页岩气减税 能源市场再起波澜

正在经历了整个冬季对清洁能源的渴求,以及"煤改气"的争议之后,页岩气产业获得了一个政策"大红包"。我国财政部、税务总局联合印发的《关于对页岩气减征资源税的通知》(以下简称《通知》)明确要求,从2018年4月1日起至2021年3月31日,两部委对页岩气资源税(按6%的规定税率)减征30%。尽管我国已持续七年对页岩气进行财政补贴,但这是首次以减征资源     

中国成为第三个实现页岩气商业开发的国家

正为大力推进页岩气的勘探与开发,我国2012年3月发布的《页岩气发展规划(2011~2015年)》提出,在"十二五"期间,完成探明页岩气地质储量6000×108m~3,可采储量2000×108m~3,实现2015年页岩气年产量65×108m~3。在中央以及地方政府的大力推动下,我国页岩气进入了发展快车道。据了解,截至2014年年底,我国页岩气累计勘查投入超过230亿元,形成生产能     

中国页岩气开发现状

正据国土资源部通报,我国页岩气勘查开发截至2014年7月底,全国共设置页岩气探矿权54个,面积17×10~4km~2;累计投资200亿元,钻井400口,其中水平井130口;累计完成二维地震2×10~4km,三维地震1500km~2。估计2015年,我国页岩气产量达到65×10~8m~3,2017年150×10~8m~3,2020年全国页岩气产量将超过300×10~8m~3,如果措施得当,有望达到400×10~8～600×10~8m~3,     

四川页岩气储量全国第一

正据国土资源部油气研究中心2012年发布的《全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选》,我国页岩气预估地质资源总量134×10~(12)m~3,其中四川省页岩气资源量约27.5×10~(12)m~3,约占全国的21%;预估可采资源量442×10~(12)m~3,约占全国的18%,均位居全国首位。目前四川页岩气开发累计开采1.66×10~8m~3,销售119×10~8m~3,2014年计划产量2×10~8m~3。规划2015年     

中国页岩气资源储量高产量低

正我国页岩气资源丰富,探明地质储量7643×10~8m~3,其中,中国石化涪陵气田6008×10~8m~3,为北美之外最大的页岩气田;中国石油长宁-威远气田1635×10~8m~3。技术可采资源量为36.1×10~(12)m~3,是常规天然气的1.6倍。在开采技术成熟、经济性适当时,将会产生巨大的商业价值。涪陵页岩气田规模的扩大、中国石油长宁页岩气双向外输通道全线贯通以及勘探开发     

世界页岩气勘探开发持续深化

正全球页岩气资源丰富,且随着勘探开发的持续深化,资源量呈增长趋势。全球页岩气资源主要分布在北美、中亚和中国、中东和北非、拉丁美洲、前苏联等地区。目前,世界页岩气资源量为457×10~(12)m~3,同常规天然气资源量相当。截至2015年底,世界非常规天然气可采资源量为583.9×10~(12)m~3,其中页岩气224.1×10~(12)m~3。     

中国即将迎来页岩气革命

正在2017年8月的能源大转型高层论坛上,中国科学院院士金之钧分析了中美页岩气发展的历程,认为中国页岩气革命即将到来。2001年美国页岩气开发取得突破,2005年以后美国页岩气进入快速发展阶段。页岩气2020年规划的产量约5000×10~8m~3,占全美天然气产量的52%,到2030年约6400×10~8m~3,占比65%。页岩革命改变了油气资源稀缺性的认识。中国页岩气发展始于2006年,中国石化开始立项探索页岩气,2007年中国石油跟进。2010年,国家页岩气研发中心成     

中国页岩气储量世界第一

正联合国贸易和发展会议(UNCTAD)一份最新报告显示,页岩气已经成为新时代天然气能源的代表,目前,全球可采页岩气总储量预计达到214.5×10~(12)m~3。这一总储量相当于目前情况下全球天然气61年的总消费量,排名一至五国家的储量如下:中国31.6×10~(12)m~3、阿根廷22.7×10~(12)m~3、阿尔及利亚20×10~(12)m~3、美国17.7×10~(12)m~3、加拿大16.2×10~(12)m~3。中国在页岩气储量方面大幅领先其他各国,具有深厚的开采潜力。尽管目前在开采技术上处于领先的北美地区仍是全球页岩气的主要出产     

低压低产井净化与排液新技术研究及试验

川西地区已开发的侏罗系气藏进入低压低产阶段,普遍面临井底污染与井筒积液并存的问题。现有的净化剂与泡排剂性能单一,净化后不利于气井顺利返排。常规的净化剂与泡排剂组合使用,药剂用量大,成本较高,同时还会增加井筒积液量,加大气井负担。为此,本文根据气井井底污染机理,提出了净化排液一体化技术新思路,引进了井底净化与排液复合药剂。通过开展室内实验评价,该复合药剂具有降黏、溶解与起泡、携液综合性能,能够有效防止气井井下泡排乳化液形成,提升气井井底污染物净化后返排效果,达到低成本保稳产的目的。通过对气井井筒污染与积液的诊断,优选出8口气井,试验后平均单井油套压差缩小0.3MPa,平均单井产气量增加0.05×10~4m~3/d,取得较好的稳产、增产效果。取样观察返排液较常规泡排返排液更加清澈、流动性更好。     

中上扬子地区五峰-龙马溪组页岩气开发评价关键问题

北美页岩气田以海相沉积储层、热成因气为主,其页岩气的有效开发改变了全球天然气供给格局。通过十余年的勘探开发攻关,我国页岩气资源也实现了有效开发,2016年产量达到78×10~8m~3,中上扬子地区五峰-龙马溪组底部富有机质页岩是当前我国页岩气开发的主力层系。与北美相比,中上扬子地区构造条件相对复杂,页岩气储层具特殊性,在有效开发探索实践过程中仍存在多项难题亟待解决:静态储量和动态储量的匹配问题、地质和工程因素对气井产量影响的问题、现有技术对全区域页岩气开发有效性的问题、浅层常压储层页岩气开发潜力的问题以及页岩气井网加密可行性问题。针对页岩气开发评价存在的问题,提出了通过页岩储集机理研究准确评价页岩气储量,落实影响页岩气开发效果的地质和工程因素,通过地质-开发-经济一体化评价落实资源的开发有效性,加强成本管控实现浅层常压页岩气资源有效开发,开展井网加密现场试验储备页岩气田稳产接替技术等建议。     

百万吨天然气甲醇制乙烯技术改造

天然气制甲醇原料合成气生产技术经历了常压工艺和加压工艺,现在已发展到高压转化工艺。同时实现了天然气与空气中提取的纯氧在5.5~8.5MPa压力下的自热转化工艺。而甲醇合成工艺的合成压力则从30MPa降到5~8MPa。因此采用自热转化工艺用天然气制取的合成气可在等压下合成甲醇,这样可省去动力巨大的合成气压缩机,并将自热转化气与甲醇合成副产的蒸汽分级利用。这是天然气(或页岩气)制合成气生产甲醇的创新生产技术。该技术甲醇原料单耗低[800m~3/t(标准)]、不耗电、不排放CO_2。用该创新技术改造内蒙古博源联化的大型系列化210×10~4t/a甲醇装置,再加工成80×10~4t/a乙丙烯,成为我国重化工工业结构调整、绿色发展、创新发展的示范技术。博源联化经技术改造建成天然气为原料的节气减排CO_2的210×10~4t/a甲醇(4套合计),用其中200×10~4t/a加工生产80×10~4t/a(2套40×10~4t/a装置)乙、丙烯的特大型天然气甲醇乙烯化工基地。基地年总用天然气17×10~8m~3/a,用水电10×104k W·h,乙、丙烯年总产值约64亿元,利税约21.4亿元,总投资约80亿元,投产后4年左右可回收投资。产品乙、丙烯再综合利用深度加工,产值还可翻番,投入产出比为1∶0.80。该技术改造项目的建成投产将推动我国潜在天然气、页岩气、煤层气等资源的开发利用,具有广泛的示范作用。     

我国页岩气补贴未来5年将减半

正近年来,我国页岩气取得了快速发展。随着开采技术的进步,企业开采成本也在降低。2015年4月底,财政部联合国家能源局宣布,页岩气开发利用补贴标准2016~2018年将降到0.3元/m~3,2019~2020年再降至0.2元/m~3。这意味着页岩气补贴未来5年将减半。随着补贴递减,页岩气开发成本却很难降到理想的空间。国际原油价格的下跌,也压缩了页岩气商用的     

新冠疫情对中国天然气市场的影响

正据中国石油经济技术研究院数据,2019年全球天然气产量4.11×10~(12)m~3,消费量3.98×10~(12)m~3,供需差扩大到1300×10~8m~3,市场宽松程度加剧。中国2019年天然气消费量(含LNG)首次超过3000×108m~3,达到3030×108m~3,同比上升10%左右。2019年,中国进口天然气(含LNG)1373×10~8m~3,继续稳居全球第一大天然气进口国。按照之前的正常预测,IHS天然气及LNG专家认为,2020年中国天然气及LNG的消费量将达到3270×10~8m~3(接近3300×108m~3)左右,比上年增长8%。此次疫情,或将导致天然     

“泡排+环空激动降压”组合复产工艺在大牛地气田的应用

大牛地气田单井产量低,压力递减快,随着开采的深入,储层能量不断下降,气井携液能力日趋变差,井筒逐渐产生积液甚至水淹停产。目前主要使用环空激动降压、液氮气举、多井联合气举、井口排液气举、套管充压气举等单一复产工艺来解决这一问题,但针对部分水淹不严重气井,常规复产成功率低、经常性气举复产成本高,因此需探索一种经济有效的复产方法。选取1口水淹井A1开展了"泡排+环空激动降压"组合复产工艺试验,并进行了经济效果评价。现场试验表明:水淹井A1复产成功后日增产量5150m~3、累计增产量148.835×104m~3,累计创效172.6486万元,施工费用较气举复产节约0.2万～5.85万元,投入产出比为1∶1150,具有良好的经济效益。推广应用表明:"泡排+环空激动降压"组合复产工艺对于积液不太严重、套压9MPa、水淹前日产气5000m~3/d的水淹井施工成功率为68%、较单一常规复产提高8%,在大牛地气田开发生产中具有一定的应用前景。     

美国的“页岩气革命”

正世界上对页岩气资源的研究和勘探开发最早始于美国。得益于非常规天然气尤其是页岩气开发技术的突破以及完善的管网设施,美国的页岩气成本仅略高于常规气,这使得美国成为世界上唯一实现页岩气大规模商业开采的国家。美国页岩气产量开始大增。2009年美国以6240×10~8m~3的产量首次超过俄罗斯成为世界第一天然气生产国。产量地位的更替使美国天然气消费长期依赖进口的局面发生逆转。2017年,美国在60年之后重新成为天然气净出口国,这是一个划时代     

阿姆河右岸B-P气田群综合治水关键技术

土库曼斯坦阿姆河右岸B-P气田群地质条件复杂、气水关系复杂、产量高,气水矛盾日益凸显,直接影响气田稳产和安全生产。针对该气田群的非整装特性,为解决气井出水问题,开展出水机理和治水相关研究,制定了适用于气田群的控、找、堵、排综合治水技术对策,同时形成了适用于单井的"一井一策"治水指导原则和与单井治水配套的控、找、堵、排单项工艺技术及工艺技术组合。目前治水已初见成效,通过理论计算和工艺优化,将XX-204D井配产由30×104m~3/d进一步降至20×104m~3/d,成功实现无水稳产试采70d;给出了适用于该气田群大斜度开发井的连续油管+Flow Scanner测井仪器的找水工艺,并根据大斜度井在趾端、中段、跟端不同出水位置给出了适用的堵水工艺,对于探井转开发井的直井底水上窜,则直接封堵出水层位;根据B-P气田群气井水产量的不同给出了单井排水采气方案。通过上述研究与工艺方案的实施,形成了适用于阿姆河B-P气田群的综合治水关键技术。     

我国“十三五”地热开发利用目标

正我国《地热能开发利用"十三五"规划》明确指出,"十三五"时期,新增地热能供暖(制冷)面积11×108m~2;新增地热发电装机容量500MW。到2020年,地热供暖(制冷)面积累计达到16×10~8m~2,地热发电装机容量约530MW。2020年,地热能年利用量7000×10~4t标煤,地热能供暖年利用量4000×10~4t标煤。将形成较为完善的地热能开发利用管理体系和政策体系,掌握地     

页岩气开采将成中美合作新领域?

正2018年5月美国消费者新闻与商业频道网站刊文称,中国正在开采页岩气,朝着复制美国页岩气革命前进了一步。文章介绍,10年来,中国天然气产量已逐步上升。中国的目标是:在2020年之前生产300×10~8m~3页岩气,以减少对煤炭的依赖。文章称,中国石油开采公司仍在开发本土技术和方法,降低中国西南地区四川盆地油井的开采时间和成本。中国的石油公司在此地已有一些项目生产天然气。据能源研究公司伍德麦肯兹咨询公司统计,中国开采勘探油井的成本比2010年     

大牛地气田井口增压排采工艺技术研究

大牛地气田自实施井口增压排采工艺以来,共应用单井井口增压10口井。实施过程中存在对增压气井生产规律认识不足,对增压后气井生产动态、指标变化缺乏深入研究,对增压排采效果缺乏系统评价,低效井原因、治理措施不明确等问题,需要进一步深入系统的研究。通过总结优化设备选型、制定合理配产制度,系统分析增压气井生产特征,对比10口井增压前后的生产时率、压力、产量、井筒梯度、弹性产率、动态储量等指标,综合评价增压排采效果。单井井口增压后气井生产可分为定产降压、定压降产、低压低产三个阶段。10口井增压后日增产2.5×10⁴m³/d,年累计增产348×10⁴m³,生产时率提高25.9个百分点,生产情况明显好转。单井井口增压的10口井中,有7口井增压效果达到预期,针对3口未达预期的低效井,分析明确低效原因并有针对性地制定复产措施。     

“望闻问切”在病态气井诊断方面的应用

病态气井是指由于受到非地质因素影响,导致产量、压力异常递减的气井。病态井诊断是开展问题井治理的前提,只有正确地诊断出"病因",才能"对症下药"解决问题。起源于我国春秋时期的"望闻问切"四诊法,由于其全面、客观的诊断方法,在油气井生产管理方面也有应用。从病态井诊断与病人诊断的共性出发,巧妙地将四诊法与现代信息技术结合,利用气井日常管理资料、生产动态分析资料、气井产出物组分分析数据,并辅以模糊决策软件,通过录取的与单井生产息息相关的38个参数(包括钻井参数、储层改造参数、地质参数、测试参数和生产数据),全面掌握气井地质、工程资料,再通过逻辑链接,形成各种参数对气井生产特征的影响关联,达到准确判断气井污染类型、污染原因的目的。利用该方法对川西气田100余口气井进行了跟踪分析,筛选并确诊其中的23口井,开展了40余井次的病态井治理施工,累计增产天然气320×10~4m~3。