区等,具备就近建立分布式供能系统的市场潜力。
中国页岩气资源及分布
3.2.2中国天然气管网准入限制迫使页岩气的分布式利用
中国天然气管网稀疏,截止2010年底,中国天然气管道总长度约4.5万千米,而美国本土48个州管线长度达49万公里,中国管线建设相对滞后。
但中国电网分布已经相当密集,通过采用分布式能源技术,利用页岩气就近发电,就近传输电能,就近利用不失为一个有效的市场化方式。
另外,页岩气的开采方式决定了其较高的开发成本,而远距离输送在一定程度上为其附加一笔显著的输配费,造成其到达市场后无法在价格上与其他能源相竞争。
如果将其直接转换成二次能源-电力,就近送入电网,则在成本、效率、环保等方面均具有无可比拟的优势。
中国天然气管输网路
3.2.3页岩气相关利用政策鼓励分布式利用
目前我国有关页岩气的利用政策尚未出台,但页岩气本质上是天然气,可沿用常规天然气的应用路径实现商业化应用。
按照天然气的应用方向,页岩气的途径主要有:
城市燃气,工业燃料,天然气发电,天然气化工。
其中城市燃气又可细分为居民生活用气、公共服务用气、商业用气、压缩天然气汽车用气,集中采暖用气等。
国家政策对不同天然气利用方式采取不同的支持态度,2007年发改委发布的《天然气利用政策》,将我国天然气利用方向划分为优先类、允许类、限制类和禁止类,其中城市居民用气,公共服务设施用气,天然气汽车,分布式热电联产,以及热电冷三联供等被列为天然气利用的优先类,重要用电负荷中心且天然气供应充充足的地区,建设利用天然气调峰发电项目被列为允许类。
中国常规天然气利用政策(资料来源:
《天然气利用政策》(2007)国家发展改革委员会)
3.3页岩气分布式利用商业化途径
3.3.1“以气打气”,电力自发自用
首先在试点区域内的能源利用方式进行整体规划和设计,只在初期的工程建设和勘探开采需要外部供燃油、电力等能源。
当页岩气井开始出气后,直接利用自产的页岩气进行发电,为整个区域内提供照明和动力用电,在地面工程、勘探开采、污水处理、管网运输等各个环节提供自给自足的能源供应。
在这方面我国鄂尔多斯盆地苏里格大气田的开发中己有成功经验。
3.3.2页岩气分布式利用与可再生能源实现多能互补
发展基于非常规天然气燃料的“智能可再生能源联合循环电站(IntegratedrenewablesCombinedcyclepowerplant简称:
IRCC)”或称为“灵巧电源系统(Smartpowersystems)”。
将分布式的非常规天然气资源开采与就近的可再生能源实现智能化的多能互补,结合周边县城发展热电联产,充分使各种能源之间实现有机的相互弥合,形成稳定、持续、可靠的优质清洁电流,并成为智能电网的重要组成部分。
3.3.3建立区域调峰电厂
天然气燃烧后产生1500度以上的高温,是高品位的电力热源。
通过建设承担调峰功能的天然气发电厂。
这类电厂运行机动灵活,启停方便且速度快,更加适应电网调峰需要,实现就近供电,提高电网的稳定性。
另外,他在占地面积、用水量、环境污染等方面均比其它类型电站小得多。
3.3.4燃气冷热电三联供
借助分布式能源技术,因地制宜,实现燃气冷热电三联供,以天然气为主要燃料带动燃气轮机或内燃发电机组等燃气发电设备运行,产生的电力满足用户的电力需求,系统排出的废热通过余热锅炉或余热直燃机等余热回收利用设备向用户供热、供冷。
经过能源的梯级利用使能源利用效率从常规发电系统的40%左右提高到80%左右,节省了大量的一次能源。
针对以冷热电负荷为主要负荷需求,且对供能安全性要求极高的用户,配置三联供系统是当前一种可行的节能措施。
三联供所发电力与电网共同保障用电安全,同时发电余热与常规空调系统还可共同保障用户的安全供冷、热,具有电力和燃气的双重保障功能。
3.3.5利用LNG和CNG方式
天然气汽车燃料的装载方式有压缩天然气(CNG)、液化天然气(LNG)和吸附天然气(ANG)。
现在,在世界各地使用的天然气汽车中,绝大多数为压缩天然气汽车,并有单一燃料、双燃料、混合燃料和混合动力几种类型。
天然气汽车对环境污染小、安全性高、动力和性能也不逊于汽油和柴油。
全球天然气汽车的市场份额进入了一个迅猛增长的新阶段,预计从2008年的970万辆成倍增长至2015年的的1700万辆,LNG和CNG的市场潜力相当巨大。
开采的页岩气通过LNG和CNG方式储存和运输能够绕开接入天然气管网难的瓶颈,推动国内天然气在交通运输业中的普及应用。
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