非常規(guī)油氣資源調(diào)研報(bào)告

非常規(guī)油氣資源調(diào)研報(bào)告??亠■亠前言21世紀(jì)以來，世界經(jīng)濟(jì)進(jìn)入新的發(fā)展周期，各國對(duì)石油天然氣資源的需求直線上升。面對(duì)巨大的能源需求，世界油氣產(chǎn)能建設(shè)和生產(chǎn)卻相對(duì)不足，于是人們開始更多地關(guān)注非常規(guī)石油天然氣資源。目前，對(duì)于非常規(guī)油氣資源尚無明確定義，人們采用約定俗成的叫法，將其分為非常規(guī)石油資源和非常規(guī)天然氣資源兩大類。前者主要指重（稠）油、超重油、深層石油等，后者主要指低滲透氣層氣、煤層氣、天然氣水合物、深層天然氣及無機(jī)成因油氣。此外，油頁巖通過相應(yīng)的化學(xué)工藝處理后產(chǎn)出的可燃?xì)夂褪?，也屬于非常?guī)油氣資源。非常規(guī)油氣資源是指在目前技術(shù)條件下不能采出,或采出不具經(jīng)濟(jì)效益的石油和天然氣資源。但常規(guī)和非常規(guī)油氣問有過渡性,其界線可隨技術(shù)水平和價(jià)格的變化而變化,不同國家對(duì)其界線的設(shè)定也不盡一致。有時(shí)這部分油氣可歸為次經(jīng)濟(jì)性資源,如大部分致密砂巖中的石油、天然氣在中國都可被開發(fā),不再強(qiáng)調(diào)它的非常規(guī)性,往往與常規(guī)油氣在一起考慮。煤層氣雖屬非常規(guī)氣,但在許多國家給予優(yōu)惠政策時(shí)都可被開發(fā),甚至可形成相當(dāng)大的規(guī)模（如美國）。現(xiàn)代技術(shù)條件下,北美西部的許多瀝青砂巖的開發(fā)在油價(jià)較高時(shí)都可獲得一定的經(jīng)濟(jì)效益。非常規(guī)油氣資源儲(chǔ)量豐富，據(jù)估計(jì)，全球煤層氣資源量可能超過260萬億立方米，油頁巖折算成頁巖油的數(shù)量可達(dá)4000多億噸，從全球油頁巖的發(fā)現(xiàn)情況和勘探程度來看，這還是一個(gè)很保守的數(shù)據(jù)。根據(jù)美國地質(zhì)調(diào)查局2004年的研究，世界上油砂油的可采資源量為1035.1億噸，約占世界石油可采資源總量的31.96%，僅次于可采資源量為1514億噸的常規(guī)石油。世界范圍內(nèi)的重油資源量約為690億噸。天然氣水合物資源量也非常巨大，據(jù)推測(cè)全球天然氣水合物中甲烷資源量為6000多萬億立方米。中國非常規(guī)油氣資源產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀中國油頁巖分布廣，在全國27個(gè)省、市、自治區(qū)均有發(fā)現(xiàn)，其中以吉林、遼寧、新疆等省區(qū)居多。據(jù)專家估計(jì)，頁巖油的可采資源量約55億?62億噸。目前已探明的油頁巖礦以低含油率頁巖為主，且適于露天和半露天開采的較少，油頁巖的開發(fā)，有待于進(jìn)一步加強(qiáng)資源評(píng)價(jià)，尋求中、高含油率的油頁巖礦床。中國煤層氣資源十分豐富，根據(jù)最新一輪資源評(píng)估結(jié)果，中國埋深2000米的煤層氣資源量達(dá)35萬億立方米，相當(dāng)于450億噸標(biāo)準(zhǔn)煤，與陸上常規(guī)天然氣資源量相當(dāng)。在中國境內(nèi)煤層氣資源分布廣泛，基本可以劃分為中部、西部和東部三大資源區(qū)，其中中部地區(qū)約占資源總量的64%。沁水盆地和鄂爾多斯盆地資源量最大，超過10萬億立方米。自20世紀(jì)80年代以來，中國就開始了煤層氣的勘探研究。1994年，在鄂爾多斯盆地東緣的河?xùn)|地區(qū)7口試驗(yàn)井全部出氣，單井平均日產(chǎn)量3000立方米，個(gè)別井位日產(chǎn)量達(dá)7050立方米；1998年，沁水盆地屯留7井鉆探成功，日產(chǎn)氣16300立方米；冀中坳陷大城地區(qū)，煤層氣厚度大，分布廣，最大埋深可達(dá)4000米，據(jù)預(yù)測(cè)該區(qū)煤層氣資源量可達(dá)3000億立方米?？傊?，實(shí)踐證明，中國煤層氣具有較大的開發(fā)潛力。2006年12月，中國石化與新疆維吾爾自治區(qū)人民政府在北京簽訂了合作框架協(xié)議，開始大規(guī)模進(jìn)軍新疆地區(qū)煤炭、油頁巖和煤層氣領(lǐng)域。中國油砂資源較為豐富，分布遍及各大含油盆地。但目前尚未展開過系統(tǒng)的資源評(píng)價(jià)，有專家估計(jì)中國的油砂資源量約有1000億噸，可采資源量可達(dá)100億噸，有望成為我國重要的接替資源。油頁巖的開發(fā)需要消耗一定的天然氣，面臨日益走高的天然氣價(jià)格，油頁巖的開發(fā)必須跨越開發(fā)成本這一門檻。中國對(duì)天然氣水合物資源的開發(fā)尚未形成規(guī)模，不過科學(xué)考察發(fā)現(xiàn)天然氣水合物前景樂觀，近期在中國南海發(fā)現(xiàn)了大規(guī)模天然氣水合物的消息令人振奮。天然氣水合物的開發(fā)風(fēng)險(xiǎn)很大，它是一種極不穩(wěn)定的物質(zhì)，鉆探過程中容易造成地質(zhì)災(zāi)害，稍有泄漏都會(huì)帶來災(zāi)難性后果。目前世界上還沒有找到一種安全可行的開采方法，天然氣水合物的開發(fā)仍屬于探索性階段。1頁巖氣頁巖氣是泛指賦存于富含有機(jī)質(zhì)的暗色頁巖或高碳泥頁巖中，主要以吸附或游離狀態(tài)存在的非常規(guī)天然氣資源，也有少量的溶解態(tài)。在埋藏溫度升高或有細(xì)菌侵入時(shí)，暗色泥頁巖中的有機(jī)質(zhì)，甚至包括已生成的液態(tài)烴，就裂解或降解成氣態(tài)烴，游離于基質(zhì)孔隙和裂縫中，或吸附于有機(jī)質(zhì)和豁土礦物表面，在一定地質(zhì)條件下就近聚集，形成頁巖氣藏。頁巖氣具有幾大特點(diǎn)。第一，頁巖氣藏與煤層氣相似，具有自生自儲(chǔ)特點(diǎn)，頁巖既是烴源巖，又是儲(chǔ)層，沒有或僅有極短距離的運(yùn)移，通常就近聚集成藏，不受構(gòu)造控制，無圈閉、無清晰的氣水界面。第二，頁巖氣藏分布受暗色頁巖分布控制，面積大、范圍廣，常呈區(qū)域性、連續(xù)性分布。頁巖氣形成溫度范圍大，在暗色泥頁巖熱演化的各階段均可形成，埋藏深度范圍大，從淺于200米到深于3000米都可能有頁巖氣藏。第三，頁巖氣藏儲(chǔ)層具有典型的低孔、低滲特征，并隨著埋深加大，物性變差。氣藏儲(chǔ)層孔隙度一般為4%~6%，滲透率一般低于0.001mD。若處于斷裂帶或裂縫發(fā)育帶,頁巖孔隙度滲透率增加。第四，頁巖氣主要以吸附或游離狀態(tài)賦存于頁巖儲(chǔ)層中，其吸附氣含量為20%~85%；少量頁巖氣以溶解狀態(tài)存在，一般不超過10%。第五，頁巖氣藏自然壓力低，開發(fā)難度大，技術(shù)要求高。通常無自然產(chǎn)能，采收率較低，單井產(chǎn)量低，但產(chǎn)量遞減速度慢；生產(chǎn)周期長，一般超過30年。1.1.頁巖氣勘探開發(fā)情況2005年以來，我國開始關(guān)注頁巖氣，并開展了一些研究工作，但頁巖氣商業(yè)化開發(fā)尚未起步，總體上處于前期的探索和準(zhǔn)備階段。通過國際交流與合作，中國石油等企業(yè)已經(jīng)開展了國內(nèi)頁巖氣開發(fā)的一些前期調(diào)研和技術(shù)準(zhǔn)備。進(jìn)行了初步的資源潛力研究。2006年，中國石油與美國新田石油公司聯(lián)合開展了四川盆地威遠(yuǎn)氣田頁巖氣資源評(píng)價(jià)。2008年，國土資源部設(shè)立了頁巖氣項(xiàng)目“中國重點(diǎn)地區(qū)頁巖氣資源潛力及有利區(qū)帶優(yōu)選”。2009年，中國石油與挪威石油、?？松梨凇づ啤⒖捣频瓤鐕凸鹃_展聯(lián)合研究，探索頁巖氣開發(fā)的國際合作方式，并計(jì)劃建立頁巖氣開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)。2009年10月，國土資源部油氣資源戰(zhàn)略研究中心在重慶市綦江縣啟動(dòng)了中國首個(gè)頁巖氣資源勘查項(xiàng)目，正式開始頁巖氣的勘探開發(fā)。2009年11月下旬，國土資源部油氣資源戰(zhàn)略研究中心、中國地質(zhì)大學(xué)聯(lián)合在重慶市彭水縣連湖鎮(zhèn)啟動(dòng)了國內(nèi)第一口頁巖氣勘探井。2010年8月，我國首個(gè)專門從事頁巖氣開發(fā)的科研機(jī)構(gòu)——國家能源頁巖氣研發(fā)（實(shí)驗(yàn)）中心在中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院揭牌。在國際合作方面，我國三大國家石油公司采取多種途徑積極與國外油氣企業(yè)在頁巖氣勘探開發(fā)方面尋求合作，其中：中國石油還與康菲、殼牌、埃克森美孚、挪威石油等跨國石油公司開展聯(lián)合研究，探索頁巖氣開發(fā)的國際合作方式；中石化也積極同國外公司如BP、Chevron、Newfield等展開交流合作；2010年10月，中海油宣布將購入切薩皮克公司鷹灘頁巖油氣項(xiàng)目共33.3%的權(quán)益。所有這些說明，頁巖氣勘探開發(fā)將會(huì)在我國蓬勃發(fā)展。頁巖氣成藏機(jī)理頁巖氣藏是“自生自儲(chǔ)”式氣藏，成藏過程無運(yùn)移或極短距離的有限運(yùn)移。氣體在頁巖儲(chǔ)層中主要以兩種方式儲(chǔ)集：在天然裂縫或空隙中以游離狀態(tài)存在；在不溶有機(jī)質(zhì)和礦物顆粒表面以吸附狀態(tài)存在。還有極少量的氣體溶解在瀝青等有機(jī)溶劑中從賦存狀態(tài)觀察，頁巖氣介于煤層吸附氣（吸附氣含量在85%以上）和常規(guī)圈閉氣（吸附氣含量通常忽略為零）之間。頁巖氣成藏體現(xiàn)出了非常復(fù)雜的多機(jī)理遞變特點(diǎn)，天然氣從生烴初期時(shí)的吸附聚集到大量生烴時(shí)期的活塞式運(yùn)聚，再到生烴高峰時(shí)期的置換式運(yùn)聚，體現(xiàn)出了頁巖氣自身所構(gòu)成的完整性天然氣成藏機(jī)理序列。頁巖氣賦存構(gòu)成了從典型吸附到常規(guī)游離之間的過渡，它將煤層氣（典型吸附氣成藏原理）根緣氣（活塞式氣水排驅(qū)原理）和常規(guī)氣（典型的置換式運(yùn)聚機(jī)理）的富集、運(yùn)移、聚集和成藏過程聯(lián)結(jié)在一起。由于頁巖氣在主體上表現(xiàn)為吸附狀態(tài)與游離狀態(tài)天然氣之間的遞變過渡，因此頁巖氣藏具有典型煤層氣、典型根緣氣和典型常規(guī)圈閉氣成藏的多重機(jī)理意義，在表現(xiàn)特征上具有典型的過渡意義。頁巖氣成藏條件頁巖氣成藏受多種因素綜合影響，包括沉積環(huán)境、總有機(jī)碳含量、干酪根類型和熱演化程度等。⑴沉積環(huán)境頁巖氣的工業(yè)聚集需要豐富的氣源物質(zhì)基礎(chǔ)，要求生烴有機(jī)質(zhì)含量達(dá)到一定標(biāo)準(zhǔn)。有機(jī)質(zhì)豐度高的黑色泥頁巖是頁巖氣成藏的最好源巖，它們的形成需要較快速的沉積條件和封閉性較好的還原環(huán)境。沉積速率較快可以使得富含有機(jī)質(zhì)頁巖在被氧化破壞之前能夠大量沉積下來，而水體缺氧可以抑制微生物的活動(dòng)性，減小其對(duì)有機(jī)質(zhì)的破壞作用。在沉積埋藏后控制甲烷產(chǎn)量的因素是缺氧、缺硫酸鹽環(huán)境，低溫、富含有機(jī)物質(zhì)和具有充足的儲(chǔ)存氣體的空間。⑵總有機(jī)碳含量（TOC）總有機(jī)碳含量是烴源巖豐度評(píng)價(jià)的重要指標(biāo)，也是衡量生烴強(qiáng)度和生烴量的重要參數(shù)。有機(jī)碳含量隨巖性變化而變化，對(duì)于富含粘土的泥頁巖來說，由于吸附量很大，有機(jī)碳含量最高，因此，泥頁巖作為潛力源巖的有機(jī)含量下限值就愈高，而當(dāng)烴源巖的有機(jī)質(zhì)類型愈好，熱演化程度高時(shí)，相應(yīng)的有機(jī)碳含量下限值就低。對(duì)泥質(zhì)油源巖中有機(jī)碳含量的下限標(biāo)準(zhǔn)，目前國內(nèi)外的看法基本一致，為0.4%?0.6%，而泥質(zhì)氣源巖有機(jī)碳含量的下限標(biāo)準(zhǔn)則有所不同。美國五大頁巖氣盆地的含氣頁巖總有機(jī)碳含量一般在1.5%?20%Antrim頁巖與NewAlbany頁巖的總有機(jī)碳是五套含氣頁巖中最高的，其最高值可達(dá)25%,Lewis頁巖的總有機(jī)碳含量最低，也可達(dá)到0.45%?2.5%，一般認(rèn)為總有機(jī)碳含量在0.5%以上就是有潛力的源巖。⑶干酪根類型干酪根類型是衡量有機(jī)質(zhì)產(chǎn)烴能力的參數(shù)，不同類型的干酪根同時(shí)也決定了產(chǎn)物以油為主還是以氣為主，還影響天然氣吸附率和擴(kuò)散率。縱觀美國頁巖氣盆地的頁巖干酪根類型，主要以I型干酪根與II型干酪根為主，也有部分III型干酪根，而且不同干酪根類型的頁巖都生成了數(shù)量可觀的氣。實(shí)驗(yàn)證明，不同干酪根類型主生氣期（某一時(shí)期天然氣的生成量占總生氣量的70%?80%）對(duì)應(yīng)的r值不同，1型干酪根為1.2%?2.3%,11型干酪根為01.1%?2.6%,111型干酪根為0.7%?2.0%。因此，頁巖氣可以在不同有機(jī)質(zhì)類型的源巖中產(chǎn)出，有機(jī)質(zhì)的總量和成熟度才是決定源巖產(chǎn)氣能力的重要因素。⑷熱演化程度含氣頁巖的熱成熟度R越高表明生氣的可能越大。美國五大產(chǎn)氣頁巖的熱0成熟度從0.4%?0.6%（臨界值）到0.6%?2.0%（成熟），頁巖氣的生成貫穿于有機(jī)質(zhì)向烴類演化的整個(gè)過程。即，只要頁巖層中的有機(jī)質(zhì)達(dá)到了生烴標(biāo)準(zhǔn)，即R大0于0.4%，就可以生成天然氣，它們就有可能在頁巖中聚集成藏。一般地，當(dāng)R大0于1.0%更易于生氣，R在1.0%?2.0%是為生氣窗，當(dāng)R大于1.4%時(shí)則生成干00氣；R小于0.6%為未成熟階段，r在0.4%?0.6%時(shí)可生成生物成因氣。熱成00熟度是評(píng)價(jià)可能的高產(chǎn)頁巖氣的關(guān)鍵參數(shù)，熱成熟度越高越有利于頁巖氣的生成，也有利于頁巖氣的產(chǎn)出。1.4頁巖氣開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)較常規(guī)天然氣相比，頁巖氣開發(fā)有以下幾個(gè)特點(diǎn)：一是采收率變化較大（5%?60%），鉆井的產(chǎn)氣量相對(duì)較低。二是生產(chǎn)周期長，頁巖氣田開采壽命一般可達(dá)30?50年，甚至更長。三是頁巖氣在成藏、開采機(jī)理上與煤層氣具有相似性，頁巖在地層層序上，多為暗色泥巖與淺色粉砂巖的薄互層。頁巖氣在頁巖中除極少量的溶解狀態(tài)天然氣以外，大部分均以吸附狀態(tài)賦存于巖石顆粒和有機(jī)質(zhì)表面，或以游離狀態(tài)賦存于孔隙和裂縫之中，吸附狀態(tài)天然氣的含量變化于20%?85%之間。頁巖氣介于煤層吸附氣（吸附氣含量在85%以上）和常規(guī)圈閉氣（吸附氣含量通常忽略為零）之間。頁巖氣藏因其儲(chǔ)層物性差、孔隙度和滲透率低，使其開采難度大，需要應(yīng)用特殊的勘探開發(fā)技術(shù)。地質(zhì)儲(chǔ)量評(píng)估技術(shù)頁巖氣產(chǎn)量是否可以長期保持經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量開采主要取決于原始天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量、完井質(zhì)量及基巖滲透率這三個(gè)因素。其中天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量通常是遠(yuǎn)景區(qū)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)的關(guān)鍵參數(shù)，其重要性高于基巖滲透率和完井質(zhì)量。評(píng)價(jià)手段有取心評(píng)價(jià)，斯倫貝謝旗下的TerraTek公司開發(fā)的專門分析低滲透率、低孔隙度地層巖樣的技術(shù)，這種被稱為致密巖石分析（TRA）的專有熱解技術(shù)可以對(duì)含氣頁巖巖樣提供綜合評(píng)價(jià)。射孔優(yōu)化技術(shù)大量頁巖氣井開發(fā)實(shí)踐證明，定向射孔應(yīng)遵循的原則是，在射孔過程中，主要射開低應(yīng)力區(qū)、高孔隙度區(qū)、石英富集區(qū)和富干酪根區(qū)。采用大孔徑射孔可以有效減少井筒附近流通阻力。壓裂增產(chǎn)技術(shù)目前頁巖氣開發(fā)主要靠壓裂技術(shù)增產(chǎn)，包括氮?dú)鈮毫鸭夹g(shù)、泡沫壓裂技術(shù)、凝膠壓裂技術(shù)，二次壓裂技術(shù)、多段壓裂技術(shù)、清水壓裂技術(shù)和近期出現(xiàn)的同步壓裂技術(shù)、壓裂過程要注意避免采用高黏度膠體壓裂液，壓裂過程中的高初始?jí)毫赡軐?dǎo)致對(duì)井筒附近的傷害，避免水泥、鉆井液引入裂縫，適當(dāng)?shù)乃峄梢詼p少傷害，微地震可以檢測(cè)出沒有被壓裂改造的區(qū)域。業(yè)界對(duì)開發(fā)頁巖氣資源的一個(gè)重要擔(dān)心，是碳?xì)浠衔锘蚧瘜W(xué)品可能流入到提供飲用水的蓄水層。但在大多數(shù)情況下，含氣層和含水層的垂直距離很大，頁巖氣水力壓裂法污染飲用水的可能性不大。雖然水力壓裂法用水量大，但與其他能源生產(chǎn)過程相比，水的消耗要少得多。1524?3048m之間的高壓頁巖中泵入低黏度水基減阻流體和支撐劑進(jìn)行增產(chǎn)處理；在深度較淺或油氣藏壓力較低的頁巖中，則泵入氮泡沫壓裂液。水平井增產(chǎn)技術(shù)在開發(fā)初期，可以先選擇較淺（深度2000m左右）的頁巖儲(chǔ)層鉆直井進(jìn)行試驗(yàn)，了解目的層特性，獲得鉆井、壓裂和投產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)，獲取一定數(shù)據(jù)資料和施工經(jīng)驗(yàn)后再向深井（深度3000?4000m）和水平井發(fā)展。先期水平井壓裂試驗(yàn)應(yīng)在單支水平井中進(jìn)行，積累一定成功經(jīng)驗(yàn)后再試驗(yàn)同步壓裂等技術(shù)Barnett頁巖實(shí)際鉆井經(jīng)驗(yàn)表明，從水平井中獲得的估計(jì)最終采收率大約是直井的三倍，而費(fèi)用只相當(dāng)于直井的兩倍。超臨界CO開發(fā)頁巖氣技術(shù)2目前常用的大型水壓裂技術(shù)成本高，對(duì)儲(chǔ)層傷害大降低了頁巖氣經(jīng)濟(jì)開采價(jià)值，減少了頁巖氣經(jīng)濟(jì)技術(shù)可采儲(chǔ)量。中國石油大學(xué)沈忠厚院士提出了超臨界CO開發(fā)頁巖氣技術(shù)。超臨界流體既不同于氣體也不同于液體，具有許多獨(dú)特物2理化學(xué)性質(zhì)：密度接近于液，能夠?yàn)榫埋R達(dá)提供足夠扭矩、溶劑化能力強(qiáng)；黏度接近于氣，易流動(dòng)、摩阻系數(shù)低；擴(kuò)大系數(shù)大于液，傳熱、傳質(zhì)性能良好；表面張力接近于零，可進(jìn)入到任何大于超臨界流體分子的空間。超臨界co開發(fā)頁2巖氣技術(shù)的優(yōu)勢(shì)表現(xiàn)在：超臨界CO噴射破巖效率高、門限壓力低，可采用連續(xù)2油管超臨界co噴射輔助鉆井，減少井下復(fù)雜問題的出現(xiàn)，提高鉆井速度，縮短2建井周期，減少鉆井費(fèi)用；超臨界CO流體中不含固相顆粒，不會(huì)堵塞孔隙喉道；2超臨界CO流體不是液相、也不含液相，不會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層中黏土膨脹，從根本上避2免了水鎖效應(yīng)、巖石潤濕性反轉(zhuǎn)等危害的發(fā)生，鉆井過程中，有效保護(hù)儲(chǔ)層不受損害；超臨界CO能有效改善流動(dòng)通道，咼效驅(qū)替甲烷，咼效置換甲烷，可有效2提高油氣井單井產(chǎn)量和采收率。欠平衡鉆井技術(shù)輔助開發(fā)頁巖氣國內(nèi)目前正在試驗(yàn)開發(fā)的長寧、威遠(yuǎn)頁巖氣區(qū)塊，上部鉆井液鉆井過程中大部分井出現(xiàn)了機(jī)械鉆速慢、惡性井漏等問題，以至于下部施工困難，如寧201井等，采用充氣鉆井技術(shù)后，順利鉆達(dá)固井井深，成功解決了本井因惡性井漏導(dǎo)致下部鉆井實(shí)施困難的問題，保證了下部工程得以順利實(shí)施，減少了因井漏造成的處理復(fù)雜時(shí)間，縮短了鉆井周期，節(jié)約了鉆井成本，經(jīng)濟(jì)效益明顯。采用欠平衡鉆井技術(shù)提速治漏，可以加快頁巖氣工程的開發(fā)進(jìn)程。1.5中國頁巖氣勘探開發(fā)面臨的主要問題中國地質(zhì)條件比北美復(fù)雜，頁巖氣勘探開發(fā)僅處于起步階段，還有許多技術(shù)和政策問題需要探索。從北美的經(jīng)驗(yàn)看，頁巖氣的勘探開發(fā)具有“高技術(shù)、高投入、低成本、長周期”的特點(diǎn)。頁巖氣能否成為中國天然氣勘探開發(fā)的后備領(lǐng)域，能否形成產(chǎn)業(yè)化規(guī)模并為調(diào)整和優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)、緩減天然氣供需矛盾作出貢獻(xiàn)，至少需要解決以下4個(gè)問題：①中國是否存在頁巖氣，即“有無”問題；②頁巖氣的單井產(chǎn)量有多高，即“多少”問題；③頁巖氣藏的規(guī)模有多大，即“大小”問題；④開采頁巖氣的成本是否劃算，即“高低”問題。四川盆地長寧、威遠(yuǎn)地區(qū)已鉆井壓裂后均獲氣，表明四川盆地長寧和威遠(yuǎn)地區(qū)存在豐富的頁巖氣，初步回答了四川盆地有無頁巖氣的問題。但是資源前景、單井產(chǎn)量、氣藏規(guī)模、投資效益等問題仍需艱苦探索。而要解決這些問題，則面臨著資源、環(huán)境、技術(shù)、成本和政策等5個(gè)方面的挑戰(zhàn)。頁巖氣資源評(píng)價(jià)、儲(chǔ)量計(jì)算和產(chǎn)能預(yù)測(cè)方法需要探索，中國頁巖氣資源量、儲(chǔ)量和產(chǎn)能尚不清楚盡管四川盆地具有形成頁巖氣藏的諸多有利地質(zhì)件，但與北美傳統(tǒng)頁巖氣有利區(qū)域相比，前者的地質(zhì)背景、整體認(rèn)識(shí)和技術(shù)水平還有差距，還需要進(jìn)行大量艱苦細(xì)致的技術(shù)攻關(guān)和勘探開發(fā)政策研究。當(dāng)前國內(nèi)外不少研究者用中國頁巖的一些參數(shù)與北美相比，得出中國頁巖氣資源非常豐富的認(rèn)識(shí)，這無疑是有積極意義的。但是，任何類比都存在風(fēng)險(xiǎn)，北美不同地區(qū)、不同時(shí)代的頁巖都各具特色，更何況目前所用的對(duì)比參數(shù)基本上都是基礎(chǔ)資料有限的靜態(tài)參數(shù)。實(shí)際上，目前認(rèn)為最具前景的中國南方揚(yáng)子地臺(tái)寒武系和志留系海相頁巖與北美地臺(tái)石炭系和泥盆系海相頁巖相比，至少存在4個(gè)不利因素：①揚(yáng)子地臺(tái)經(jīng)歷的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)次數(shù)多而且劇烈，所以頁巖氣藏經(jīng)歷的改造歷史和保存條件顯然不同于北美地臺(tái)。②中國頁巖氣有利區(qū)有機(jī)質(zhì)演化程度處于高一過成熟階段，而美國頁巖氣則低于高成熟階段。隨著成熟度增加，頁巖氣藏的成藏條件會(huì)有哪些變化目前還不十分清楚。從理論上看，成熟度越高，頁巖礦物和有機(jī)質(zhì)對(duì)天然氣的吸附能力就越差，所以吸附氣的含量就會(huì)越少。③中國頁巖氣藏埋深小于3000m的范圍相對(duì)較少，部分頁巖儲(chǔ)層埋深可超過5000m，而美國泥盆系、密西西比系頁巖埋深范圍介于1000?3500m。④中國南方頁巖氣有利區(qū)多處于丘陵一低山地區(qū)，地表?xiàng)l件比美國復(fù)雜得多。由于中國現(xiàn)在僅有幾口頁巖氣井，還沒有一個(gè)投入開發(fā)的頁巖氣藏，所以對(duì)于頁巖氣資源量、儲(chǔ)量、產(chǎn)量如何預(yù)測(cè)，都沒有可以遵循的規(guī)范，而北美的地質(zhì)背景與中國的地質(zhì)背景差別較大，也不能簡單地照搬，況且北美頁巖氣勘探開發(fā)的程序也與中國常規(guī)天然氣勘探開發(fā)的程序不同，所以需要探索適合中國地質(zhì)情況和工藝技術(shù)的頁巖氣資源評(píng)價(jià)、儲(chǔ)量計(jì)算和產(chǎn)能預(yù)測(cè)方法。頁巖氣勘探開發(fā)受環(huán)境制約，環(huán)保要求高與美國相比，中國頁巖氣勘探開發(fā)受地表環(huán)境影響較大。北美人少地多，開發(fā)頁巖氣的地區(qū)以平原為主，水源豐富，交通便利，鉆前工程量小，費(fèi)用也低。而中國南方頁巖氣有利區(qū)多位于像長寧、威遠(yuǎn)這樣的丘陵—低山地區(qū)，耕地肥沃但面積不多，交通和水源受限，且人口相對(duì)稠密，所以不僅井場選擇受限，鉆前工程量大，費(fèi)用也高，而且受環(huán)境因素制約多。中國是一個(gè)人口眾多、耕地有限、能源緊缺的發(fā)展中大國，我們不能也沒有必要重復(fù)發(fā)達(dá)國家先污染再治理的老路。所以中國頁巖氣勘探開發(fā)中的安全、環(huán)保問題更需從一開始就高度重視，高標(biāo)準(zhǔn)要求。頁巖氣評(píng)價(jià)技術(shù)和核心工藝技術(shù)還未完全掌握中國針對(duì)頁巖氣勘探開發(fā)的分析實(shí)驗(yàn)技術(shù)還不完善，對(duì)頁巖氣的成藏機(jī)理和富集特點(diǎn)認(rèn)識(shí)還不清楚，含氣頁巖有利區(qū)帶和頁巖氣建產(chǎn)區(qū)的選擇和評(píng)價(jià)、頁巖氣藏描述、產(chǎn)能預(yù)測(cè)、井位部署與井網(wǎng)優(yōu)化等氣藏工程技術(shù)與頁巖氣開發(fā)地質(zhì)理論在國內(nèi)尚處于空白。頁巖氣開發(fā)的關(guān)鍵工藝技術(shù)主要有水平井（井組）鉆完井技術(shù)體系、分段多級(jí)壓裂技術(shù)體系和微地震監(jiān)測(cè)技術(shù)體系。中國現(xiàn)有的水平井鉆完井技術(shù)還不能完全滿足頁巖氣水平井鉆完井的需求，水平井分段多級(jí)壓裂工藝技術(shù)及配套工具仍需要引進(jìn)、研發(fā)、試驗(yàn)和評(píng)價(jià)，頁巖氣壓裂裂縫延伸規(guī)律、壓裂規(guī)模優(yōu)選、產(chǎn)量預(yù)測(cè)等方面還有待提高，利用微地震監(jiān)測(cè)壓裂效果的檢測(cè)設(shè)備、施工技術(shù)和評(píng)價(jià)方法在中國還處于空白。成本是制約頁巖氣效益開發(fā)的關(guān)鍵因素北美地區(qū)頁巖氣開發(fā)技術(shù)進(jìn)步和市場競爭促使鉆井與儲(chǔ)層改造費(fèi)用逐年下降，目前開發(fā)成熟區(qū)的1108m3產(chǎn)能建設(shè)投資約折合人民幣為2.5~3億元。美國Barnett頁巖氣開發(fā)單井費(fèi)用為250?350萬美元，儲(chǔ)層改造和鉆井費(fèi)用基本相當(dāng)，兩者占總成本的80%以上。中國頁巖氣地質(zhì)背景復(fù)雜，尚處于技術(shù)攻堅(jiān)階段，前期評(píng)價(jià)成本高，科技攻關(guān)投入大，中國南方的自然地理特點(diǎn)又使得土地征用成本高，地震成本高、鉆前工作投入大，加之氣藏埋藏較深，又造成鉆井、壓裂等作業(yè)成本高，而天然氣價(jià)格又低，所以目前投資風(fēng)險(xiǎn)極大，距離效益開發(fā)的要求還有很大的差距?，F(xiàn)有天然氣勘探開發(fā)的一些技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)不適應(yīng)頁巖氣勘探開發(fā)頁巖氣不含硫化氫等有毒組分，且只有通過壓裂才能產(chǎn)氣，從這個(gè)意義上說，頁巖氣是人工氣藏。而現(xiàn)行的枟鉆井井控技術(shù)規(guī)程?hào)?SY/T6426—2005)規(guī)定的人居安全距離、鉆井液密度等對(duì)頁巖氣井來說過大，不利于降低作業(yè)成本。此外，頁巖氣屬于非常規(guī)天然氣，其勘探開發(fā)階段劃分與現(xiàn)行《石油天然氣資源／儲(chǔ)量分類》(GB/T19492—2004)標(biāo)準(zhǔn)中的描述有較大差異，其儲(chǔ)量也無法按照現(xiàn)行《石油天然氣儲(chǔ)量計(jì)算規(guī)范》(DZ/T0217—2005)計(jì)算，等等。國內(nèi)常規(guī)油氣勘探開發(fā)，首先要通過勘探階段明確資源量、預(yù)測(cè)儲(chǔ)量、控制儲(chǔ)量和探明儲(chǔ)量，然后進(jìn)入開發(fā)階段，編制開發(fā)方案，投入產(chǎn)能建設(shè)。但國外很多公司，更關(guān)注以單井測(cè)試為基礎(chǔ)的GIP資源量和EUR儲(chǔ)量(估算最終儲(chǔ)量)。按現(xiàn)有天然氣勘探開發(fā)程序，要建產(chǎn)能，就得編制開發(fā)方案，而要編開發(fā)方案，就得要以國家儲(chǔ)量委員會(huì)審查通過的探明儲(chǔ)量為依據(jù)。而我們現(xiàn)在沒有自己的單井產(chǎn)量衰減曲線，沒有頁巖氣探明儲(chǔ)量計(jì)算規(guī)范。所以中國頁巖氣的勘探開發(fā)程序不能按現(xiàn)有的常規(guī)油氣勘探開發(fā)程序進(jìn)行。中國缺少發(fā)展頁巖氣產(chǎn)業(yè)的系統(tǒng)扶持政策對(duì)于如何發(fā)展中國的頁巖氣產(chǎn)業(yè)，技術(shù)問題爭論不多，但政策問題眾說紛紜。從目前情況看，大家都同意對(duì)中國的頁巖氣產(chǎn)業(yè)給予一定的扶持政策，但對(duì)發(fā)展中國的頁巖氣產(chǎn)業(yè)到底需要哪些扶持政策的看法并不完全一致，所以目前中國頁巖氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的系統(tǒng)扶持政策還處在醞釀階段。2油砂油砂，又稱“瀝青砂”、“稠油砂”、“重油砂”或“焦油砂”，顧名思義是一種含有瀝青或焦油的砂或砂巖，屬于非常規(guī)石油資源。油砂形成的地質(zhì)年代是白堊紀(jì)。世界上有70多個(gè)國家蘊(yùn)藏油砂資源，其中探明的95%集中在加拿大，約占世界石油儲(chǔ)量的30%，如果全部開采利用，大概可使全世界消費(fèi)上百年。油砂是一種瀝青、砂、富礦黏土和水的混合物，外觀似黑色蜜糖，其中10%~12%(質(zhì)量分?jǐn)?shù))為瀝青，它是油砂礦內(nèi)所含的原油，砂和黏土等礦物質(zhì)占80%~85%，其余的3%~5%是水。它比一般的原油流動(dòng)性差，與傳統(tǒng)原油相比，由于油砂的開采提煉成本過于昂貴，因此一直沒有得到重視和發(fā)展。油砂已成為世界能源資源的重要組成部分，油砂石油的開發(fā)生產(chǎn)技術(shù)、油砂與北美能源供應(yīng)的緊密聯(lián)系以及其對(duì)世界能源資源利用方向的重大戰(zhàn)略性重新調(diào)整意義都是巨大的。隨著全球石油需求的不斷增加，常規(guī)石油資源逐漸減少，人們開始把目光轉(zhuǎn)向非常規(guī)石油資源。在當(dāng)前國內(nèi)石油資源緊張的形勢(shì)下，了解并投入適當(dāng)?shù)牧α垦芯坑蜕暗拈_采與加工，并為開采油砂資源做準(zhǔn)備,將對(duì)我國能源戰(zhàn)略安全起到一定的作用。油砂礦成因世界絕大部分油砂資源賦存于白奎系和古近一新近系中。下部烴源巖層經(jīng)過成熟演化大量生烴，形成油藏。后期由于構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，古油藏遭到破壞，烴類經(jīng)過運(yùn)移，進(jìn)入淺部地層或盆地邊緣地帶。運(yùn)移過程中到達(dá)地層淺處時(shí)，由于淺層地下水或地面大氣水把溶解的氧和微生物帶入，使原油發(fā)生明顯的生物降解、水洗、游離氧的氧化和輕質(zhì)組分的蒸發(fā)，迅速稠變向重油演化，在淺部地層和盆地邊緣地帶形成重油帶和油砂礦。運(yùn)移的通道主要有多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)形成的不整合面、裂隙滲透帶以及盆地邊緣的斷層帶等。依據(jù)盆地類型的不同，中國的油砂礦可以分為西部擠壓盆地油砂、東部伸展盆地油砂、中部過渡型盆地油砂、南部地臺(tái)型盆地油砂。拜文華等根據(jù)油砂礦的成因及構(gòu)造部位將中國油砂礦的構(gòu)造成因類型分為斜坡逸散型、低凸起遮擋型、中央隆起帶抬升型、古油藏破壞型、次生聚集型5類。油砂開采技術(shù)油砂實(shí)質(zhì)上是一種瀝青、砂、富礦粘土和水的混合物，由于油砂的這種特殊性質(zhì)，其開采方法與常規(guī)石油截然不同，而且根據(jù)其埋藏深度的不同，采用的開采方法也不完全一樣。根據(jù)油砂礦的不同條件，國際上通常采用的開采方法主要有露天開采、就地開采及其他開采方法，其中以露天開采及就地開采為主。加拿大油砂中瀝青油資源量的20%可以用露天開采法開采，80%需要采用就地開采法進(jìn)行開采。露天開采露天開采可以分成相互銜接的兩個(gè)部分：采礦(Mining)和萃取(Extraction)。露天開采主要適用于埋藏較淺(<75m)的近地表油砂。它具有資源回收率高、勞動(dòng)效率高、可用大型自動(dòng)化機(jī)械設(shè)備、生產(chǎn)安全的特點(diǎn)。露天開采所需的設(shè)備及費(fèi)用、油砂油采收率較其他方法好，技術(shù)上較為成熟，在加拿大及委內(nèi)瑞拉等都已形成大規(guī)模工業(yè)開采。多年來，油砂的露天開采技術(shù)已經(jīng)取得的重要進(jìn)步如下：利用卡車和鏟車開采油砂，增加了開采的靈活性，同時(shí)降低了成本；用水力運(yùn)輸管道系統(tǒng)代替?zhèn)魉蛶到y(tǒng)，使油砂達(dá)到管輸要求，并簡化了分離瀝青和砂的萃取過程，確保最佳分離條件、降低了能量消耗；實(shí)現(xiàn)了可移動(dòng)式礦區(qū)采礦技術(shù)，這項(xiàng)技術(shù)就是將整個(gè)采出礦運(yùn)到提煉廠，然后再把地層砂返回到采礦區(qū)，生產(chǎn)操作范圍小，項(xiàng)目費(fèi)用減少，能滿足大提煉廠的需求；在萃取階段，降低了加工的溫度。2.2.2就地開采對(duì)于埋藏較深(>75m)的油砂，因需要?jiǎng)冸x的蓋層過大、成本過高而無法應(yīng)用露天開采技術(shù)，這些埋藏較深的油砂約占油砂儲(chǔ)量的85%以上，需要就地開采技術(shù)。就地開采又分為熱采法和冷采法，目前熱采法比較成熟的技術(shù)有蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)技術(shù)、蒸汽輔助重力泄油技術(shù)、注入溶劑技術(shù)、井下就地催化改質(zhì)開采技術(shù)、水熱裂解開采技術(shù)等。i.出砂冷米技術(shù)出砂冷采是加拿大近年發(fā)展起來的一項(xiàng)新的油砂開采技術(shù)。其主要原理是：通過出砂冷米在油藏中形成“蚓孔”及“蚓孔”網(wǎng)絡(luò)，使油層孔隙度和滲透率大幅度提高，極大地提高了油砂油的流動(dòng)性；穩(wěn)定的泡沫油使原油密度變得很低，從而使粘度很大的油砂油得以流動(dòng)；由于油層中產(chǎn)出大量砂粒，使油層本身的強(qiáng)度降低，在上覆地層壓力作用下，油層將發(fā)生一定程度的壓實(shí)作用，使孔隙壓力升高，驅(qū)動(dòng)能量增加；遠(yuǎn)距離的邊底水可提供一定的驅(qū)動(dòng)能量。出砂冷米技術(shù)具有投資少、日產(chǎn)油量高、開米成本低和不傷害地層等優(yōu)點(diǎn)而得到廣泛應(yīng)用。據(jù)統(tǒng)計(jì)，加拿大已有20多家石油公司采用了這項(xiàng)技術(shù)，其中Husky、Suncor、Mobil和Texaco等大型石油公司均已大規(guī)模米用這項(xiàng)技術(shù)。出砂冷米技術(shù)潛力巨大，是一項(xiàng)很值得研究和推廣的技術(shù)。蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)技術(shù)蒸汽吞吐是一種相對(duì)簡單和成熟的注蒸汽開采油砂的技術(shù)。蒸汽吞吐的機(jī)理主要是加熱近井地帶原油，使之粘度降低，當(dāng)生產(chǎn)壓力下降時(shí)，為地層束縛水和蒸汽的閃蒸提供氣體驅(qū)動(dòng)力。該技術(shù)工藝施工簡單、收效快，是20世紀(jì)80年代在委內(nèi)瑞拉發(fā)展起來的，注入的助劑主要有天然氣、溶劑(輕質(zhì)油)及高溫泡沫劑(表面活性劑)。近幾年蒸汽吞吐技術(shù)的發(fā)展主要在于使用各種助劑改善吞吐效果。目前這項(xiàng)技術(shù)在美國、委內(nèi)瑞拉、加拿大應(yīng)用廣泛。加拿大蒸汽循環(huán)激勵(lì)生產(chǎn)法(CSS)是蒸汽吞吐技術(shù)的拓展，通過注入高壓力的蒸汽，加熱地層，降低瀝青的粘度，使其流動(dòng)。CSS分階段性：首先通過垂直井筒注入高壓蒸汽；接著關(guān)井激勵(lì)地層；最后開井生產(chǎn)。除了加熱地層，高壓蒸汽還可以在儲(chǔ)層中產(chǎn)生裂縫、改善流體的流動(dòng)狀況。蒸汽驅(qū)是目前大規(guī)模工業(yè)化應(yīng)用的熱采技術(shù)，其機(jī)理主要是降低油砂油粘度，提高原油的流度。蒸汽相不僅由水蒸汽組成，同時(shí)也含烴蒸汽，烴汽與蒸汽一起凝結(jié)，驅(qū)替并稀釋前緣原油，從而留下較少、較重的殘余油。該技術(shù)的特點(diǎn)是：采油速度快、采收率高、經(jīng)濟(jì)成本低。蒸汽吞吐及蒸汽驅(qū)油在油砂開采中發(fā)揮了非常重要的作用，尤其蒸汽加溶劑、N2輔助蒸汽吞吐效果更加顯著。油砂開采的大部分產(chǎn)量是靠該方法實(shí)現(xiàn)的。蒸汽輔助重力泄油技術(shù)目前，國際上油砂油就地開采項(xiàng)目所采用的開采技術(shù)主要為蒸汽輔助重力泄油技術(shù)(SAGD)，被認(rèn)為是近10年來所建立的最著名的油藏工程理論，是由羅杰?巴特勒博士于1978年首先提出的。其機(jī)理是在注氣井中注入蒸汽，蒸汽向上超覆在地層中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及側(cè)面擴(kuò)展，與油層中的原油發(fā)生熱交換，加熱后的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的水平生產(chǎn)井中產(chǎn)出，現(xiàn)在已得到了廣泛的應(yīng)用。在加拿大，近年來所做的就地開采項(xiàng)目主要為SAGD項(xiàng)目。水平井蒸汽輔助重力泄油技術(shù)主要有以下幾個(gè)特點(diǎn)：利用重力作為驅(qū)動(dòng)原油的主要?jiǎng)恿?；采油率高；采油速度高；累?jì)油氣比高；對(duì)油藏非均質(zhì)性極不敏感。地下水平井注氣體溶劑萃取油砂油技術(shù)地下水平井注氣體溶劑萃取油砂油技術(shù)(VAPEX)是蒸汽輔助重力泄油方法的一個(gè)發(fā)展。該技術(shù)通過注入混合氣體，包括甲烷、二氧化碳、丙烷、丁烷，混合比例依據(jù)儲(chǔ)層和巖性而定，使重油和瀝青被注入氣體溶解，其中較輕的組分被抽提出來，形成的稀釋液其流動(dòng)性比原油和瀝青的流動(dòng)性更好。稀釋后的原油流向油藏底部，從位于注氣井旁的水平井采出。采出液在地面經(jīng)加熱后很容易分離出來，分離出來的烴類氣體又可再次注入地層。該工藝的主要優(yōu)點(diǎn)是：與SAGD相比，VAPE所需設(shè)備便宜、操作簡單，而且氣體溶解具有選擇性，它只溶于油，而不溶于水，因此適用范圍廣。v.井下就地催化改質(zhì)開采技術(shù)井下催化改質(zhì)方法相當(dāng)于將地面煉油廠搬到了地下，通過油田開采中常用的礫石充填或壓裂作業(yè)中支撐劑注入的方式將固體催化劑(如商業(yè)用的傳統(tǒng)Ni-Mo或Co-Mo加氫催化劑)放置到油層中生產(chǎn)井附近，向地層中注入氫氣或合成氣。通過就地燃燒原油產(chǎn)生就地改質(zhì)所需要的高溫，使油氣流過加熱的催化劑層開采。美國專利報(bào)道了超重油井下改質(zhì)的方法，將足夠的蒸汽、供氫劑、甲烷注入地層，作催化劑，通過氫轉(zhuǎn)化作用實(shí)現(xiàn)井下改質(zhì)。該項(xiàng)技術(shù)難度較大，目前有2個(gè)瓶頸沒有突破：(1)催化劑技術(shù)研究；(2)原油如何大規(guī)模與催化劑反應(yīng)。vi.水熱裂解開采技術(shù)關(guān)于油砂的水熱裂解反應(yīng)，最早始于加拿大。20世紀(jì)80年代初，Hyne、Viloria等人論述了高溫蒸汽與重油油藏之間的化學(xué)作用問題。油砂油在水蒸汽的作用下發(fā)生脫硫、脫氮、加氫、開環(huán)等一系列反應(yīng)，統(tǒng)稱為油砂油的水熱裂解反應(yīng)。水熱裂解開采油砂技術(shù)是在注蒸汽或火燒油層基礎(chǔ)上，以適當(dāng)?shù)姆绞较蛴蛯蛹尤肽撤N催化劑，同時(shí)添加其他助劑，通過促進(jìn)油砂油水熱裂解反應(yīng)，使油砂油中某些組分，尤其是膠質(zhì)和瀝青質(zhì)等重質(zhì)組分中某些化合物裂解改質(zhì)，或改變油砂油的分子聚集狀態(tài)，進(jìn)而降低油砂油粘度，增加油砂油的流動(dòng)性。水熱裂解開采油砂技術(shù)具有很高的潛在價(jià)值，是未來經(jīng)濟(jì)高效開采油砂的新途徑。火燒油層技術(shù)火燒油層技術(shù)的原理主要是：向油層注入空氣或者氧氣，在一定的部位點(diǎn)火，使其燃燒，利用燃燒產(chǎn)生的熱量將重油加熱，達(dá)到將油采出的目的。采用火燒油層方法開采高粘度稠油或?yàn)r青砂，其優(yōu)點(diǎn)是能夠把重質(zhì)原油開采出來，通過燃燒使部分重質(zhì)油分裂解，采出輕質(zhì)油分。這種方法的采收率很高，可達(dá)80%以上。其難點(diǎn)是實(shí)施工藝難度大，不易控制地下燃燒，且高壓注入大量空氣的成本太高。2.3油砂分離技術(shù)在油砂分離應(yīng)用中多數(shù)都采用堿驅(qū)驅(qū)油，即依靠在水基中加人氫氧化鈉等改變pH,降低分離條件，提高瀝青的回收率。油砂分離的研究經(jīng)歷了strand和william的水劑法，sanford和seyer化學(xué)藥劑提取法，schramm等人的天然表面活性劑分離法等階段。按照砂粒的特性，油砂大體上可以分為水濕性油砂、油濕性油砂及中性油砂3種。對(duì)于水濕性油砂的分離，一般采用水洗方法就有較高的洗油效率，這種方法成本不是很高。而對(duì)于油瀑性油砂的分離來說，化學(xué)試劑的使用是不可避免的，通常使用表面活性劑來提取瀝青油。熱水法利用熱作用和機(jī)械作用使瀝青油從油砂上剝離分離一般分為3個(gè)步驟：①油砂和95°C左右的熱水混合，在混合罐中用蒸汽和機(jī)械劇烈攪動(dòng)制成油砂漿液，使瀝青油和油砂徹底分離。在攪拌分離過程中，主要涉及降低界面張力、乳化作用及流動(dòng)、潤濕性的改變和剛性界面膜等原理。②瀝青油和油砂徹底分離后，沙子和巖石等通過自然沉降從漿液中分離出來，瀝青油中含有一定量的空氣使其漂浮到漿液表面，瀝青油浮渣可以和漿液分離。③漿液中的剩余部分稱為中間層，仍含有部分瀝青油沒有浮到漿液表面，需要采用浮選技術(shù)進(jìn)一步提取回收。熱堿水洗法將一定量NaOH溶于水中，加熱攪拌后，加入碾碎的油砂。恒溫下使油砂發(fā)生充分反應(yīng)，然后進(jìn)人浮選池，加水?dāng)嚢?，直至大量黑色烴類物質(zhì)浮出水面，提取水溶液表面油層，而后對(duì)殘余溶液再次進(jìn)行浮選，直至無油砂油浮起為止。離子溶液洗法Paul通過實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)在25—55C區(qū)間，利用離子溶液和有機(jī)溶劑可以穩(wěn)定地提取油砂中的瀝青油，通過加人非極性溶劑，如甲苯，可以使瀝青提取率達(dá)到90%以上。而且離子溶液具有較好的化學(xué)穩(wěn)定性和熱穩(wěn)定性，不易燃且不易揮發(fā)，使萃取后的殘余砂泥相對(duì)清潔而不具污染性。磁處理工藝水洗法Amiri研究認(rèn)為當(dāng)硬離子(ca2+和Mg2+)質(zhì)量分?jǐn)?shù)高于0.004%時(shí)，瀝青油的萃取率很低。理論和實(shí)驗(yàn)探討了磁處理工藝水洗法在提高瀝青油萃取率方面的重要意義。對(duì)普通的熱水法工藝水進(jìn)行磁處理，降低其硬離子體積濃度，然后再用熱水法提取瀝青油，實(shí)驗(yàn)分析認(rèn)為，磁處理工藝水洗法可以大大提高瀝青的提取率。水劑空氣化法第一步是在水中加人漿化劑，一方面可以形成漿化液使油砂聯(lián)結(jié)在一起，另一方面可以增加水對(duì)油砂的滲透，使砂粒表面的含水量增加，同時(shí)漿化劑擴(kuò)散到整個(gè)水層中；第二步是鼓入空氣，空氣的加人增大了瀝青顆粒的浮力，減小了其表面張力，在適宜的溫度下，瀝青能很好的與氣泡接觸，能在氣泡上形成油膜；第三步加人稀釋劑，使瀝青與沙粒分離，并漂浮到漿化液的表面。微乳液洗油法微乳液能與油、水混溶，大大降低油水界面張力，用在驅(qū)油方面，采收率普遍提高10%以上，特別是中相微乳液能使水驅(qū)后的殘余油全部被驅(qū)出，在三次采油中具有重要的應(yīng)用價(jià)值，將微乳液用在油砂洗油中將具有十分廣闊的應(yīng)用前景。微乳液直接作用于油砂，常溫即可，不需更多的熱能，可降低開采成本。超聲波除油在油砂分離中主要是利用它的超聲空化作用。整個(gè)油砂分離過程中，湍流效應(yīng)、微擾效應(yīng)、聚能效應(yīng)和界面效應(yīng)4種附加效應(yīng)起到至關(guān)重要的作用。其中，界面效應(yīng)是由聲流以及在油砂和介質(zhì)水的界面處的微射流產(chǎn)生的機(jī)械效應(yīng)，加速了砂表面瀝青油的剝離；聚能效應(yīng)和微擾效應(yīng)減弱了瀝青油對(duì)砂表面的粘附應(yīng)力；湍流效應(yīng)可使整個(gè)分離系統(tǒng)產(chǎn)生很多旋渦，加快了被剝離下來的油層乳化過程。3天然氣水合物天然氣水合物（NaturalGasHydrates）,由甲烷和水（chHO）在不42同的低溫（0?10°C）、高壓（＞3MPa）條件下構(gòu)成，呈白色固態(tài)結(jié)晶物質(zhì)，外觀像冰，或固體酒精，常溫常壓下可以燃燒，故俗稱可燃冰。主要埋藏在陸地永久凍土帶沉積層，大陸外緣的海洋底部以及深海海底平原沉積層。天然氣水合物為超分子結(jié)構(gòu)，具有很強(qiáng)的吸附（濃縮）氣體能力，單位體積的天然氣水合物可含有高達(dá)164倍于該體積的氣體，即1m3的“可燃冰”可釋放約為164m3天然氣釋放的能量。人們研究認(rèn)為水合物的結(jié)構(gòu)是似冰狀、立方籠型格子，有I型、II型和H型三種結(jié)構(gòu)。其中I型結(jié)構(gòu)只能填充小分子烴類，比如：甲烷、乙烷等和非烴分子比如：CO、HS等。II型結(jié)構(gòu)相比于I型結(jié)構(gòu)，22就可以容納丙烷、異丁烷等較大分子烴類氣體。而H型結(jié)構(gòu)就更包羅萬象了，不僅能容納上述分子，還能容納普通的原油分子IC5。天然氣水合物是天然氣和水在比較低的溫度和足夠高的壓力下形成的固態(tài)結(jié)晶物質(zhì)，所以其存在環(huán)境大多是在水深超過300m的海底沉積物中和永久凍土中。海底天然氣水合物若要維持其固體狀態(tài)，就必須依賴于水層的巨大壓力。其垂直深度上的分布范圍一般是從海底至其下2000m,超過此深度其固體狀態(tài)則難以存在。因?yàn)殡S著地層溫度的升高該固體狀態(tài)很容易遭到破壞。3.1我國天然氣水合物研究現(xiàn)狀早在1810年化學(xué)家達(dá)威(H.Davy)首次在倫敦皇家研究院實(shí)驗(yàn)室成功地合成了氯氣水合物，引起了化學(xué)家們的極大關(guān)注。但是直到Hammerschmidt于1934年發(fā)現(xiàn)堵塞天然氣輸送管道的物質(zhì)就是天然氣水合物時(shí),石油地質(zhì)學(xué)家和化學(xué)家才把注意力集中到天然氣水合物的研究上來。但當(dāng)時(shí)研究的目的只是為了解決管道堵塞問題。直到20世紀(jì)60年代蘇聯(lián)在開發(fā)麥索亞哈氣田時(shí)，首次在地層中發(fā)現(xiàn)了天然氣水合物藏，人們才開始把氣體水合物作為一種燃料能源進(jìn)行研究。我國在天然氣水合物研究方面起步較晚，直到20世紀(jì)80年代末才開始關(guān)注，前期工作也僅僅局限于對(duì)國外資料的簡單的收集和整理，由于受到政府的高度重視和大力支持，現(xiàn)已成為熱點(diǎn)研究課題。1990年，對(duì)天然氣水合物的研究來說是具有里程碑意義的一年。由于國家重點(diǎn)試驗(yàn)室中科院蘭州冰川研究所凍土工程的科研人員與其合作伙伴莫斯科大學(xué)凍土專業(yè)的學(xué)者聯(lián)合研究，標(biāo)志著我國對(duì)天然氣水合物的研究全面展開。目前，天然氣水合物研究工作進(jìn)入到實(shí)際調(diào)查評(píng)價(jià)和實(shí)驗(yàn)?zāi)M階段。我國天然氣水合物的實(shí)際調(diào)查評(píng)價(jià)我國的天然氣水合物勘探工作開始于“九五”期間，現(xiàn)在正處于實(shí)際調(diào)查研究評(píng)價(jià)階段。迄今為止已在南海北部陸坡、南沙海槽、西沙海槽北部、西沙群島南部以及東沙群島南部、東海海域地等多處區(qū)域發(fā)現(xiàn)天然氣水合物BSR(擬海底反射層，bottomsimulatingreflector,簡稱BSR)反射標(biāo)志。1998年，課題“中國海域氣體水合物勘測(cè)研究調(diào)研”圓滿完成，首次全面總結(jié)了我國海域天然氣水合物的成礦條件和找礦前景。從1999年起我國開始對(duì)天然氣水合物開展實(shí)質(zhì)性的調(diào)查和研究。在2000年時(shí)，廣州海洋地質(zhì)調(diào)查局在我國南?？碧匠隽颂烊粴馑衔锏V藏的顯示標(biāo)志BSR。在至少130km的地震剖面上，探明礦層厚達(dá)80?300m。據(jù)估算該地區(qū)天然氣水合物如果折算原油的話，可達(dá)643.5?772.2億t,就相當(dāng)于我國陸上和近海石油天然氣總資源量的一半以上。據(jù)國土資源部海洋地質(zhì)研究所資料表明：中國海域已發(fā)現(xiàn)多處天然氣水合物可能賦存地區(qū)，包括東沙群島南部、西沙海槽北部、西沙群島南部以及東海海域地區(qū)。上海海洋石油局對(duì)東海陸坡—沖繩海槽區(qū)勘探研究表明，該區(qū)域具有天然氣水合物的賦存條件。中國地質(zhì)科學(xué)院侯增謙等在沖繩海槽中段的JADE熱水沉積區(qū)海底發(fā)現(xiàn)了富含co的天然氣水合物（通過潛入海底）。2目前，我國在天然氣水合物勘探方面取得了一定的成績，由其是在海洋勘探方面做的工作比較多。通過許多專家學(xué)者的努力，我國已經(jīng)大體確定了天然氣水合物在我國沿海地區(qū)的分布，并對(duì)儲(chǔ)量進(jìn)行了估算，為將來我國實(shí)際開采天然氣水合物打下了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)。據(jù)權(quán)威人士透露，2013年我國將鉆探第一口探井，進(jìn)行天然氣水合物的儲(chǔ)量勘測(cè)，預(yù)計(jì)在2020年進(jìn)行開采。我國天然氣水合物的基礎(chǔ)研究在學(xué)習(xí)國外資料，評(píng)價(jià)國外進(jìn)展及了解高外的技術(shù)和實(shí)驗(yàn)后，我國也全面展開了對(duì)天然氣水合物的基礎(chǔ)研究。了解天然氣水合物的成因有助于對(duì)其進(jìn)行合成、勘探和開發(fā)利用，所以我國在這方面也做了大量的工作。如張景廉等從碳同位素地球化學(xué)方面作了關(guān)于天然氣水合物的成因的研究；狄永軍等經(jīng)研究認(rèn)為只要存在豐富的底物（CO），即2使在低溫條件下自養(yǎng)產(chǎn)甲烷菌的產(chǎn)甲烷作用完全可以進(jìn)行。在天然氣水合物合成方面，我國也做了深入研究。首先是在1990年，國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室中科院蘭州冰川凍土研究所凍土工程的科研人員成功的合成了甲烷水合物并對(duì)其性質(zhì)進(jìn)行了分析，其后國土資源部青島海洋地質(zhì)研究所也建立起了海洋天然氣水合物模擬實(shí)驗(yàn)室（該實(shí)驗(yàn)室完全擁有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)），成功的點(diǎn)燃了其合成的天然氣水合物。此外在天然氣水合物生成動(dòng)力學(xué)機(jī)理、生成條件，天然氣水合物的循環(huán)利用，天然氣水合物對(duì)地?zé)岬挠绊懸约疤烊粴馑衔飳?duì)環(huán)境的影響等方面也做了一定的研究。天然氣水合物鉆探技術(shù)天然氣水合物的熱物理特性表現(xiàn)為在低溫高壓下存在，而在常溫常壓分解出大量氣體和液態(tài)水。鑒于當(dāng)前尚未在區(qū)域上大范圍地鉆獲天然氣水合物樣品，也即存在還要從工作手段上提高資源可靠性的客觀現(xiàn)實(shí)，天然氣水合物鉆探技術(shù)所要解決的問題主要包括：取心取樣技術(shù)、循環(huán)介質(zhì)、低溫鉆進(jìn)技術(shù)參數(shù)和工藝方理論上，天然氣水合物晶體能夠以較大尺寸在自然環(huán)境中存在，但現(xiàn)有鉆探成果表明，天然氣水合物晶體主要以客體形式充填于沉積層的孔隙之中，天然氣水合物粒度相對(duì)較小。天然氣水合物鉆探取心取樣技術(shù)的難點(diǎn)在于巖（樣）心鉆取后會(huì)發(fā)生分解，若不采取一定措施，鉆探取樣后難于保存和直接觀測(cè)。當(dāng)前國內(nèi)研究天然氣水合物鉆探取心取樣技術(shù)時(shí)，保溫保壓取心取樣鉆具的研制思路多以保壓為主、保溫為輔,取樣器通常保壓參數(shù)設(shè)計(jì)在20MPa以上，甚至達(dá)到40MPa。這個(gè)壓力幾乎高于常溫下天然氣水合物保持不分解的壓力，也就增加了功能實(shí)現(xiàn)的難度。而模擬結(jié)果表明,降低天然氣水合物鉆探的工作溫度,可以大幅降低取心取樣鉆具的保壓設(shè)計(jì)值。因此,依據(jù)天然氣水合物的熱物理特性,設(shè)計(jì)出更為合理的取心取樣鉆具,這將是天然氣水合物取心取樣技術(shù)的重點(diǎn)。如上所述,天然氣水合物的熱物理力學(xué)性質(zhì)表明降低溫度有利于保持其不分解,而天然氣水合物分解本身吸熱制冷的過程,這種制冷效應(yīng)就使得天然氣水合物具備自我保持穩(wěn)定、不分解的特性。在青藏高原高寒地區(qū),天然氣水合物賦存于永凍層下,鉆遇地層平均溫度也低于冰點(diǎn),并且由于分解吸熱作用,勢(shì)必溫度將降得更低。這就要求循環(huán)介質(zhì)要具有耐低溫、抗蝕變性能之外,并具有能夠抑制水合物分解和環(huán)境友好的特性。常規(guī)耐低溫泥漿的耐溫性在冰點(diǎn)之上,當(dāng)溫度低于冰點(diǎn),泥漿的黏度、剪切力等參數(shù)將大幅惡化,其潤滑、排渣能力相應(yīng)也急劇降低。況且,青藏高原地區(qū)環(huán)境消融能力較差,一旦發(fā)生泥漿污染地層或地下水,環(huán)境恢復(fù)將極其緩慢,甚至可能導(dǎo)致災(zāi)難性事故。另外,由于泥漿中人為添加的處理劑或地層中礦物質(zhì)的溶解,可能增加了泥漿中離子濃度從而促使天然氣水合物的分解。因此,研制特殊的耐低溫環(huán)保型泥漿是天然氣水合物鉆探的技術(shù)核心。3.3天然氣水合物的開采方式天然氣水合物開采的思路是先將蘊(yùn)藏于沉積物中的天然氣水合物進(jìn)行分解,然后加以利用。目前,擬議中的天然氣水合物開采方法主要有熱力法、降壓法和化學(xué)劑注入法等3種。井口的生產(chǎn)方式可以采用單一井的循環(huán)生產(chǎn),也可以采用將對(duì)水合物層進(jìn)行刺激的注入井和鉆遇同層的生產(chǎn)井組合起來連續(xù)生產(chǎn)的方式,上述生產(chǎn)模式均屬于概念模式。3.3.1天然氣水合物的開采方法i.熱立法熱力法主要是利用特殊的設(shè)備向水合物地層注入蒸汽或熱水，促使天然氣水合物分解而采出天然氣。此方法主要是將蒸汽、熱水、熱鹽水或其它熱流體從地面泵入水合物地層對(duì)天然氣水合物穩(wěn)定層進(jìn)行加熱，也可采用火驅(qū)法或利用鉆柱加熱器，總之只要能促使溫度上升達(dá)到水合物分解，再用導(dǎo)管收集析出的甲烷氣于貯藏器內(nèi)，或采用采集常規(guī)天然氣的輸氣管道輸送到船載貯藏器，這些方法都可稱為熱力法。熱開采技術(shù)主要的不足之處是會(huì)造成大量的熱損失，效率很低，特別是在永久凍土區(qū)，即使利用絕熱管道，永凍層也會(huì)降低傳遞給儲(chǔ)集層的有效熱量。近年來，為了提高熱力法的效率，人們采用井下加熱技術(shù)，井下電磁加熱方法就是其中之一。熱力法雖然在陸上的永凍區(qū)成功使用，但是有的學(xué)者認(rèn)為不適用于海洋水合物的開采，原因是需要較多的熱輸入，花費(fèi)太高。降壓法降壓法是迄今為止將水合物轉(zhuǎn)化為天然氣的最簡單的方法。通過鉆探方法或其他途徑，降低水合物層下面的游離氣聚集層位的平衡壓力，破壞水合物藏的穩(wěn)定性，使水合物分解而析出甲烷氣體。一般是通過在水合物層之下的游離氣聚集層中“降低”天然氣壓力或形成一個(gè)天然氣“囊”（由熱激發(fā)或化學(xué)試劑作用