证券时报多媒体数字报

  编者按：全国第二轮页岩气招标即将于本周四开标，这次招标的20个区块均是常规油气资源勘探空白区，与几大油公司手中在握的常规油气区块相比，在这里勘探开发页岩气的难度更大。日前，在“2012年找矿突破在行动 中央媒体基层行”活动中，证券时报记者跟随国土部有关负责人来到了致力于打造全国页岩气开发主战场的重庆，实地探访了国内常规油气资源勘探空白区第一口成功出气的页岩气井——位于重庆彭水县的彭页HF-1井，深入了解了其勘探开发的曲折和艰难。

  证券时报记者 张达

  10月17日清晨，持续了一个月的降雨在这一天终于放晴，证券时报记者从位于重庆市东南部的彭水苗族土家族自治县县城出发，车行40公里，到达山脚下的桑柘镇石板水村，再沿盘山路颠簸16公里，便到山间一处安静的平地，地面上整齐地铺着钢管，正中间高耸着一座飘着小彩旗的巨型钻井架，几个钻井工人穿着亮橘红色工服、头戴黄色安全帽。

  蓝天白云、青山鸟鸣、整洁的厂房、清新的空气，中石化华东分公司在彭水县的常规油气资源勘探空白区打的第一口成功出气的页岩气井——彭页HF-1就在这里。

  目前，这口井日产气量稳定在2.1万方以上，实现了复杂构造区海相页岩气的战略突破。不过，由于产量还不具备铺管网和压缩收集的投资条件，因此，这些产出的页岩气现在只能对空燃烧。

  空白区勘探更艰辛

  虽然每天2.1万方页岩气绝对量不大，但对于彭水这个常规油气完全空白的地区来说，已经是阶段性的突破，并且比常规油气区的钻井更加来之不易。

  据了解，我国第一口页岩气井是2009年底中石油在四川威远开钻的威201井，2010年7月成功出气，日产量1.08万方，还不如彭水井的产量。但是，中石化华东分公司副总经理吴聿元告诉记者，威远是成熟气田，页岩气与常规油气重合，已经有勘探开发的基础。而彭水是处女地，是新的空白区块，地质情况根本未知，难度更大，投入更多。

  “这口井从去年12月开钻，到今年3月完钻并成功出气。尽管开钻时间不长，但在此之前的基础地质调查工作已付出2年时间。”吴聿元说，彭水是2010年国土部授予中石化的一个页岩气专属区块，与常规油气不重合，2010年8月开始物探工作，这是看得见的工作，实际上无形的工作还要早。

  吴聿元说，由于空白区风险更大，对地层的特性需要摸索过程，基础研究用2~3年的周期是必然的，包括对这里地质工作规律的认识，对储存禀赋条件的认识，通过盆地分析获取参数，采样研究化验看有没有页岩气潜质，有没有足够的空间把气存在里面，做大量的研究实验得出数据，再做二维地震资料采集把构造搞清楚，最终才选择好的井位，才能去打井，再测井，有好结果了才能进行压裂测试，最终出气。最短的周期没有一年也得有大半年，即使整个工序衔接的都非常好，打井的准备工作也要一年。

  “并不是这一口井打下去就出气了，在这口井之前已经在其他空白区打了3口井都没成功，付出的代价相当大。”中石化华东分公司非常规资源勘探开发指挥部副指挥长周玉仓告诉记者，空白区的地质结构复杂，条件艰苦，勘查开发压力很大。

  “我从事钻井工作十几年没碰到过的事情在这里都能遇到。”周玉仓说，这口井第一次打下去时出现岩溶（浅表灰岩的溶洞漏失）掉钻，下面的溶洞大到可以走人，为了防止地上重载设备引起塌陷事故，要把地下像建筑一样全部支撑起来，这一件事就做了2个月。溶洞堵上后继续打钻，最后进行水平井的压裂。

  现在，彭页HF-1是国内最大的压裂水平井，水平段长1020米，整口井完钻斜深3500米，垂深2500米，最大井斜80度。

  20收不回成本

  目前，彭页HF-1井日产气量稳定在每天2.1万方，如果按彭水县一天用气量在7千方测算，这口井够3个县城居民使用。但是吴聿元认为，从经济上看这口井并不算成功。

  “我们一共打了4口井，只有这口成功出气了，成功率只有25%。如果按1口井花5千万算，4口井已经花了2个亿，这只是打井的钱，再加上前期做其他基础工作的钱，可能好几个亿都投下去了，但是现在一天只有2万方气，与投入的几个亿比可能20年也收不回来。”吴聿元说，这口井总共投资大概近1个亿，按目前1个亿的投入产出2万方气是没有经济效益的。

  据了解，中石化目前的经济要求是，一口井投入控制在5千万以内，产量要高于5万方才有立项有投资，也就是投入1千万元产出1万方气才有经济效益。现在彭页HF-1井还达不到要求，因为还在前期探索中，如果再打几口井还达不到这个要求，就是经济不可行。

  “与常规油气固定井深产多少量就算突破不同，页岩气的水平井比较长，分段压裂后的产量是递减的，需根据地层、油层特点通过若干个模型预测递减规律，10年累计产多少气，气价情况、投入情况、税费情况如何，最终达到盈亏平衡点，现在只能做一种理论模型预测。”吴聿元说。

  在吴聿元看来，投入产出比要达到每投入1千万产气1万方，就要降三分之二的投入，只留三分之一的成本，这个压缩空间非常难，压力也非常大，“道路非常漫长。”他说。

  “在20平方公里的彭水页岩气试验区，目前正在对3口井进一步施工评价，下一步很重要的任务是如何提升产量，降低施工成本。这里具不具备开发潜质，有没有经济效益，能否成为接替能源，还在评价之中。”吴聿元说。

  吴聿元告诉记者，从2008年中石化华东公司接受页岩气勘探开发到现在投入不下几个亿，其他一口井一点气都没有就不去压裂测算了，就不用花那么多钱。除了打井，另外还有很多费用。如二维地震一公里就要10万块左右，现在已经做了好几千公里的二维地震，可能已经投下去几个亿。

  高端技术仍需进口

  在油气资源勘探空白区打页岩气井，如果说第一口成功出气的彭页HF-1是摸着石头过河，走了很多弯路，那么接下来打井有了经验，技术也会有所改进，但最重要的高端技术还得从国外引进。

  在距离彭页HF-1井7公里处，就是彭页3HF井的巨型井架，在这里终于听见了机器轰鸣作业的声音。彭页3HF井是中石化华东分公司自己的钻井队在今年9月开钻的井，预计11月就能完钻，目前井深2300米，要打4000多米。由于目前只在钻井阶段，只能算出钻井成本在3千多万，并且钻井设备也要7、8千万，另外还有其他成本。

  “彭页HF-1井为下一步区域的规模化推进奠定了基础，我们希望通过工艺技术改进完善尽快打完彭页3HF井，如果另外2口井在今年年底也有比较好的效果，我们会加大投入，将这里变为石化工作的产能基地是完全可能的。”吴聿元说。

  不过，地质工作认识有不确定性，从地表线索信息要判断地下2000米深的情况还是比较难的，过程中总有不确定性，更不用说2000米后还要打1000多米的水平井，还要压裂改造，这对技术精度的要求是相当高的。“因此，我们总希望学习借鉴国外的技术来少走弯路。”吴聿元说。

  国外发展历程很漫长，美国从七八十年代开始勘探开发页岩气，上世纪末开始大规模开发，到2000年后才突破并找到一些规律，他们有30多年成功经验，而中国的页岩气是2009年后才提到议事日程，缺乏应用型科研。在吴聿元看来，借鉴和学习别人的技术可以缩短赶上他们的时间。“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，这就是关键环节要与国外合作的原因，我们没有太多时间。”他说。

  据了解，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。

  吴聿元指出，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。除了因彭水是新区，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，最关键的也就10来米，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块的圈定上还有差距。

  “压裂环节的工具配套绝大部分还是依赖国外，人家有工具有诀窍就必须请他，请几个人一套旋转导向仪器的服务费一天就要近十万美元，只有提高国产化率，成本才能降下来，才会有经济效益。”吴聿元感叹。