林啟忠，蔣云鵬，徐 博

（中海石油（中國(guó)）有限公司上海分公司，上海 200335）

近年來世界各國(guó)加大了低滲和致密天然氣勘探開發(fā)力度，目前我國(guó)陸地非常規(guī)油氣勘探開發(fā)已經(jīng)取得重要突破和進(jìn)展，近海盆地非常規(guī)資源致密油氣的商業(yè)利用前景也已初露端倪，海上低滲和致密天然氣將是我國(guó)海洋油氣下一步儲(chǔ)產(chǎn)接替的重要生力軍[1]。東海致密天然氣藏系指以滲透率在（0.1～1）×10-3μm2的碎屑巖為主要儲(chǔ)層的氣藏，主要探區(qū)西湖凹陷致密天然氣資源量約占總資源量的 2/3以上[2]，要實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)，不僅需要掌握勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)，更需要進(jìn)行管理創(chuàng)新，探索合適的致密氣藏開發(fā)管理模式。

1 東海致密氣地質(zhì)特點(diǎn)與面臨問題

1.1 地質(zhì)特點(diǎn)

東海致密天然氣廣泛分布于西湖凹陷已開發(fā)中小型氣田及新區(qū)的深層，具有以下地質(zhì)特點(diǎn)： （1）埋藏深，多在3 500 m以下，甚至5 000 m都有分布[3]；（2）新區(qū)深層氣層厚度大，通常大于100 m，非均質(zhì)性強(qiáng)；（3）氣藏縱向跨度大，壓力系統(tǒng)復(fù)雜，且高溫高壓。

1.2 面臨問題

國(guó)內(nèi)外致密氣藏開發(fā)主要依賴儲(chǔ)層改造。據(jù)統(tǒng)計(jì)，定向井單井平均日產(chǎn)氣多小于1×104m3，采用水平井分段壓裂，可將單井日產(chǎn)氣量提高至 （3～8）×104m3，單井累產(chǎn)氣量達(dá)到（0.3～0.8）×108m3。東海致密氣藏的地質(zhì)特點(diǎn)給有效開發(fā)帶來技術(shù)和經(jīng)濟(jì)難題，且海上勘探開發(fā)生產(chǎn)單項(xiàng)成本普遍比陸上高，壓裂施工作業(yè)規(guī)模受限[4]，設(shè)施壽命短，決定了海上開發(fā)必須堅(jiān)持少井高產(chǎn)的方式。經(jīng)測(cè)算，海上致密氣藏有效開發(fā)單井量化指標(biāo)為初期日產(chǎn)氣量不低于10×104m3、累產(chǎn)氣量不低于2×108m3，而東海目前利用現(xiàn)有平臺(tái)進(jìn)行致密氣定向井壓裂改造，初期日產(chǎn)氣量（1～2.5）×104m3，累產(chǎn)氣量0.25×108m3左右。從東海致密氣藏已開發(fā)效果來看，經(jīng)濟(jì)性問題是關(guān)系到東海致密氣藏能否進(jìn)行經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的關(guān)鍵，要達(dá)到量化指標(biāo)、實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)還有一系列難題需突破。

2 國(guó)內(nèi)外低滲致密油氣開發(fā)經(jīng)驗(yàn)與啟示

通過調(diào)研，海上致密氣開發(fā)尚處于探索階段，目前主要以低滲氣田為主體帶動(dòng)致密氣藏開發(fā)，尚無單獨(dú)開采致密氣的先例。陸地上，美國(guó)致密氣經(jīng)過長(zhǎng)期實(shí)踐開發(fā)取得了成功[5]，自2008年規(guī)模有效開發(fā)以來，進(jìn)入穩(wěn)定發(fā)展階段；中國(guó)鄂爾多斯蘇里格氣田、四川須家河氣田等致密氣業(yè)已實(shí)現(xiàn)規(guī)模開發(fā)[6]。

國(guó)內(nèi)陸上經(jīng)過十多年對(duì)低滲致密油氣田開發(fā)技術(shù)攻關(guān)，提出了“二元理論”：對(duì)于低滲致密油氣田開發(fā)技術(shù)的攻關(guān)，應(yīng)由傳統(tǒng)的單一技術(shù)攻關(guān)轉(zhuǎn)變到技術(shù)攻關(guān)和管理創(chuàng)新相結(jié)合。陸上成功開發(fā)了低滲致密油氣田的油氣區(qū)，在早期都有對(duì)外合作的經(jīng)歷。蘇里格氣田是典型的正面實(shí)例，通過“5+1”管理體制創(chuàng)新，有效整合了內(nèi)外部?jī)?yōu)勢(shì)資源，有效引進(jìn)了市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)機(jī)制，快速找到并推廣應(yīng)用了適合本地區(qū)的開發(fā)技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了產(chǎn)量的飛躍[7]。根據(jù)陸上的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)可以看出，合作開發(fā)是促進(jìn)非常規(guī)油氣資源開發(fā)的重要途徑。鑒于海上低滲氣藏的開發(fā)門檻遠(yuǎn)高于陸上，要實(shí)現(xiàn)東海致密氣藏的經(jīng)濟(jì)規(guī)模開發(fā)更需要技術(shù)和管理的全面創(chuàng)新，才能全方位大幅降低開發(fā)成本。

3 東海致密氣合作開發(fā)模式分析

東海致密氣開發(fā)核心技術(shù)仍未突破，目標(biāo)與現(xiàn)狀的差距較大，有關(guān)技術(shù)和建設(shè)資源的整合仍存在一些機(jī)制體制上的障礙。因此，以合適的方式建立合作開發(fā)試點(diǎn)，根據(jù)具體項(xiàng)目特點(diǎn)采用靈活組建戰(zhàn)略聯(lián)盟和聯(lián)合經(jīng)營(yíng)模式，對(duì)已經(jīng)進(jìn)入開發(fā)階段油氣田進(jìn)行商務(wù)模式的創(chuàng)新，可能是快速獲取開發(fā)技術(shù)、融合國(guó)內(nèi)優(yōu)勢(shì)資源及探索低成本開發(fā)機(jī)制體制創(chuàng)新的有效手段之一。

3.1 靈活組建戰(zhàn)略聯(lián)盟

戰(zhàn)略聯(lián)盟是兩個(gè)或者多個(gè)公司之間建立和發(fā)展起來的一種長(zhǎng)期關(guān)系[8]，聯(lián)盟的形式多種多樣，通過不同程度地引入承包商，主要有單一服務(wù)、總承包合作、一體化聯(lián)盟，可根據(jù)致密氣開發(fā)項(xiàng)目具體情況建立戰(zhàn)略協(xié)議，充分利用內(nèi)外部研究和試驗(yàn)資源，在開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)、裝備研發(fā)及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)等方面做好聯(lián)合研究與攻關(guān)，共享致密氣的研究成果，突破制約東海致密氣經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的一系列瓶頸。

3.2 引入多元投資聯(lián)合經(jīng)營(yíng)

當(dāng)致密天然氣開發(fā)規(guī)模達(dá)到足夠大，需要實(shí)行企業(yè)制管理模式[8]。東海部分致密氣藏儲(chǔ)量規(guī)模較大，可以實(shí)行企業(yè)制管理模式，引進(jìn)多元投資主體，建立股份制企業(yè)，分擔(dān)風(fēng)險(xiǎn)。

為探索利益共享、風(fēng)險(xiǎn)共擔(dān)的合作模式，針對(duì)東海致密氣藏特征，可以單獨(dú)成立股份制公司，參考“十三五”期間在油氣開發(fā)方面中央企業(yè)與地方政府合作的成果[9]，借鑒東海平湖油氣田的聯(lián)合公司的合作模式，由多方共同組建規(guī)范化的合資公司，可跨地區(qū)、跨部門聯(lián)合組建石油天然氣企業(yè)[10]，探討采用聯(lián)合經(jīng)營(yíng)模式合作開發(fā)東海致密氣藏的可能性。

3.3 創(chuàng)新商務(wù)模式提高效益

創(chuàng)新商務(wù)模式在海上邊際油田開發(fā)中得到了嘗試和應(yīng)用[11]，針對(duì)已經(jīng)進(jìn)入開發(fā)階段的致密氣藏，如果面臨投資過高、效益不確定的問題，也可以嘗試通過商務(wù)模式提高項(xiàng)目效益。通過調(diào)研，油氣開發(fā)常見的商務(wù)模式主要有融資租賃、延遲支付、風(fēng)險(xiǎn)租金和溫和租金等四種模式，各種模式的投資方、資產(chǎn)歸屬、支付方式、風(fēng)險(xiǎn)歸屬等方面具有不同特點(diǎn)，適用于不同項(xiàng)目。融資租賃模式適用于項(xiàng)目效益差距較小、僅需小幅提升的項(xiàng)目；延遲支付、風(fēng)險(xiǎn)租金、溫和租金模式在低油價(jià)下保證了項(xiàng)目收益；風(fēng)險(xiǎn)租金模式在高油價(jià)下保證了投資者收益，提高投資者積極性。

針對(duì)東海致密天然氣特點(diǎn)，從項(xiàng)目風(fēng)險(xiǎn)和未來收益預(yù)期兩個(gè)維度考慮，如果項(xiàng)目風(fēng)險(xiǎn)較低，且未來發(fā)展預(yù)期一般，可以采取延遲支付模式，雙方風(fēng)險(xiǎn)共擔(dān)、共求生存；如果項(xiàng)目風(fēng)險(xiǎn)較小，未來發(fā)展預(yù)期較好，采用溫和租金模式或者融資租賃模式，雙方風(fēng)險(xiǎn)共擔(dān)、利益共享；如果項(xiàng)目風(fēng)險(xiǎn)較高，未來發(fā)展預(yù)期較好，可以采取風(fēng)險(xiǎn)租金模式，吸引其他投資者進(jìn)入。東海深部致密氣藏開發(fā)難度大，但儲(chǔ)量規(guī)模較大，采用風(fēng)險(xiǎn)租金模式會(huì)有較好的預(yù)期。

4 建立致密氣合作開發(fā)試驗(yàn)區(qū)

為了快速形成適合東海致密氣的集成開發(fā)技術(shù)，需要技術(shù)和管理的全面創(chuàng)新。在項(xiàng)目前期研究階段，即開展合作模式及機(jī)制體制創(chuàng)新的可行性研究。通過建立合作開發(fā)試驗(yàn)區(qū)可探索有效的合作開發(fā)模式，整合內(nèi)部和外部低成本建設(shè)資源，實(shí)現(xiàn)致密儲(chǔ)量規(guī)模經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。

4.1 H區(qū)塊合作探索過程及啟示

H區(qū)塊探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量55.0×108m3，主要分布在花港組H7、H8、H11層，氣層埋深3 800～4 300 m，滲透率平均約0.3×10-3μm2，最大不超過1×10-3μm2。測(cè)試兩層，一層壓裂后測(cè)試日產(chǎn)氣量1.2×104m3，另一層常規(guī)測(cè)試日產(chǎn)氣量0.1×104m3。曾經(jīng)與國(guó)內(nèi)外幾家知名石油技術(shù)服務(wù)公司進(jìn)行了交流，這些公司認(rèn)為該區(qū)塊整體開發(fā)不具經(jīng)濟(jì)性，對(duì)合作開發(fā)不積極。分析認(rèn)為，儲(chǔ)量規(guī)模小、品位低，用當(dāng)今的技術(shù)難以使合作方獲得應(yīng)有的利益，這可能是合作開發(fā)探索未成功的主要原因。

4.2 合作開發(fā)試驗(yàn)區(qū)的選擇

東海某新區(qū)深部致密氣藏儲(chǔ)量規(guī)模較大，可動(dòng)用天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量約500.0×108m3，品位相對(duì)較高，滲透率多為（0.2～1）×10-3μm2，縱向?qū)酉刀啵瑔螌雍穸却?，?chǔ)層橫向發(fā)育穩(wěn)定，與陸上現(xiàn)有開發(fā)的品位基本相當(dāng)，可以通過設(shè)立專門致密氣開發(fā)技術(shù)實(shí)踐的先導(dǎo)試驗(yàn)降低風(fēng)險(xiǎn)，將該區(qū)塊作為合作靶區(qū)將會(huì)對(duì)合作方有一定的吸引力。

5 結(jié)束語

東海盆地致密天然氣資源豐富，具有廣闊的勘探開發(fā)前景，要實(shí)現(xiàn)東海致密氣藏的經(jīng)濟(jì)規(guī)模開發(fā)需要技術(shù)和管理的全面創(chuàng)新，才能全方位大幅降低成本。通過建立合作開發(fā)試驗(yàn)區(qū)，探索有效的合作開發(fā)模式，在組建聯(lián)盟和聯(lián)合經(jīng)營(yíng)模式的基礎(chǔ)上，創(chuàng)新商務(wù)模式，整合內(nèi)部和外部低成本建設(shè)資源合作開發(fā)東海致密氣藏，推進(jìn)東海致密氣儲(chǔ)量有效開發(fā)利用，將盤活大量潛在資產(chǎn)，推動(dòng)油氣產(chǎn)量跨越式發(fā)展。