【深度】美国独立石油商页岩气开发策略分析

20世纪80年代到90年代，尽管受到石油工程技术的制约，但一些石油公司——如米歇尔(Mitchell)能源公司——仍然坚持在渗透率极低的细粒储层(文中主要是指页岩，但实际上包括细粒硅质碎屑岩和碳酸盐岩)中进行油气勘探开发探索。石油公司早期采用水平井开发页岩气，并在奥斯汀白垩层中进行了先导试验。

后来，该技术在沃斯堡(ForWorth)盆地以北的巴奈特(Barnett)页岩储层开发中进行了推广应用。同时，石油公司开始试验应用新的完井与增产技术，例如多级水力压裂技术、滑溜水压裂液(包括线性和交联凝胶)以及不同尺寸的支撑剂。

21世纪初，由于天然气价格升高，以及在钻井、完井和开发方面的技术突破，使得用水平井开采巴奈特页岩变得经济可行。页岩气藏初期产量高、天然气价格高，这极大地促进了页岩气开采的发展，而且页岩区块的均质性强、横向分布广并具有达几万平方公里生产面积的“资源区带”，从而引发了一场页岩气革命，形成了一个新的、直到现在还在继续发展的页岩油气勘探开发方向。

1第一阶段：页岩气商业及技术策略的发展

在页岩气开发早期，起主导作用的主要是中型独立石油公司，后来部分公司很快发展成为大型独立石油公司。

随着大尺度模型的建立(引起了华尔街的高度关注)，很多公司得以将以往行之有效的理念应用到大规模的页岩气钻井、完井和开发中，但专业的石油公司在页岩气早期开发阶段并不一定取得很好的开发效果，其主要原因在于：

参与晚(独立石油公司已经租借了甜点区域);

没能利用独立石油公司的关键开发策略;

所参与的页岩区块还没有经过测试或者优选;

取得了无开采价值的页岩区块;

对于新进展反应迟缓;

作业成本高;

大规模应用各种工程技术，但是收效甚微;

团队缺乏页岩区块或非常规区块的开发经验。

因此，尽管某些大型石油公司较早地参与了页岩气的开发，但取得的成果很差。例如，Shell公司参与了位于俄克拉荷马州和堪萨斯州的密西西比灰岩区块的开发，但是由于开发效果差、成本高，仅仅几年后就将该区块卖掉。BP公司与Lewis能源公司共同开发了伊格福特(EagleFord)区块的页岩气，虽然获得较好的开发成果，但BP公司仍然认为需要进一步降低成本。

与BP公司类似，其他大型石油公司与较早进入页岩气勘探开发领域并获得丰富勘探开发经验的独立能源公司合作，取得了一定的成功。例如，挪威国家石油公司(Statoil)收购了在巴肯(Bakken)地区作业的布里格姆(Brigham)能源公司(并获得了其大部分专利技术)，必和必拓公司(BHPBilliton)收购了油鹰(PetroHawk)能源公司，并在一段时间内保留了原首席执行官，以便于知识产权转移。

同样地，其他大型石油公司也通过收购独立石油公司(而不是简单的租用区块)，开始页岩气的开发。

当然，这并不意味着所有独立石油公司都取得了成功，或者所有大型石油公司所取得的成果都不理想，只是说明，由于大型石油公司参与的范围、广度和尺度更大，其进入(或退出)页岩气开发会显得更引人瞩目。

1.1快速有效的区块定位

独立石油公司常常更关注于深入研究数年的1~2个页岩区块。该公司要么拥有已投产油田，其页岩区块作为边际油藏而最终投产，要么能够在不干扰(至少初期)市场的情况下快速扩展新的页岩区块。

巴奈特页岩

该区块是一个特例，由于其大部分的目的层位于沃斯堡市下方，因此在开发前必须召开大量的公众听证会，这使得该区块的页岩气开发广为人知。很多石油公司参与了该区块页岩气的勘探开发工作，而且由于开发技术很大程度上还处于试验阶段，因此各个公司之间的页岩气勘探开发经验差别很大。

马塞勒斯(Marcellus)页岩

该区块页岩气产量主要集中在一个区域，其他储层已经投产多年。实际上，马塞勒斯页岩层是该区块的边际油藏。兰格(Range)和卡伯特(Cabot)等在该区块作业的公司拥有或者能够使用现有的基础设施，因此具有很好的初始有利条件。

伊格福特页岩

该区块是一个典型的大型页岩气区块，拥有少有的广阔租借面积。可租借整个区块，对提高整体效益十分有利。同时，要求作业公司与土地所有者建立良好的信任关系，而这是一个外来者或者大型石油公司难以做到的。

巴肯页岩

早在页岩的真实潜力被广泛认可之前，布里格姆石油公司(Brigham)和大陆石油公司(Continental)等就获得了该区块的租约。美国地质调查局对于该区块可采储量的预测持续偏低(预测储量为6.4×108m3原油当量)，使得这些公司在矿区租借方面受益(当然也可能不利于获得公共融资)。目前，由于新技术的出现和新储层——如斯里福克斯储层(ThreeForks)——的发现，该区块的可采储量预测值高达76.3×108m3原油当量。

1.2新的融资方法

由于页岩气区块规模巨大、水平井具有动用储量大的优势，并且区块各个位置都能获得均匀的开采(至少初期这样认为)，预测的最终储量以及现金流得到了华尔街投资者的高度重视。但是，对于多数独立石油公司，如果无法通过其他创新的方式获得融资，仍然很难在这种高度资金密集的页岩区块实施钻井作业。

大型石油公司通常囿于这样一个现实，即公司的大股东为大型机构投资者，通常要求利润分红并具有上涨的预期;然而，低市值的小型石油公司却十分激进，即投资者更愿意承担高风险以换取可能的高额汇报。即便如此，如果股东活动家们取得了公司的控制权，则“高风险、高回报”的方式有时也会搁浅。而且，这种方式可能是高负债、低气价时代的唯一结局。

然而，经常会出现一些具有远见卓识的领导者，他们在“概念验证”阶段起主要作用，而此后则需要有股东活动家加入，并建立一套审慎的规则，即成本控制和统一部署。冒险可能是个好办法，但并不总是奏效，这在很大程度取决于公司的文化。

切萨皮克能源公司(ChesapeakeEnergy)

该公司通过股权融资、债务融资甚至以未来产量作为抵押进行融资的方法，发起了新的激进的公共融资。因为诱人的投资回报预期和潜在的股票回报，人们普遍认为值得为这种高资金消耗承担风险。虽然不是所有的融资项目最终都能达到投资者的回报预期，但那是另一回事了。

桑德里奇能源公司(SandRidgeEnergy)

为了融资开发密西西比灰岩区块，该公司发行了“密西西比信托”产品。密西西比灰岩区块并不是页岩而是石灰岩，但是由于其规模巨大、平面展布广且适合于高密度多级水平井开发，仍然被视为“非常规区块”。

信托证书是一种有价证券，它是通过普通股票的独立销售并且功能上作为一种有效的筹资工具。

德文郡(Devon)能源公司

为了获得开发伍德福德(Woodford)等页岩区块所需的资金，该公司与国际国有公司展开了合作。投资公司并不期望通过出售股票而得到快速的投资回报，而是希望通过技术交流和知识转移，来开采自己国家的页岩气资源。

油鹰能源公司

该公司通过各种渠道获得了初期融资，在伊格福特页岩区块，完成了首批“概念验证”井，即在识别的油气富集区或甜点区钻井。

大陆石油公司

该公司作为多级水力压裂的先行者之一，在巴肯页岩区块获得了很高的初期产量。利用在巴肯页岩气区块获得的杠杆收益(此时油价高)，该公司购买了位于俄克拉荷马州南部的伍德福德SCOOP高含气页岩区块。

与勘探阶段一样，非常规区块的开发阶段同样依赖于创新。一些公司处于高额债务与低迷气价的双重困境，有人认为，在收购这些公司的资产时，其他公司显得过于审慎，原因在于投资者们期望一个稳定的增长速度，就好像“概念验证”都意味着一帆风顺一样。然而不幸的是，随着对油藏认识的不断加深，非常规资源的开发更需要高度创新。

1.3新技术的应用

石油公司在页岩气勘探开发过程中使用的几项突破性新技术，其中大部分都是由独立石油公司与油服公司联合快速开发出来的。为了保证租期内的生产(HBP)，公司必须尽可能快地钻井来加快作业进度，而在这之前，公司会将区块用作“现场实验室”，对早期的单井进行测试与评估。如果有1~2口井的测试结果显示独立石油公司所使用的技术方法会引起严重的问题，他们可以及时调整甚至彻底更改钻井方案和钻井计划。

通过地球化学方法确定含油气边界

利用直接手段来确定总有机碳含量(TOC)和热成熟度，从而确定含油气边界。此外，有一些间接计算/预测有机碳含量的新方法，也取得了一定成效，例如利用已有测井数据的计算方法(Passey法)。

水平钻井/地质导向钻井

水平钻井和随钻地质导向钻井需要配合新型钻头、钻杆以及钻井泵。初期，小型石油公司能够针对几口井进行试验并解决关键问题，但不会将研究推广到一个包含50~60口增产井的钻井计划中。

用于有效识别甜点及地质导向的成像技术

米歇尔能源公司及其他公司提出了一种方法，综合了地质、地球物理信息，能够生成并解释三维地震图像，从而在钻前以及导向钻进时揭示油气富集区(甜点)。在存在地质风险(包括水层和异常压力地层)的储层中钻进时，地质导向尤为重要。

降低储层伤害的新型流体

掌握黏土矿物以及井的其他元素的特性，对于开发不堵塞裂缝或裂缝区域的新型流体至关重要。

实时温度和压力监测工具

随钻测井(LWD)是一个重大的技术突破。其中，可实时传递信息的耐高温传感器发挥了重要作用。

人工及天然裂缝系统

在富含天然裂缝的地层中钻进，可能会对钻井作业带来显著影响，在产气层——例如马塞勒斯(Marcellus)和海尼斯威尔(Haynesville)——尤其如此。更好地了解裂缝延伸方向(如图1所示，其中，下图(a)为模拟得到的裂缝有效连通性和电导率，下图(b)为压裂后裂缝的有限连通性和电导率)，可以更好地优化压裂支撑剂、压裂液、施工压力及压裂工艺。

压裂液和水力压裂设计

其关键是需要掌握压裂液的性能，并且要认识到，尽管所有页岩区块具有一些共同特征，但每个页岩区块都是不同的。比如，在巴奈特页岩区块进行水力压裂时，瓜胶是一种关键的压裂液添加剂。然而，这种添加剂的加量还需要进一步优化，某些情况下还需加入交联剂(如锆交联剂)，使胶体发生交联，从而形成一种更耐高压、与支撑剂配合更好的聚合物。

更加深入地了解岩石力学性质

对于自喷井、非自喷井或产量迅速递减的井，掌握岩石力学性质非常重要，特别是孔隙结构、喉道和裂缝的研究。毫无疑问，独立石油公司会尽最大的努力去研究钻井、完井以及生产过程中岩石结构的变化。

用于岩性识别的X射线衍射技术(XRD)

XRD等新技术正被用于黏土矿物识别，以模拟和预测钻井、完井和压裂过程中的反应。下图为北美页岩XRD矿物识别分析结果。

“现场实验室”法

与一些作业者要求遵循“井工厂”模式不同的是，实际上，作业公司高度创新、敢于尝试新的钻井完井技术和处理方法。由于这些新技术会比其他技术更有效，这意味着作业者在早期阶段的开发成效差异很大，而且获得的经验教训也有利于后来的工作。

以团队为核心的组织结构(分散式领导)

团队可能很小，成员来自各个领域，通常是工程师、地质师、岩土工程师和地球物理学家共同协作。团队可快速决策，并且团队领导的快速决策不需要通过冗长的审核过程。

1.4面临的挑战

页岩区块勘探的第一阶段在工程技术上取得了巨大成功，使得在页岩中的钻井、完井成为可能，后续才能生产大量的油、干气和湿气。然而，瑞士信贷集团的报告显示，页岩气井第一年的产量递减率很大，例如密西西比灰岩气井产量递减率高达80%，巴肯斯里福克斯页岩气井产量递减率也达到65%左右。为了控制递减率、更好地开发储层，研究的重点转移到了加密钻井(水平井)。

除了气井产量递减率高，还存在其他的技术挑战，包括：

大型水力压裂的成本逐渐升高;

井场和基础设施需要优化;

更好地找准甜点;

确定最佳井距和井网密度;

确定一个区块的含油气边界(“死油气线”);

确定新的含油气层，特别是在含多层油气层或“叠加层”的页岩区块。

2第二阶段：页岩气开发技术策略优化

目前，页岩区块开发处于一个新阶段，包括钻井完井作业优化，从而得到更高的初期产量，降低单井产量递减率，提高可采储量。第二阶段的关键问题在于，大型石油公司和独立石油公司需要实现开发效益，并且提高投资组合的质量。其目标主要包括：

获得作业区块;

从生产中获得快速的现金流;

从实践中学习;

使用革新性的技术;

优化基础设施;

缩短递减率高的生产阶段;

探索加密井网的新途径，以提高最终采收率。

2.1常规方法

通用工作流程已经被Williams-Kovacs及Clarkson发展成型，他们提供了一种页岩气开发流程，如下图所示。

2.2特殊方法

页岩区块的开发过程可以概括为勘探、评价和开发3个方面。

2.2.1勘探

勘探的主要目的是识别页岩储层中最高产的部分(即找到甜点)，其主要工作包括：获得作业区块(租借或购买)，大型盆地分析研究，典型剖面、测井、地震、地球物理等。

2.2.2评价

评价的目的是为先导试验井和水平生产井做准备。

1)先导试验井设计。主要目的是保证设计的科学性，并为进行中的室内研究收集数据，其主要工作包括压力监测、测试井、测井和取心、压裂前后的先导试验。

2)水平井。主要目的是指导压裂设计优化以及作业，其主要工作包括更高密度的井间距、支撑剂密度优化、提高井网密度、使用更多支撑剂。

2.2.3开发

开发的目标是保持投资和生产优化间的平衡。

投资。资本有效利用、对冲保值以及良好的中游合同。

叠加区带中的新区域。针对每个叠加层的多底井;作业区域倍增;降低风险与支出。

布井。优化井间距以及位置(包括叠加井和加密井)。

作业效率。基础设施、中游作业、产出水/流体处理。

井网密度优化(加密井网/垂直间隔钻井)。井距离为200m的1.6km长的井(0.3km2空间间隔);井距离为100m的1.6km长的井(0.2km2空间间隔);确定新钻井生产效果(老井的80%或者60%);确定裂缝干扰/流体行为/流动通道。

随着页岩气的发展，工程技术优化尤其重要。研究一种优化方法时，主要是要用有效的模型/建模考虑变量，包括物理性能以及财务和经济方面的变量，如下图所示。

3结论与展望

在页岩区带商业化过程的第二阶段中，技术策略主要集中在储层优化上面。毫无疑问，将来在储层描述、甜点识别、钻井完井和增产措施优化方面会有重大进步。

可能出现一些重大的技术突破：目前钻井方式的改变，以及出现可被称作“随钻增产”(或形成一个新名词：增产式钻井)的钻井与酸化过程的结合，能够使储层伤害最小化并极大地降低成本和缩短钻井完井时间。最终的结果是降低了成本，并实现了更高的最终采收率。

附录

独立石油天然气生产商的页岩区块技术策略

2014年4月，美国独立石油公司协会年度分析师会议在纽约召开，各公司对其页岩气开发技术策略进行了交流，这对于未来页岩气的高效开发、各公司的股价必将带来积极的影响。各独立石油公司中最具代表性的技术策略如下(公司没有先后之分)。

1大陆石油公司

巴肯页岩的开发重点是提高钻井效率，以推动增长。该公司在巴肯和斯里福克斯使用了191台钻机，采取大型丛式井井场控制成本，保证了高利润。

2014年计划钻290口新井(总计870口)。

增大先导井密度：水平段间距100m(以及水平段间距200m);同区块的新井井距为200m(采用了微地震监测，共31口新井)。

2怀廷(Whiting)公司

2.1巴肯页岩

该公司在巴肯页岩区块拥有密苏里大峡谷(missouriBreaks)、卡桑德拉(Cassandra)、萨尼斯(Sanish)、希登本奇(HiddenBench)等6个气田，致力于技术策略优化和中游效率的提高。

新目标：斯里福克斯页岩储层上部。

技术策略为：

1)识别巴肯页岩成熟度边界/巴肯尖灭(或“死油气线”);

2)推广水力压裂，包括40级水力压裂设计、每级3个射孔组、120个可能的进入点;

3)新型固井尾管(及滑套)。

2.2奈厄布拉勒(Niobrara)页岩

技术策略为：

1)中游一体化;

2)高密度先导性试验：50m的井距，3.9km2的钻井单元空间。

3阿布拉克萨斯(Abraxas)公司总体技术策略重点为“执行力”。

3.1伊格福特页岩

1)甜点识别，获得100%的经营权益;

2)均衡投资组合;

3)油/干气/凝析液，与套期保值相结合;

4)“隐藏”的天然气资源，天然气价格上涨后，额外生产的天然气。

3.2巴肯页岩

1)增加井网密度;

2)在斯里福克斯区域加密钻井。

4萨姆森(Samson)公司

在巴肯页岩获得的经验——2008年开始于北畜牧场(NorthStockyard)气田——为“越多越好”，即更多压裂级数、更长水平段及更多支撑剂。目前，在斯里福克斯页岩区块计划进行加密钻井、边角井和增加开发井数量。

5西南能源公司(SouthwesternEnergy)：

马塞勒斯页岩：位于宾夕法尼亚州东北部，目前已经加密井网。

费耶特维尔页岩：处于区带的核心部分，进驻早，租金为320美元/英亩，矿区使用费为15%，获得了74%的经营权益，2014年计划钻460～470口水平井。

新风投区块：位于加拿大新不伦瑞克省，面积1×104km2。

总体技术策略为：

1)增大水平段长度;

2)降低单井成本;

3)层系纵向组合生产;

4)获取邻近矿区。

6美国能源公司(怀俄明分公司)：

“叠加区带”的策略为：

1)巴肯页岩/斯里福克斯;

2)奥斯汀白垩岩(AustinChalk)/伊格福特/布达(Buda);

3)目前尽量避免涉足国有土地(需要307d处理钻井许可);

4)拥有斯里福克斯12.5%的股份;

5)扩边钻井。

7Denbury公司

应对大多数第一年产量递减率高达80%的页岩和非常规区块的策略为：

1)提高目标区块采收率;

2)尝试在巴奈特页岩使用二氧化碳驱;

3)二氧化碳驱的采收率预测为气田总储量的17%。

8Unit公司

该公司拥有钻机、中游处理设备和管线，主要业务有集气、加工厂及管线建设，还参与工程作业。其开发技术策略为：

1)在最佳位置钻丛式井;

2)井场之间的快速转移;

3)更大的钻井泵;

4)环境友好;

5)利用现场天然气作为发动机的燃料;

6)在常规、成熟油田及非常规储层中钻水平井。已投产井技术策略：主要为5-7层合采。

9阿特拉斯能源合作公司(AtlasEnergyPartners)

通过收购和地域多元化实现公司的成长，其收购和感兴趣的公司有卡里索(Carrizo)公司、泰坦(titan)公司、匹敌能源(EqualEnergy)公司、勘探开发能源(EPEnergy)公司等。

该公司在密西西比灰岩区带中心找到了甜点，即根据生产状况决定租期长短的亨顿(Hunton)区块。

10中州(Midstates)公司

该公司将密西西比灰岩储层的开发经验用于位于俄克拉荷马州和德克萨斯州狭长区域内的宾夕法尼亚砂岩——克利夫兰(Cleveland)和卡蒂奇格罗夫(CottageGrove)——开发中，并将三维地震技术充分应用于以下情况：储量级别高的地区、布井及完井方式优化、研究密西西比狭长区域是否适合加密钻井、扩展矿区的范围。

11西马莱克斯(Cimarex)公司

11.1特拉华(Delaware)盆地阿瓦隆(Avalon)页岩叠加的区域包括第二博恩斯普林(SecondBoneSpring)、第三博恩斯普林(ThirdBoneSpring)、沃尔夫坎普(Wolfcamp)和阿瓦隆(Avalon)。

目前其技术策略为：

1)使先导井交错/堆叠;

2)进行额外的先导钻井(井距为每0.32km24口井);

3)扩大压裂规模(如TimTam24Fee#1H井，在原来的12级基础上增加到了20级)。其原来的技术策略为：

1)12级压裂，初始产量为175m3/d，24个月后降低到32m3/d;

2)20级压裂，初始产量为239m3/d，24个月后降低到60m3/d(预测值)。

11.2沃尔夫坎普页岩

该区块的压裂规模不断扩大，其过去的策略为：水平段长度为1524m，压裂级数为12级，使用100目砂粒180t，注入速度为15.9m3/min。

目前的技术策略为：水平段长度为1524m，压裂级数为20级，使用100目砂粒2720t或906t，注入速度为6.3～9.5m3/min。

12开拓者(Pioneer)公司

12.1米德兰(Midland)盆地页岩层段

主要为沃尔夫坎普和斯普里贝里(Sprayberry)页岩/粉砂岩，其技术策略为：

1)利用古生态模型和生物地层学，完成精细地质建模;

2)增大井网密度，单井间距为0.4km2;

3)加密钻井。

12.2叠合产层

主要包括克里尔福克(Clearfork)、中斯普里贝里页岩、阿托卡(Atoka)及伍德福德，其技术关键是更好地压裂或酸化。

13哈康(Halcon)公司

13.1巴肯/斯里福克斯

主要为伊格福特外围区块(扩展了伊格福特的产层)，其技术策略为：

开发区带的甜点区;

2)1000个井位，水平段长2400m;

3)缩短钻井时间，降低压裂成本;

4)人工举升方式优选;

5)水平段长度为2100～2700m;

6)井距为300或240m;

7)增大射孔组密度，试验不同类型的支撑剂。

13.2塔斯卡卢萨(Tuscaloosa)海相页岩密西西比页岩的TMS井，其技术策略为：

1)使用Passey法，利用测井数据识别甜点(根据声波测井和电阻率测井资料，确定总有机碳含量和成熟度);

2)高泥质含量-低膨胀系数(蒙脱石含量低)，指导钻井和压裂设计;

3)增加水平段长度，超过2195m;

4)使用三维地震和新兴的随钻测井技术，精确定位水平段位置;

5)混合压裂液(不仅有滑溜水);

6)支撑剂密度大于2383kg/m;

7)射孔组距离为15m;

8)优化分段的大小;

9)使用氯化胆碱提高黏土稳定性;

10)使用更多的抗研磨钻头。

14马格南亨特(MagnumHunter)公司

该公司的主要技术策略为：

1)基于试验井全面搜集信息;

2)重点区域为尤蒂卡波因特普莱森(UticaPointPleasant);

3)投资管线和集输系统。

15卡里索(Carrizo)公司

该公司主要在尤蒂卡页岩、伊格福特页岩、奈厄布拉勒页岩及宾夕法尼亚马塞勒斯页岩东北部进行作业，2014年开展加密钻井经济可行性研究，钻1000口补偿井后，估算的最终储量为“母井”的80%(原因可能是压裂的影响)。

16兰格能源(RangeResources)公司

该公司的主要技术策略为：根据影响天然气地质储量(GIP)的主要因素(压力、温度、孔隙度、油气饱和度、热成熟度、产层厚度等)，对所有区带的天然气地质储量进行分析，包括尤蒂卡波因特普莱森、马塞勒斯、上泥盆系等叠置的产层或区块。

17斯威福特(Swift)能源公司

该公司的主要技术策略为：

1)关键是井筒位置的精确定位，包括地质导向/储层中延伸钻井、更好的探测/更好的传感器以及三维地震与钻井结合。

2)水平段测井，可在品质最好的岩石处选择完井增产，包括优化压裂级数布置、提高压裂液性能、减少为了有效完井所需的压裂级数(注：这与通常所认为的“越多越好”是相悖的)。

3)压力梯度正常的地段，每个压裂分级内射孔分组，以实现更高的压裂效率。

原标题：美国独立石油商页岩气开发策略分析