2016中国非常规油气大会 干货盘点！

2016年中国非常规油气大会在四川成都市隆重召开，小编有幸参与该盛会，应多位石油圈读者的要求，现将大会主要嘉宾演讲内容进行盘点。

大会嘉宾主要就企业结构转型和创新的重要性、“一带一路”框架下非常规油气的发展机会、非常规资源开发的新技术以及长庆油田数字化油田技术等内容展开了介绍和讨论，以下便是本次大会的主要内容。

一、渡难关，迎发展

低油价下，全球油气发展的几个基本态势仍然没有改变，其中，油气消费总量增长趋势未变、油气在能源结构中主导地位未变、剩余油气资源非常丰富的勘探形式未变。另外，清洁能源（天然气和非化石能源）所占比例现阶段约为10%，预计2050年可达到50%，一百年后将达到90%。

可见，全球能源发展目前正处于转型期，虽然正由油气时代向低碳时代转型，但油气仍将占据半壁江山。预计2030年前后全国一次消费能源中，煤炭、石油、天然气和可再生能源将各占四分之一，油气消费将达到峰值，油气在交通、化工、发电、城市燃气等领域仍将扮演最重要的角色。

中长期看，油价将在60-80美元/桶的合理范围内，近期，油价在40-60美元/桶会持续一段时间，油价再回到100美元/桶以上的可能性不大。我国石油产量较长时间内将为2-2.1亿吨水平，对外依存度大于60%，而我国天然气产量将大幅跃升，2030年前后气的产量将大于油的产量，且天然气市场空间广阔。

中国毗邻全球三大富气区，国际合作前景广阔，加之，当今巨大的新兴市场（大数据、互联网、物联网、云计算、3D打印与机器人、新材料与无线传感器等快速融合发展）将打破原有工业化时代规模经济基本规律，彻底改变商业业态和管理模式。因此，国内油气企业应当乘借“中国制造2025”东风、配合“一带一路”战略构想，以结构转型为契机、以创新驱动为动力，积极建设陆上和海上油气通道，加强国际合作，利用“互联网+”对石油石化产业进行转型，一同“渡难关，迎发展”。

                                                                                       ——周守为（中国工程院院士）

二、“一带一路”框架内油气产业的投资前景与发展机会

1.“一带一路”框架内西部油气产业的发展机会

“一带一路”政策的提出是为了促进共同发展，实现共同繁荣。虽然油气行业目前处于低油价的窘境中，但是全球目前仍具有相当多的剩余油气储量，且我国为油气消费大国（能源消耗量位居世界第二位），可见，我国的油气勘探和技术服务市场潜力巨大。

因此，国内油气公司在“一带一路”框架内一定要把握油气合作机遇，但是同时也要增强风险意识，提前规避风险。这些风险包括：经济风险（如油气价格波动、油气供需不平衡等风险）、人民币汇率、资源国本地用工政策（如巴西和哈萨克斯坦等）、安全风险以及环保政策风险等。在规避风险的前提下，把握机遇，共同促进国内油气产业的发展。

                                                        ——韩保军（国家能源局油气司境外资源开发处处长）

2.“一带一路”框架下能源产业的发展机会

在“一带一路” 框架下，能源产业取得一系列重大成果。我国油气企业要认识到页岩油气资源可能是未来全球油气产量的增长点，在我国企业海外开展合作业务时，需特别重视对于北美油气勘探开发技术及项目运营管理方面的学习。同时，要重视国际油价对于页岩技术发展的影响，对中长期国际原油价格保持低位的风险及相关后果保持警惕。

北美页岩气的技术创新和商业化主要由中小公司推送，大公司在相对成熟阶段则推动页岩气向规模化发展。因此我国油气企业应该学习相关的运营模式，通过中小型公司不断推动我国页岩气开采技术的发展，再由大型公司通过并购或合资的方式介入页岩气的开发利用。

因此我们建议就未来5年的行业发展，应着重于新常态下的油气公司战略调整，主要有以下四点建议：

（1）低油价下，油气公司应研定企业发展策略，稳步推进重点项目，通过企业并购或低效资产剥离的方式调整业务结构，优化上游勘探开发业务，提质增效发展下游炼化销售业务；
（2）加强技术创新，特别是颠覆性技术的创新，加强对于非常规能源和深海能源技术的培育，优化产业链；
（3）尽快改革完善行业法律法规和财税政策，深化油气行业配套改革；
（4）降本增效，加强建设清洁高效的能源体系。

                                                                    ——胡卫平（中国产业海外发展协会会长）

三、环保装备产业及油气田水处理浅析

页岩气开采过程中存在较大的环境污染风险，油田水污染物主要有废弃钻井液、洗井液、压裂返排液以及油田采出水，若回用，则需要进行一级和二级处理，除去废液中的悬浮颗粒、原油、以及钙、镁、钡等离子等，若排放，还需要进行三级深度处理，将COD降至200以下，并降低一些可溶性固体等。

目前，油田废水常用的治理技术有膜技术、臭氧催化氧化技术、电化学处理技术、页岩气钻井油基钻屑及废液联合处理技术、高效离心分离技术等。处理技术的发展方向为：提高处理效率、处理质量、降低运行成本；药剂复配，如将混凝剂和氧化剂等多种药剂进行复配；高级氧化；多技术组合，如将臭氧氧化与气浮结合的“臭氧气浮”工艺等。

                                                    ——王亦宁（中国环保机械行业协会副理事长兼秘书长）

四、非常规资源开发新技术

1.中石油西南油气田页岩气勘探开发进展与技术进步

西南油气田页岩气勘探开发过程主要经历了四个阶段，分别为综合地质评价（2007-2009年，在威远、富顺-永川等地区开展研究，了解页岩基本特征）、评价钻探（2010-2011年，在威远、长宁等地区钻井并压裂获气，优选有利区）、先导试验（2012-2013年，锁定建产区，形成开发技术政策）、规模建产（2014-2015年，完成示范区建设，年产20亿方并建成长宁外输管线等）。

西南油气田页岩气地质条件与北美可比，但有其特殊性，比如，西川盆地经历多期构造运动，保存条件复杂，埋深介于1500-4500米之间，有机质演化度较高，处于高过成熟阶段，且地表多为丘陵、山地，人口密集等。

针对页岩气勘探开发面临的主要技术问题与难点，西南油气田形成了页岩气探勘开发六大主体技术系列和地质工程一体化提高单井产能方法，大幅提高了施工效率和气井产量、有效控制了成本。这六大技术包括：

页岩气综合地质评价技术（评层选区技术、分析实验技术、地震勘探技术、测井评价技术）、页岩气开发优化技术、页岩气水平井钻完井技术（水平井优快钻井、油基和水基泥浆等）、页岩气水平井体积压裂技术（滑溜水+陶粒体积压裂技术、压裂液、微地震监测技术）、页岩气水平井组工厂化作业技术以及页岩气地面采输技术（平台采输设施撬装化、气田开发数字化管理）。

下步，西南油气田将在3500m井深开展先导试验，努力提高单井产量，降低开发成本，力争在技术和经济效益上获得突破。

                                           ——陈更生（中石油西南油气田公司页岩气勘探开发首席专家）

2.地质-工程一体化绩效模式在北美非常规油气开发中的应用及进展

美国主要的致密油和页岩气盆地有Bakken、Marcellus、Utica、Permian、Niobrara、Haynesville和Eagle Ford等，其中Permian为当前较活跃的区域。在当今低油价的环境下，美国原油产量并非呈现了断崖式下跌的情况，而是保持一个较为平稳的趋势，但是，整个美国的活跃钻机数量却大幅度下降，可见，美国地区每台钻机的平均产量（即单井产量）大幅提升。

那么，为什么美国的致密油页岩气没有在较长期低油价下“倒下”？相反，美国的致密油页岩气已经具有了长期健康发展的基础。美国到底采取了哪些关键性的策略呢？答案就是：通过开发战略、技术进步和市场创新来提高油井产能和降低桶油成本，展开来说主要有以下几点：

投资向优质盆地倾斜；围绕已证实的高产富集区进行作业；不断提高单井平均产能；“再生”已有平台和已有井；推迟投产可能的“低效”井；优化开发生产制度；推动新的合作模式。

其中，具有一定代表性的技术就是斯伦贝谢公司地质-工程一体化技术，该技术在Permian盆地应用后，钻井费用下降了40%，完井效率提高了近一倍，压裂有效性提高35%，EUR提高20%以上，大大提升了该井的经济指标。

非常规油气开采过程中，我们还应该认识到压裂分级、射孔分簇有很大的优化空间（1/3的压裂级对产能贡献极低、1/3的射孔簇对产能没有贡献），深化认识水力裂缝网络与产能之间的关系，逐步重视井眼轨迹、钻遇率对产能的控制性作用，并在生产实践中逐步掌握生产制度优化的价值，进而提高单井的产能和经济指标。

                                        ——鲜成钢（斯伦贝谢公司中国地球科学与石油工程研究院院长）

五、降本增效：数字化油田的构建

1.“互联网+”时代油气藏一体协同研究与决策模式的构建

“互联网+”加速了产业分工与协同，促进了智能制造、数字经济的发展，在当今严峻的低油价环境时代，“互联网+”为油气行业提质增效和转型升级提供了一种全新思路。通过七年来的技术攻关与软件开发，长庆油田研发出一套油气藏研究与决策支持系统（Reservoir Research and Decision Making System，RDMS）。

该系统整合了各类数据资源（钻井、录井、测井、试井、储量、生产数据等）并搭建实时数据链路，打通现场与室内研究的信息通道；建立空间属性、图形绘制、数据可视化等，实现了井场图元导航、数据快速获取与智能成图；具有数据格式自动转换功能，实现“一键式”发送；具有标准化、实时化、可视化的场景式决策支持功能等。该系统大幅度提高了科研工作效率和质量，加快了科研成果向现实生产力的转化，实现了研究、决策、执行之间的有效协同。

长庆油田智能数字油田建设近几年的发展方向主要为：开发动态地质建模与跟踪数值模拟平台，实现实时数据驱动下的油气藏迭代式快速建模，指导剩余油挖潜与调整，提高最终采收率，同时，着重吸收应用大数据、知识库等数据挖掘分析技术，建设油气藏专家系统，实现油气藏实时监测、在线诊断、动态预警和智能决策等。

                                                              ——石玉江（长庆油田勘探开发研究院总工程师）

2.数字化助推油气田降本增效

数字化管理是应对“三低”油气藏效益开发的重要途径，是油田现代化管理的重要抓手，前端数字化实践是油田开发、降本增效的关键和着力点之一。

最近几年，长庆油田在数字化方面的技术成就有数字化抽油杆技术、电子巡井技术、自动投球技术、注水井稳流配水技术、集成撬装技术、气井智能保护技术、无人值守集气站技术、国产SCADA软件工业化技术等。这些技术的应用实现了组织机构扁平化、节约人力资源、提高劳动效率、控制安全环保风险和提高远程处置能力的目标。

通过数字化技术与管理相结合，促进了油田劳动组织架构的转变、生产组织方式的转变和生产运行方式的转变，提升了传统产业链管理水平，进一步促进了企业信息化与工业化的融合，助推了油气田精细管理和降本增效。

                                                                       ——朱天寿（原长庆油田分公司总工程师）

以上内容均为小编根据自己理解所提炼、梳理和总结，仅供参阅。若想要更为详细的资料，请添加小编微信，进行交流。

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