１我国非常规油气开发模式现状分析
以页岩气为例，与美国已投入商业开发的页岩气相比，我国海相页岩层系时代偏老、热演化程度偏高、埋藏偏大，经历多期构造，保存条件不理想；海陆过渡相页岩层系多与煤系伴生，单层连续性差、页岩集中段厚度偏小；湖相富含有机质的页岩层系时代新、热成熟度相对较低、页岩脆性较差、埋藏深度较大，（一般在３０００ｍ左右，甚至更深，而北美页岩气埋深主要集中在１０００～２０００ｍ［５－６］）。因此，埋藏更深、渗透率更低、储层敏感性更强的特性对压裂设备的工作压力、施工排量以及压裂液的储层保护等性能提出了更高的要求。此外，在我国页岩气富集的山区，地表条件较差，水资源匮乏，大规模水力压裂造成的环境污染和资源浪费等问题也不容忽视，以美国２０１１年页岩气开发数据为例，根据美国能源部统计，每一口页岩气钻井平均用水量高达１．５×１０４ｍ３［７］。预计全年页岩气水平井钻井数为８０００口，则一年的用水量至少为１．２×１０８ｍ３。我国是一个干旱缺水严重的国家，人均年可利用淡水资源量仅为９００ｍ３，不到美国的１／５，并且分布极其不均，统计到２０世纪末，全国６００多座城市中，已有４００多个城市存在供水不足问题，其中比较严重的缺水城市达１１０个，全国城市缺水总量为６０×１０８ｍ３。如图２所示，我国页岩气田的分布与缺水地区的分布重合较多。在水量相对充裕的长江流域，只在四川［８］和江汉盆地发现了页岩气，而在西北、华北地区［９］，页岩气储量丰富，水资源却相当紧张［１０］。与此同时，３５％的压裂液将返排至地表，若处理不当将给环境带来巨大的污染，同时也增加了开发成本［１１］。因此，我国页岩气资源的高效可持续开发，不能单纯借鉴北美大规模水力压裂的生产模式，需要大力发展高效环保、低水量消耗的压裂液体系以及配套的压裂设备和技术方法。
２压裂设备行业现状以及非常规油气开发对市场的促进
２．１压裂设备行业现状国内油田从２０世纪７０年代开始引进国外成套压裂机组，主要产品包括美国ＢＪ公司１０００型压裂机组、双Ｓ公司１６００型压裂机组，西方公司１４００－１８００型压裂机组等。随着石油工业发展的步伐，我国从２０世纪８０年代开始压裂设备的研制，先后开发、研制了压力为５０、７０、８５、１０５、１２５ＭＰａ系列的压裂设备［１２－１３］。由于国内压裂设备研发生产能力提升较快，外资品牌在国内市场的占用率大幅降低，根据海关数据显示，２０１１年国内进口压裂设备１９台，进口额不到１亿元，在国内市场中占比较少。目前国内压裂设备主要生产厂家有江汉第四石油机械厂（以下简称四机厂）和四机赛瓦石油钻采设备有限公司、兰州通用机器制造有限公司、烟台杰瑞股份有限公司等。２００８年，四机厂研发成功２５００型压裂车，标志着国内压裂机组设计生产能力达到国际先进水平。并且在２０１２年，更为先进的２５００ＨＰ大型数控成套压裂装备也已研制成功。压裂设备制造业属于资金、技术密集型行业，进入门槛高，中国石油、中国石化、中国海洋石油等石油巨头及其下属子公司处于垄断经营的状态，表现为集团管控、内部保护的经营模式，行业竞争程度低，市场化程度低，不利于技术创新和行业健康发展；此外，还存在核心技术依赖进口、自主研发能力薄弱、市场受核心技术制约的问题，特别是动力系统，其成本约占整台压裂车的１／４，国内市场份额基本为外资产品占据，这就等同于将１／４的制造业市场份额拱手相让。因此，需要进一步打破行业垄断、提高行业市场化程度以市场竞争带动技术的突破和创新，把握好非常规油气开发为行业带来的发展契机，掌握核心技术、优化市场环境，为能源开发提供强有力的硬件支撑。２．２压裂行业市场规模预测国家能源局２０１１年１２月３１日发布《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十二五”规划》，到２０１５年要新增探明地质储量１×１０１２ｍ３，产量达到３００×１０８ｍ３，据国家能源战略委员会专家预测，２０２０年煤层气产量将达到５００×１０８ｍ３；《页岩气勘探开发“十二五”规划》明确提出，到２０１５年我国页岩气产量达６５×１０８ｍ３，２０２０年产量将达１０００×１０８ｍ３；此外，２０１０年，我国致密气产量达２０９×１０８ｍ３，２０１１年增至２５６×１０８ｍ３，增幅达２２．５％，根据预测，２０１５年我国致密气产量将达５００×１０８ｍ３，２０２０年产量有望达到８００×１０８ｍ３。以１０００×１０８ｍ３页岩气产量为例进行压裂市场的预测：根据Ｃｈｅｓａｐｅａｋｅ的资料，美国页岩气４个主产区的单井平均总产能介于０．６８×１０８～１．８４×１０８ｍ３，页岩气开发初期产量较高，后期衰减较快，需进行持续压裂作业［１４］，取单井年产量为１６００×１０４ｍ３（２年之后页岩气井产气大幅下降，前２年单井产量占４５％～５０％计算），在１０００×１０８ｍ３产量中，８０％需要新钻井维持，则需要５０００口新井；参照美国页岩气开发，单井钻完井及压裂费用为３００万～４００万美元［１５］，其中压裂服务及设备投入约占４０％［１６］，则１０００×１０８ｍ３页岩气产量所需要的压裂服务及设备投入约为４５０亿元。１０００×１０８ｍ３页岩气产量至少需要１８３×１０４ｋＷ的压裂设备，按２５００型压裂车计算，每台约为１５００万元，则设备规模约为１５０亿元，相应的服务市场规模为３００亿元。致密气的勘探开发与页岩气相近，煤层气由于埋藏浅，一般采用直井压裂，因此对压裂设备的需求以及服务费用相对较低。综合考虑煤层气和致密气生产对压裂行业的需求，可以得到非常规气领域的压裂市场规模，按照美国的发展数据，８０％的压裂能力使用于非常规气的开发［１７］，可以预测整个压裂的市场规模。预计到２０１５年，国内压裂设备市场规模约为１４３．８亿元，压裂服务市场规模约为２３５亿元，到２０２０年，这一数据将分别增长至４５５亿元和７４５亿元。因此，压裂行业市场将迎来高速发展的契机，同时将带动上游压裂设备制造行业快速发展。
３非常规油气对压裂液和支撑剂发展的要求以及研究方向
３．１高效环保，成本可控压裂液３．１．１滑溜水压裂液技术常规交联压裂液成本高、储层伤害大，不适用于非常规资源的开发，目前国内主要引进北美普遍采用的滑溜水压裂液技术，以达到降低成本的目的。滑溜水压裂又称清水压裂，主要成分是水，由于水的摩阻大，难以实现大排量注入，需要加入降阻剂，使其变成滑溜水，以便实现大排量泵注，从而弥补黏度低、携砂能力差等问题［１８］。该技术不需要特殊的设备，采用常规压裂车组即可施工，但对排量要求较高，因此压裂车组向大排量发展是必然趋势。降阻剂是该技术的核心［１９］，目前主要依赖进口，这就导致滑溜水压裂液的成本较高，且难以自主控制。现场应用的滑溜水压裂液价格约为５００元／ｍ３，由于非常规油气一般采用水平井多段压裂技术，压裂液用量约为常规井的１０倍，可高达３０００ｍ３。因此压裂液的成本高达１００万～２００万元，压裂成本构成图（图２）也清晰地反映了这一问题。国内针对降阻剂的研究处于攻关阶段，目前胜利油田立项“滑溜水、清水压裂技术先导试验”项目，针对滑溜水、清水压裂液体系各组分进行了优选，并对该体系的储层伤害性、流变性等性能进行了评价，并计划应用该技术进行２～３井次的先导试验。此外，中国石化河南油田分公司工程院和中国石油川庆钻探工程公司井下作业公司分别自主研发的滑溜水降阻剂进行了首次现场试验，并均获得成功。３．１．２无水压裂液技术常规压裂液大都以水为基本材料，结合前面对水资源的分析，在条件恶劣的山区，水在地面是稀缺宝贵资源，而配成压裂液注入地下会对储层造成严重伤害，压后返排的废液又会对地面造成严重污染［２０］。因此，更为先进的无水压裂技术适用于这类地区。无水压裂技术最早应用于北美，在页岩气开发早期，曾应用纯液态ＣＯ２压裂技术对页岩气进行增产处理，增产效果是常规压裂技术的２～５倍，但北美并未对这一技术做深入研究，并很快由成本更低的清水压裂技术所取代。然而，大规模水力压裂带来的环境污染和水资源浪费问题日渐突出，欧洲部分国家，如法国已经立法禁止公司在本土范围内采用该项技术进行页岩气的开采，因此，无水压裂技术已成为国内外前沿研究热点。在国外，美国科罗拉多矿业学院，吴玉树教授目前正在研究的低温气体压裂技术项目，获得美国能源部４００×１０４美金资助；美国宾夕法尼亚州州立大学的Ｅｌｓｗｏｒｔｈ教授［２０］采用Ｈｅ、ＣＯ２、Ａｒ、Ｎ２、ＳＦ６等不同种类的气体进行压裂模拟实验，研究气体的造缝特性以及裂缝拓展规律。在国内，在沈忠厚院士的倡导下，开展了大量针对超临界ＣＯ２压裂技术的研究，超临界ＣＯ２压裂液是对液态ＣＯ２压裂技术的延伸和改进。该技术对于ＣＯ２在储层中的相态描述更为准确，不需要大量的低温ＣＯ２注入，来冷却地层维持ＣＯ２的液态。所需的设备与液态ＣＯ２压裂相同，即密闭的混砂车，以及大型的ＣＯ２罐车等，这些特种压裂设备也代表了未来的发展方向［２１－２３］。该技术无水、无任何添加剂，成本主要为ＣＯ２和运输费用，是真正高效环保、成本可控性强的压裂液。无论是滑溜水压裂液技术还是无水压裂液技术，都存在黏度低、携砂能力差的问题，低黏压裂液的携砂特性以及如何提高携砂能力将是今后科研重点攻关的难题。压裂液的携砂问题不仅取决于自身黏度、流变性、相态等特性，还受压裂设备排量的限制，受混砂浓度影响，更与支撑剂的粒径、密度等性质有直接关系［２４－２５］。因此，提高压裂液携砂能力要在对其携砂机理研究的基础上，借助压裂设备和支撑剂的发展和创新。３．２小粒径、低密度、高强度支撑剂压裂行业长期采用高黏度交联压裂液，一般不会出现携砂能力不足的问题，因此使得支撑剂的发展更为滞后。目前，评价支撑剂的主要参数是耐压强度和粒径，即便国际著名的卡博公司，在特种支撑剂的研发方面也少有产品，且材料仍以陶粒为主。伴随着非常规压裂作业的发展，低黏度压裂液应用越来越广泛，常规的支撑剂显然已经无法满足携砂需求［２６］。结合非常规气资源特性分析和低黏压裂液携砂要求，未来支撑剂急需朝向小粒径、低密度、高强度的方向发展，迫切需要新型材料和生产工艺的突破。气的生产不同于油，对于裂缝的尺寸要求低，因此粒径小的支撑剂在满足支撑裂缝要求的同时，更容易携带。常规压裂一般将小粒径支撑剂用于填充孔隙，达到降滤失的目的，而对于低孔隙度低渗透率的非常规气藏，不会出现小粒径支撑剂填充于孔隙，而无法支撑裂缝的问题［２７］；显然，支撑剂的密度越低越容易携带，国内外已经致力于低密度支撑剂的研究，美国ＳＵＮ井下技术公司研发了一种新型材料的超轻支撑剂———Ｆｒａｃ－ＢｌａｃｋＨＴ，这种新型材料的密度约为１．０５ｇ／ｃｍ３，支撑剂最大耐压为５５ＭＰａ，便于低黏压裂液携带，通过ＡＰＩ测试，支撑裂缝导流能力良好［２８］。而目前，国内特种支撑剂的研制相对落后，且普通支撑剂的生产工艺仍有待提高，高强度、小粒径的支撑剂普遍采用进口品牌。支撑剂成本在压裂总成本中所占比例并不高，但其作用却尤为重要，它直接构成裂缝增产通道，决定了最终的增产效果，但针对支撑剂的研究进展尤为缓慢，未得到应有的重视。借助非常规气开发的契机，应加快特种支撑剂的研制，并在原材料和生产工艺水平上实现突破。
４结论
１）通过我国非常规气产量规划和压裂设备行业现状分析，预测２０１５年国内压裂设备市场规模将突破１４０亿元，压裂服务市场规模将突破２３０亿元，到２０２０年，这一数据将会翻番。２）结合对我国非常规油气资源特性和跃进式的开发现状分析，提出压裂液将朝高效环保、储层低伤害、低含水量或无水、成本可控以及体系类型多样化的方向发展，以滑溜水为代表的低成本压裂液和以超临界ＣＯ２为代表的无水压裂液是２个重要的发展方向。３）结合非常规气资源特性分析和低黏压裂液携砂要求，未来支撑剂急需朝小粒径、低密度、高强度等方向发展，并在原材料和加工工艺上有待突破创新。４）低黏压裂液的携砂特性以及如何提高其携砂能力将是今后科研重点攻关的难题，其中涉及设备能力、压裂液特性、支撑剂特性等因素，可见，非常规油气的开发为压裂设备和材料的发展指明了方向，压裂设备和材料在发展过程中互相制约、互相影响，共同决定了非常规油气的增产效果和经济效益。
作者：侯磊 孙宝江艺术论文题目 李云 杜庆杰 焉琳琳 单位：中国石油大学（华东）石油工程学院 中国石化胜利油田有限公司井下作业公司