摘要：中国非常规天然气资源丰富，合理有效地开发可为中国经济的可持续发展提供能源保障。致密砂岩气藏远景资源量超过12×1012m3，已经实现规模开发；煤层气勘探在高阶煤中取得突破；页岩气研究刚刚起步，四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地等具有良好的页岩气成藏和开发条件；在中国南海多处发现天然气水合物存在的证据。但是，由于非常规天然气地质条件具有复杂性和特殊性，现有的部分勘探开发技术适用性差、不够成熟，加之低渗透储层单井产量低等因素，严重制约了非常规天然气开发利用的步伐。因此应加强以下工作：研发不同类型致密砂岩气藏的开发技术；优选煤层气有利目标区及扩大勘探开发规模；研发适合高阶煤层气田的高效勘探开发关键技术；调查页岩气资源分布并查明成藏主控因素；开展天然气水合物资源评价。
关键词：非常规天然气；致密砂岩气；煤层气；页岩气；天然气水合物；资源；成藏；开发技术
0 前言
非常规天然气是指在成藏机理、赋存状态、分布规律或勘探开发方式等方面有别于常规天然气的烃类(或非烃类)资源，主要指致密砂岩气、煤层气、页岩气、天然气水合物等。摸清中国非常规天然气资源潜力，拓宽勘探领域，对于增加天然气资源后备储量，提高天然气产量，具有重要的战略意义。
1 非常天然气资源潜力分析
1.1 致密砂岩气
中国致密砂岩气藏勘探领域广阔，四川、鄂尔多斯、松辽、渤海湾、柴达木、塔里木及准噶尔等10余个盆地都具有形成致密砂岩气藏的有利地质条件。据预测，中国致密砂岩气藏远景资源量超过12×1012m3，占天然气总资源量(56×1012m3)的1/5以上[1]。其中四川和鄂尔多斯盆地的致密砂岩气较为丰富。
四川盆地致密砂岩气资源量较为丰富，勘探潜力大。根据最新评价结果，川西坳陷侏罗系与上三叠统天然气资源量为1.8×1012～2.5×1012m3，而目前的探明储量约为2200×108m3，仅占资源量的10%左右。在四川盆地已发现并开发中坝、平落坝、九龙山、合兴场、新场、洛带、新都、邛西、马蓬等气田，但仍有大量的资源有待发现[2]。川中地区遂南、南充、八角场气田均在须家河组致密砂岩气藏生产工业天然气。
鄂尔多斯盆地北部已发现苏里格、榆林、长北、大牛地等致密砂岩气田。苏里格气田是近年来发现的大气田，探明天然气地质储量6025×108m3，为目前中国最大的气田，具有极其广阔的开发潜力[3]。
1.2 煤层气
中国煤层气资源丰富，继俄罗斯和加拿大之后居世界第三位。据最新一轮全国油气资源评价结果显示，中国45个聚煤盆地埋深2000m以浅的煤层含气面积41.5×104km2，地质资源量为36.8×1012m3，其中资源量大于1×1012m3的盆地包括伊犁、吐哈、鄂尔多斯、准噶尔、海拉尔、二连、沁水等盆地，以及滇黔桂地区，资源量共计为30.9×1012m3，占其总资源量的84%。埋深1000m以浅的煤层气地质资源量为14.3×1012m3，可采资源量为6.3×1012m3；1000～1500m的煤层气地质资源量为10.6×1012m3，可采资源量为4.6×1012m3；1500～2000m的煤层气地质资源量为11.9×1012m3。3种深度范围的煤层气资源量各占近三分之一，其中1000m以浅的煤层气资源最有利于开发。
中国煤层气藏有其独特的复杂性和特殊性[4]，具体表现在如下结果方面：①煤层气资源含气饱和度低，储层压力低。含气量大于4m3/t的聚气区里，含气饱和度在20%～91%之间，平均为45%。东北聚气区含气饱和度最高，其次是华南聚气区、华北聚气区，西北聚气区最低。煤层气煤储层以欠压为主，储层压力系数普遍小于1，最低为0.3。②受多期构造活动影响，煤层破碎，构造煤发育。中国煤田地质构造复杂，部分含煤盆地后期改造较强，构造形态多样，煤层破碎，开发难度大。构造煤资源占五分之一左右，煤层力学强度低，钻井难度大。③低煤阶煤层气资源量大，勘探理论技术不成熟。中国低煤阶煤层气资源量占总资源量的36%，但研究工作较少，目前尚未发现可供大规模商业开发的煤层气田。
目前主要在沁水盆地、阜新盆地和鄂尔多斯盆地南部的韩城地区初步实现了煤层气的商业性生产、销售和利用。
1.3 页岩气
中国页岩气的研究刚刚起步，尚未开展全国范围内的资源评价。国内外不同机构对中国页岩气资源量进行了预测，但差别较大(见表1)。
表1 中国页岩气资源量预测表
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范围
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资源量(1012m3)
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机构
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年份
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中国
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100
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Rogner
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1997
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中亚和中国
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99.9
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Kawata和Fujita
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2001
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中国(主要地区)
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15～30
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科罗拉多矿业大学(John B.Curtis)
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2002
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中国
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35
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中国石油勘探开发研究院廊坊分院
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2008
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在中国南方地区，从震旦纪到中三叠世，页岩层发育了广泛的海相沉积，分布面积达200×104km2。下寒武统、上奥陶-下志留统以及二叠系等地层分布广泛、厚度大，有机质丰富、成熟度高，是南方地区区域上的页岩气发育最有利层位，四川盆地、鄂东渝西及下扬子地区是平面上分布的有利区[5]。在四川盆地下寒武和下志留统已发现页岩气显示。鄂尔多斯、塔里木、吐哈等其他地区的页岩也具有形成页岩气的基础与条件。
在华北-东北地区，页岩气更可能发生在主力产油气层位的底部或下部，区域上的古生界、鄂尔多斯盆地的中-古生界、松辽盆地的中生界、渤海湾盆地埋藏较浅的古近系等，泥页岩累计厚度介于50～2000m，平均有机碳含量为1.0%～2.0%，局部平均值可超过4.0%，有机质成熟度变化较大[6]。
在西北部地区，页岩气分布更多地受现今盆地特点的约束，区域上分布的中生界(侏罗系及三叠系等)和盆地边缘埋深较浅的古生界泥页岩相对有利，有机碳含量平均值普遍较高，成熟度变化范围较大。尽管青藏地区的地表环境较差，但中-古生界泥页岩地层厚度大，有机质含量高，有机质热演化程度适中，也是页岩气发育的前景地区[7]。
1.4 天然气水合物
中国地质调查局等单位对中国管辖海域历年来做过大量的地震勘查资料分析，在冲绳海槽的边坡、南海的北部陆坡、西沙海槽和西沙群岛南坡等处发现了海底天然气水合物存在的似海底地震反射层(BSR)标志。
中国南海北部有可能存在天然气水合物，预测资源量为650×108t油当量。中国地质调查局等单位通过对南海北部陆坡、西沙海槽、东沙、神狐暗沙和琼东南等海域进行了水合物调查，发现多处似海底反射(BSR)和振幅空白带；存在大量的地球化学异常，主要是顶空气的烃类异常，孔隙水中Cl-和SO42-浓度与同位素异常；发现多处冷泉溢气口、碳酸盐结壳和双壳类。以上证据表明，在调查区浅层沉积物中存在天然气水合物[8～9]。
东海是西太平洋沟-弧-盆体系中的一个弧后盆地，主要包括东海陆架、冲绳海槽等单元。从水深、海底温度、热流值、沉积厚度、沉积速率、有机碳含量等区域地质条件来看，冲绳海槽特别是其西南斜坡具有良好的天然气水合物形成条件。据报道，利用原来的地球物理资料进行分析和处理在冲绳海槽发现与天然气水合物有关的BSR标志[10]。
此外，青藏高原和东北冻土区也具备较好的天然气水合物形成条件和找矿前景，其中羌塘盆地是最有前景的找矿远景区。羌塘盆地是青藏高原年平均地温最低、地温梯度最低、冻土层相对较厚的地区，具有合适的温压条件和充足的气源条件形成天然气水合物。在羌塘盆地发现了明显的高烃异常，这很有可能与天然气水合物有关[11]。
2 非常规天然气资源开发技术现状
2.1 形成了致密砂岩气规模性开发技术系列
针对中国致密砂岩气藏的低孔低渗、高毛细管压力、地层压力异常、高损害潜力的特性，在气藏描述、钻井完井储层保护、增产改造等方面形成了相关的开发技术。
在气藏描述方面，针对不同气藏的主控地质因素，建立并完善了针对性极强的2D/3D地震压力预测技术、3D相干数据体技术、2D/3D道积分反演技术、多井约束地震地层反演技术等。实现了含气砂体的追踪、气藏形态的描述和富集带的成功预测[12]。
在钻、完井储层保护方面，通过使用优良的低损害泥浆体系、非规则屏蔽暂堵剂及合适的井漏预防技术，形成了屏蔽暂堵钻、完井储层保护技术。
在储层改造方面，形成了“低前置液量、小排量、高砂比”为特色的浅层水力压裂技术，解决了低温压裂液破胶的难题，建立了“大砂量、大排量、中砂比”为特色中深层水力压裂技术和适应高破裂压力储层的复合压裂与多层压裂技术，解决了压裂液返排的难题。
虽然在开发技术上取得了成效，但在气藏的动用程度和采出程度方面，致密砂岩气藏远远低于中高渗透砂岩气藏和碳酸盐岩气藏(见图1)，处于规模开发的早期阶段。
2.2 初步形成煤层气开发技术系列
通过对煤层气开发技术的攻关，中国已经形成了煤层气地球物理勘探技术、煤层气钻完井技术、煤层气增产工艺技术等。特别是高变质无烟煤煤层气的开采技术，通过多年的攻关取得了实质性进展。
在煤层气地球物理勘探技术方面，在淮南煤田开展了三维三分量地震勘探，初步建立了煤层厚度、裂缝发育和煤层气富集的预测方法，利用纵波方位AVO理论预测裂隙方位和裂隙密度。
在煤层气钻井完井技术方面，针对中国高变质低渗透无烟煤煤层气的开采，提出羽状水平井技术，设计了定向羽状水平钻井完井方案。
在煤层气增产工艺技术方面，通过对煤层气水力压裂井的统计分析，研究了煤岩裂缝展布规律，建立了煤层水力压裂裂缝诊断测试方法。此外，还进行了单井注入、单井产出的注CO2采气试验，取得了良好成效[13]。
2.3 对页岩气开发技术开始进行研究
中国尚未进行页岩气的工业性开发，但已经开展了相关的研究。在勘探开发技术方面，已进行泥岩裂缝气藏的开发，在泥页岩裂缝油气藏钻井、完井技术，产层保护和低渗透气藏改造等方面积累了大量的经验，掌握了分支水平井钻井和压裂增产技术。
2.4 天然气水合物的基础研究稳步推进
2007年5月，中国地质调查局在南海北部神狐海域首次成功钻获天然气水合物实物样品，标志着中国成为继美国、日本、印度之后的第4个系统开展天然气水合物资源调查并获取实物样品的国家。
近年来，中国加大了天然气水合物开采的研究力度，以中国科学院广州能源研究所为代表的一些机构建立了天然气水合物开采模拟装置。广州能源研究所研制出天然气水合物一维、二维开采实验模拟系统，并合成天然气水合物。中国石油大学(华东)设计了多孔介质中天然气水合物二维模拟实验装置，建立了水合物合成与开采实验系统。此外，青岛海洋地质研究所等自建了天然气水合物模拟实验装置。
初步探索了以识别天然气水合物为目的的地震数据“三高”处理技术，开展了天然气水合物正演模拟研究，开展了天然气水合物沉积层综合识别方法研究，应用多波地震对南海、东海天然气水合物勘探的可行性进行了研究[14～15]。
3 非常规天然气资源勘探开发技术展望
由于非常规天然气地质条件具有复杂性和特殊性，现有的部分勘探开发技术适用性差、不成熟，加之低渗透储层单井产量低等因素，在勘探开发过程中还存在很多需要攻关的理论技术难题，严重制约了中国非常规天然气资源开发利用步伐。非常规天然气成藏条件复杂，储层致密，非均质性强，不同类型资源各具特点。致密砂岩气藏具有低孔低渗、高毛细管压力、地层压力异常、高损害潜力的特性；煤层气储层具有含气非均质性强、渗透率低、储层压力低、含气饱和度低等特点。目前非常规天然气的开发主要借鉴常规天然气的经验，尚未形成独特的技术。对于压裂增产施工过程中裂缝形成的机理还不清楚，需要进一步研究。另外，还存在分支井钻井失败率高等难题。
将非常规天然气勘探开发面临的主要技术需求归纳为以下5个方面：
3.1 加强基础研究，研发不同类型致密砂岩气藏的开发技术
针对致密砂岩气藏工程地质基础研究薄弱、预防和解除增产改造中的损害缺乏有效的手段等问题，应继续完善钻完井储集层保护配套技术，重视水平井及特殊工艺井技术的应用，大力提高增产改造技术的适应性，形成不同类型致密砂岩气藏的配套技术系列。
3.2 优选煤层气有利目标区，扩大煤层气勘探开发规模
针对煤层气勘探程度低，对成藏条件和分布规律研究不深入，高产富集区预测不准，有利目标区准备严重不足等特点，应利用基础研究取得的区块和目标评价方法对含煤盆地开展选区评价，为煤层气勘探提供更多有利的勘探目标。
3.3 研发适合高阶煤煤层气田的高效勘探开发关键技术
中国还不具备完善的煤层气勘探开发技术和装备，需要引进和开发先进的生产工艺技术：多分支水平井设计及钻井技术、煤层气井压裂裂缝检测技术、煤层气井高效排采技术、煤层气物理模拟实验技术等。
3.4 调查页岩气资源分布并查明成藏主控因素
中国页岩气资源成藏机理特殊，成藏条件多样，具有普遍发育、广泛分布和资源量大等特点。石油钻井所提供的烃源岩的大量数据，有利于降低页岩气的勘探成本。但是，中国页岩气资源尚无确定的数据，应调查资源分布，并查明成藏主控因素。
3.5 开展天然气水合物资源评价
虽然在中国南海北部斜坡、东海等区域发现气体水合物可能存在的海底模拟反射BSR层，但对天然气水合物的分布区域、地层深度、分布范围大小和资源前景并不清楚，尚需开展天然气水合物资源评价。
可见在非常规天然气资源勘探开发上，应该不断寻找高产富集区、优质资源区，并进行先导性开发，总结规律，改进已有工艺技术，创新技术理论，解决重大技术难题。
参考文献
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(本文作者：宁宁1 王红岩1 雍洪2 刘洪林1 胡旭健3 赵群1 刘德勋1 1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院；2.中国石油天然气集团公司国际事业部；3.中国石油冀东油田公司)
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