页岩气评价标准

页岩气评价标准（精选7篇）

页岩气评价标准 篇1

页岩气作为一种新类型的天然气资源, 在美国和加拿大开发已经取得成功, 国内页岩气勘探开发也进入了攻坚阶段, 四川盆地及周缘地区的海相地层是主战场, 是目前的研究热点与重点, 也取得了较大的进展。而陆相页岩气在地质条件与工程可压裂性方面, 与海相地层均有较大的差异, 目前还处于起步阶段。常规油气储层乃至海相页岩气的评价方法体系都难以适用于陆相页岩气的勘探与开发。急需开展陆相页岩气储层的评价研究工作, 并建立相应的评价标准。

1 国内外页岩气特征

1.1 厚度与埋深

页岩储层的厚度常指高伽马、富含有机质页岩的厚度, 是影响页岩气资源丰度高低的重要因素。美国密执安盆地Antrim页岩气藏页岩的最小厚度大约为9.1m, 福特沃斯盆地Barnett页岩气藏30.5m的页岩厚度已被证明具有商业开采价值。目前国内张金川、李玉喜[1,2]等学者普遍采用的经济开采标准为大于等于30m。通过大量实例研究认为, 页岩气发育区页岩的埋深要大于800m, 不同的盆地会有所差异。一般认为盆地中心区或盆地斜坡区含气页岩的埋藏深度较有利。美国目前获得商业性气产量的开发深度一般小于3000 m。

1.2 有机地化特征

有机质丰度是影响页岩储层物性的主要因素之一, 有机质含量高低直接影响页岩含气量的大小, 两者具有很好的正相关关系[3]。美国五大含气页岩系统有机碳含量为0.5%-25%[4]。加拿大为10%-30%。有机质热演化程度越高表明有机质生成的气体越多。美国主要页岩气盆地的勘探结果表明页岩气储层的Ro值一般大于1.1%。

1.3 物性特征

页岩储层是典型的低孔超低渗储层, 美国主要页岩气产层物性统计数据表明[3]其孔隙度为4.22%-6.51%, 渗透率为41.4m D;加拿大以渗透率在50-100m D、孔隙度2%-8%的页岩作为核心勘探开发区, 具有商业开采价值的页岩层渗透率至少为50m D。

1.4 含气性特征

页岩气主要的存在形式是游离气与吸附气。从美国研究情况来看吸附态页岩气含量占页岩气总含量的20%-85%[3]。张金川等[6,7]将页岩气概括为:主体上以吸附和游离状态赋存于泥页岩地层中的天然气聚集, 其中吸附作用是页岩气成藏的重要机理之一。

1.5 影响储层改造的因素

影响因素主要为岩石矿物成分与岩石力学性质。页岩的矿物成分比较复杂, 除含有石英、方解石等脆性矿物外, 还含有伊利石、蒙脱石、高岭石等粘土矿物, 石英含量对于页岩储层压裂改造至关重要, 因为石英等脆性矿物含量高容易产生天然裂缝和应力诱导裂缝, 更适合后期压裂。通常适合压裂的页岩储层中石英等脆性矿物含量>40%, 粘土矿物含量<30%。页岩储层必须通过大规模的水平井和人工压裂提高储层的导流能力。Chong等认为可压裂性是页岩储层具有能够被有效压裂从而增加产能的性质。页岩脆性是影响可压裂性最重要的因素, 杨氏模量越高, 泊松比越低, 脆性就越强。页岩的杨氏模量一般为10-80Gpa, 泊松比一般为0.2-0.4。国内一些学者对页岩储层的压裂评价也做了相关研究[8,9,10]。李庆辉等[10]就提出在脆性分析的基础上, 建议采用弹性模量、泊松比、矿物组成特征3项指标作为参数综合计算脆性指数。

2 陆相与海相页岩气的主要差异

2.1 沉积环境差异

海相黑色页岩形成于沉积速率较快、地质条件较为封闭、有机质供给丰富的台地或陆棚环境中, 以腐泥型、混合型干酪根为主的黑色页岩层系。陆相暗色泥页岩主要形成于湖泊沉积环境中, 主要表现为与海相页岩相似的水进体系域沉积背景。

2.2 岩性与岩相差异

海相页岩的连续厚度较大, 岩性稳定, 岩石成分中以石英、碳酸盐矿物与粘土矿物为主, 少量黄铁矿等其他矿物, 岩性与岩相特征均较稳定。陆相环境岩石成分杂, 虽然绝大部分地区以石英、粘土矿物为主, 但不同的物源导致岩石成分变化大, 如长石、天青石、芒硝等其他矿物容易富集。且平面上分布受限, 分隔性较强, 泥页岩累计厚度大 (50-2000m) , 页岩连续厚度相对较小, 岩性组合主要为砂岩和页岩频繁互层, 纵向上体现为富砂、富泥、互层等不同的岩相特征, 页岩单层厚度、砂岩与页岩的互层程度等条件, 对页岩气的富集有极大的影响。

2.3 有机地化特征差异

海相页岩有机质丰度高, 成熟度适中, 干酪根以腐泥型为主。陆相地层有机质丰度相对较低, 但基本达到页岩气开采门限。总有机质成熟度变化大, 泥页岩以腐殖型干酪根为主。

2.4 其他特征差异

海相页岩的连续厚度较大, 物性相对较好。陆相页岩与之相比, 物性较差, 陆相页岩层间杂的致密砂岩的物性与海相页岩基本相当。从当前钻井揭示的实际情况看, 陆相页岩埋深大, 给工程开采带来较大难度。

3 陆相页岩气评价标准

3.1 国内外页岩气评价技术研究进展

国内外石油公司和研究者对泥页岩的评价都有一定差异[11,12,13,14,15]。Burnaman等[11]认为具有工业价值的页岩气TOC一般不小于2%, 成熟度要高, R0>1.4%, 高有机质丰度的页岩的连续厚度至少为45m。但这一数值并不是绝对的, 厚度的下限标准还取决于其它TOC等指标, 高TOC值页岩的厚度下限可以低于上述界限。斯伦贝谢等[12]公司, 也提出了页岩气评价的下限:TOC>2%, 孔隙度>4%, K>100n D, Sw>45%。国内蒋裕强等[13]提出页岩储层评价标准:TOC一般大于2%, Ro>1.1%, 最好处在干气窗 (Ro>1.3%) , 高TOC值页岩的连续厚度大于30m, 石英等脆性矿物含量大于40%。陈桂华等[14]提出页岩评价内容为TOC一般大于2%, 最好超过2.5%, 3.5%>Ro>1.1%, 高TOC值页岩的厚度大于15m, TOC值低的页岩厚度大于30m, 石英等脆性矿物含量大于30%。国内外页岩评价标准主要集中在页岩的总有机碳、成熟度、厚度、脆性矿物含量等关键参数上。评价标准不同之处在于有机质含量、厚度、脆性矿物含量的下限。由于每一个页岩油气盆地成藏的地质条件都不相同, 不同的有机质类型, 不同成熟度条件下, 总有机碳不完全相同, 对其它指标也有一定的影响。因此不同公司或研究者提出的标准有差异, 但总体而言, 普遍认为单层页岩厚度需要达到某个下限, 在关注含气性等地质特征的同时, 普遍关注工程可压裂性特征, 而可压裂性特征主要从岩石力学性质、矿物含量入手进行评价。

3.2 陆相页岩气评价内容及标准

在总结分析国内外页岩气勘探评价经验的基础上, 从地质因素和工程可压裂性因素两方面筛选出有代表性的参数, 类比国内外页岩气评价参数的取值范围, 并结合在陆相页岩气勘探项目中的经验, 划分这些参数的取值范围, 进行了试探性的初步评价。评价页岩储层时既要利用各因素之间的互补性, 同时也要考虑到各评价参数对页岩气富集和开采的影响大小, 根据以上评价内容建立了相应的页岩储层评价标准 (表1) 。其中, 对于陆相地层而言, 含气性与有机质丰度取决于页岩累计厚度, 而非页岩单层厚度, 相反单层厚度越大, 压裂难度也大。同时, 纵向上砂泥岩的互层频率越高, 页岩段中薄层砂岩越富集, 也越有利于压裂。国内目前主要开展陆相页岩气勘探的区块, 页岩累计厚度均较高。因此评价标准重点考虑含气丰度与工程可压裂性, 即采用有机碳含量与成熟度评价含气性, 采用脆性矿物含量并结合岩性组合与页岩单层厚度对工程可压裂性进行评价。

3.3 川西陆相须五段页岩气应用实例

川西坳陷须五段为三角洲平原或前缘相, 岩性以黑色、灰黑色页岩、深灰色、灰色薄层细砂岩、粉砂岩为主, 频繁夹少量煤线。页岩埋深多在2100-3500m之间, 砂岩厚度一般<15米, 页岩单层厚度2-20米之间, 有机质类型主要为腐殖型 (Ⅲ) , 有机碳含量为0.39-16.33%, 平均为2.35%。Ro为1.02-1.68, 处于成熟-高成熟演化阶段, 具有较好的生烃潜力, 达到页岩气开采门限。

2012年在川西新场构造上部署的XY2井, 须五段页岩TOC为0.5%-12%, 平均值为3.3%, 有机碳含量属于中等, R0平均值为1.14, 处于成熟演化阶段。岩性组合特征方面, 纵向上可划分为上中下三种岩性组合, 上部基本为砂泥岩互层型, 中部为页岩夹砂岩型, 下部为砂岩与页岩互层, 薄层砂岩相对富集。主要目的层段为须五段下部, 岩性组合为砂岩与页岩频繁互层, 页岩单层厚度1-15米。岩石成分中岩屑含量高, 石英含量中等, 局部长石含量较高, 脆性矿物平均含量59%, 脆性较好, 适合压裂。根据陆相页岩评价参考标准, 有机质丰度与成熟度、脆性矿物含量均达到Ⅱ级, 岩性组合与单层厚度特征达到Ⅰ级, 经大型加砂压裂后获得天然气产能3.88万方/天。

4 结论与认识

(1) 陆相页岩气与海相页岩气既有相似之处, 也有较大差异, 主要差异体现在沉积环境对厚度与分布、岩性、岩相、岩石成分、有机地化特征等方面的影响。

(2) 参考国内外页岩气勘探开发情况, 针对陆相页岩气特征从地质因素和工程可压裂性因素两方面筛选出评价内容, 除有机碳含量、成熟度等用于含气性评价的指标外, 纵向上的岩性组合特征、页岩单层厚度、脆性矿物含量等对工程可压裂性至关重要。

(3) 陆相页岩特征较为复杂, 亟待开展天然气富集主控因素、砂泥岩互层状态下的物性评价等方面的研究工作, 完善评价体系。

页岩气产能评价方法及模型研究 篇2

目前, 常规确定气井产能方法主要有压力平方法、拟压力法以及一点法等, 它们都是确定原始气藏压力下产能方程和绝对无阻流量。计算产能方程系数时, 必须已知气藏压力才能计算, 并把原始气藏压力下的产能方程一直用到气藏衰竭。对于致密气藏来说, 由于渗流机理复杂, 难以建立适用的产能模型, 美国和加拿大非常规天然气开发业界普遍采用典型曲线 (type curve) 的方法评价气井产能, 预测气井可采储量[6—9]。

页岩气藏的开采, 由于其特殊的吸附解吸特点, 常规的气藏产能方法不能满足页岩气井的产能分析, 因此, 本文通过建立的页岩气藏复合模型, 分析影响页岩气井产能各个因素, 参照Vogel方程建立页岩气井产能方程。

1 页岩气复合模型的建立

根据对国内外页岩岩性的分析发现, 页岩中脆性矿物普遍较高, 例如美国的Barnett盆地的页岩脆性矿物含量高达40%左右。因此, 由于储层的脆性高, 易压裂, 在进行大型的水力压裂后, 页岩气井近井周围形成裂缝网络, 形成了储层物性上的内外分区, 因此作如下假设: (1) 气体在地层中作平面径向渗流; (2) 流体在地层流动为等温流动; (3) 气井半径为rw, 考虑井筒储存和表皮的影响; (4) 气井生产前, 地层中各点的压力均布, 均为pi; (5) 忽略重力和毛管力的影响; (6) 流体流动为线性达西渗流; (7) 地层均质、等厚、各向同性, 井以一常产量q生产; (8) 地层岩石不可压缩。

在气藏的开发过程中, 气藏温度近似认为恒定, 那么天然气分子的吸附过程即为等温吸附过程, 大量研究也证明页岩气吸附过程符合Langmuir等温吸附。考虑扩散量的连续性方程:

式 (1) 中, r为任一点离井筒的距离 (cm) ;ρ为页岩气的密度 (g/cm3) ;为裂缝孔隙度 (%) ;t为时间 (s) ;qv为页岩气从基质系统到裂缝系统的扩散量[g/ (cm3·s) ]。

在平衡解吸的条件下, 单位体积煤基质块解吸出的气体总量Vd

式 (2) 中, Vm为页岩气等温吸附线的体积常数 (cm3/g) ;b为等温吸附线压力常数 (MP-1) ;ρB为页岩基质块密度 (cm3/g) 。则qv可以表示为

Seidle (1992) 定义了煤基质块的解吸压缩系数Cd为

整理后得

定义裂缝系统的综合压缩系数Ct为

则

则建立页岩气复合数学模型, 得

求解得

所以:

2 页岩气井产能影响因素影响规律研究

2.1 页岩气稳产时间确定

页岩气井初产往往很高, 但开井测试期间井底流压还处于快速下降阶段, 不能代表气井的真实产能。当井底流压下降缓慢, 达到拟稳态阶段时, 此时的产量才能代表气井的合理产能。从页岩气井生产数据可以看出, 如图1, 随着生产时间的推移, 页岩气井压力降落的幅度变小, 后期压力导数曲线趋于水平。由于页岩气井超低渗特点, 以及存在吸附解析现象, 达到稳态时间长, 因此, 为了更好的反应页岩气藏的产能, 与常规气井相比, 延长了生产模拟时间到180 d (4 320 h) 。然后绘制井底压力降落和压力导数曲线, 从后期开始沿井底压力降落曲线做直线, 曲线与直线的分开点即页岩气井达到稳定产能的时间点。如图1所标注, 该井的稳产时间确定为100 d (2 400 h) 。

油气井流入动态是指油气井产量与井底流动压力的关系, 反映了油气藏向该井供油的能力。流入动态曲线简称IPR曲线, 也称指示曲线, 表示产量与流压关系的曲线。从单井来讲, IPR曲线表示了储层的工作特性。因而, 它既是确定油气井合理工作方式的依据, 也是分析油气井动态的基础。IPR曲线Pwf-Q关系的具体数值取决于油藏压力、油层厚度、渗透率、流体物理性质等。因此, 根据建立的复合数学模型和稳产时间, 分析内外区渗透率、内区半径、储层厚度启动压力梯度和解吸压缩系数等因素对页岩气井产能的影响规律。

2.2 内区渗透率对产能影响规律

渗透率作为储层最重要的一个参数, 对页岩气藏的产能有着很大的影响, 根据页岩气井大型压裂后渗透率的取值范围选取页岩气藏渗透率分别为1 m D, 0.5 m D, 0.3 m D.0.1 m D和0.01 m D, 如图2所示。

内区渗透率是影响岩气井产能的主要因素之一, 随着内区渗透率的增加, 页岩气井产量逐渐增加。

2.3 外区渗透率对产能影响规律

考虑外区渗透率分别为0.01 m D、0.001 m D和0.000 1 m D, 研究三种情况页岩气井的产能变化规律, 如图3所示。

外区渗透率是影响岩气井产能的主要因素之一, 随着外区渗透率的减小, 页岩气井产量逐渐减小。

2.4 内区半径对产能影响规律

页岩气井大型压裂后, 形成物性分区, 内区渗透率明显好于外区渗透率, 因此内区半径的大小直接影响这页岩气井产能的好坏, 根据页岩气井大型压裂的情况, 分别设置内区半径为5 m、10 m、20 m和30 m, 如图4所示。

内区半径是影响岩气井产能的主要因素之一, 随着内区半径的增加, 页岩气井产量逐渐增加。

2.5 储层厚度对产能影响规律

页岩气藏开发过程中, 储层的厚度一定程度上决定了储层的储集能力, 因此, 气层厚度对页岩气井的产能有较大的影响, 以气层厚度分别为5 m、10 m、20 m、30 m进行研究, 如图5所示。

储层厚度是影响岩气井产能的主要因素之一, 随着储层厚度的增加, 页岩气井产量成比例增加。

2.6 启动压力梯度对产能影响规律

考虑启动压力梯度分别为0.001 MPa/m、0.000 1 MPa/m和0.000 1 MPa/m, 研究三种情况页岩气井产能规律, 如图6所示。

启动压力梯度不是影响页岩气井产能的主要因素之一, 由图6可以看出, 启动压力梯度的变化对产能影响并不明显。

2.7 表皮系数对产能影响规律

考虑表皮系数分别为-2、-1、0、1和2, 研究五种情况页岩气井产能规律, 如图7所示。

表皮系数是影响页岩气井产能的较主要因素之一, 由图7可以看出, 表皮系数越大, 页岩气井产能越低, 但影响并不明显。

2.8 解吸压缩系数对产能影响规律

考虑吸附系数分别为0.05 MPa-1、0.1 MPa-1和0.3 MPa-1, 研究三种情况页岩气井产能规律, 如图8所示。

解吸压缩系数是影响页岩气井产能的主要因素之一, 由图8可以看出, 解吸压缩系数越大, 页岩气井产能越高, 并且影响明显。

3 页岩气井产能公式建立

Vogel曲线适用于溶解气驱油藏的无因次IPR曲线及描述该曲线的方程, 是根据不同流体性质、气油比、相对渗透率、井距及压裂过的井和油层受损害的井等各种情况计算获得的。Vogel发现IPR曲线都有类似的形状, 只是黏度油藏及油层损害严重时差别较大, 并绘制了一条参考曲线, 这条曲线可以作为溶解气驱油藏渗流方程通解的近似解曲线。

参照Vogel曲线, 对页岩气藏的产能曲线进行归一化处理, 发现归一化后的页岩气井产能曲线与Vogel曲线具有类似的形状, 如图9。

根据Vogel方程的方程形式, 利用图9绘制的归一化曲线, 建立页岩气藏“Vogel方程”:

式 (8) 中:

式 (9) 中, a=9.60×10-5;b=4.00×10-4。

4 页岩气井产能公式可靠性分析

利用建立的页岩气藏产能公式, 分别预测3个不同参数值的页岩气井的IPR曲线, 基础参数如表1所示。

通过对比发现, 由图10可以看出, 通过公式 (8) 建立的公式绘制的曲线IPR曲线满足页岩气产能的预测要求, 通过不稳定压力求解的产能和构建的产能公式基本吻合。

5 结论

外区渗透率相对低的页岩气复合气藏中, 内区渗透率、外区渗透率、内区半径、储层厚度和解吸压缩系数是影响页岩气井产能的敏感因素;表皮因子和启动压力梯度不是敏感因素。通过可靠性分析, 参照Vogel方程建立的页岩气井产能公式能够快速、准确的判断页岩气井的产能。

参考文献

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页岩气评价标准 篇3

页岩气是一种清洁、高效的非常规天然气能源。页岩气开采作为全球油气资源勘探开发的新热点, 得到了全世界很多国家的关注, 美国和中国等国家均投入大量的资金进行研究。但是开采页岩气所使用的水力压裂方法会产生大量的油基钻井废弃物和压裂返排液等体系复杂、环境风险高、处理处置难度大的典型污染物[1]。本文重点针对油基钻井废弃物的无害化处理技术和压裂反排液的处理技术进行综述。

2 油基钻井废物无害化处理与资源化利用技术

页岩是一种沉积岩, 具有薄页状或薄片层状的节理, 主要是由粘土沉积经压力和温度形成的岩石, 容易吸水膨胀, 导致开发页岩的过程出现缩径、垮塌等现象。油机钻井液具有“低粘度、低切力、低活度、低渗透、低固相”等特性, 因此油基钻井液是较为理想的页岩气钻井液。但因此而产生的大量油基钻井废物的处理处置就成为了迫切需要解决的问题。油基钻井废物成分复杂, 含有大量的油、钻屑以及不同含量的重金属、高分子化合物、酸和碱等, 通常难以通过环境中微生物自然降解, 如不能妥善处理, 势必会造成环境危害[2]。很多国家都制定了法律法规, 严格限值油基钻井废弃物的排放。目前国内外油基钻井废物除油收油技术主要有以下几种。

2.1 热蒸馏法

热蒸馏法是目前含油钻屑处理的主要方式, 适用于被轻质油污染的土壤或含油污泥, 油收率高。缺点是能耗过高, 对设备要求较高, 小型处理不经济。

2.2 溶剂萃取法

溶剂萃取法易于实现, 适合各种规模的含油钻屑回收油处理。缺点是溶剂挥发性大, 安全要求高, 成本高。

2.3 超临界流体抽提法

超临界流体抽提法处理效果好, 适用于处理难于降解的剧毒有机物污染的土壤。缺点是处理流程较长, 处理费用高。

2.4 洗涤破乳法

洗涤破乳法工艺设备简单, 操作条件温和, 容易实现。缺点是得到的固相往往含油较高, 处理效果不理想。

3 页岩气压裂返排液处理外排技术

根据地区压裂返排液水质的不同以及企业处理要求的不同, 返排液的处理可分为三级。一般而言, 一级处理主要去除返排液中的压裂液残余成分、原油、悬浮颗粒 (TSS) 等;二级处理主要去除钙、锶、钡、镁等二价金属离子;三级深度处理主要降低水中氯离子含量, 即盐浓度, 根据含盐量会选择膜处理技术或热处理技术[3]。

3.1 压裂返排液的一、二级处理技术

第一、二级处理过程主要利用袋式过滤法、化学絮凝法、化学氧化法、Fe/C微电解法、高级氧化法和吸附法等技术进行处理[4]。

3.1.1 袋式过滤法

袋式过滤器是一种新型的过滤系统, 能有效地过滤污水中泥沙等大颗粒杂质。袋式过滤器内部由金属网篮支撑滤袋, 液体由入口流进, 经滤袋过滤后从出口流出, 杂质被拦截在滤袋中。袋式过滤器具有结构新颖、体积小、操作简便灵活、节能、高效、适用性强等优点。

3.1.2 化学絮凝法

絮凝沉降法是压裂反排液处理过程中常用到的处理手段, 其原理主要是通过投加絮凝剂来让胶体粒子脱稳、相互碰撞、聚集产生易与水分离的较大絮凝体, 再通过絮凝沉降作用去除废水中的微小悬浮物和胶体杂质等。絮凝剂的种类是决定絮凝处理效果的一个非常重要的因素。 絮凝剂的种类有很多, 比如聚丙烯酰胺 (PAM) 、聚合氯化铝 (PAC) 、聚合硫酸铝 (PFS) 等[5]。一般情况下, 复合絮凝剂对COD去除效果最好。

化学絮凝法在应用中仍存在一些不足, 如压裂反排液通常粘度较大, 导致絮凝剂扩散速度以及絮凝沉淀速度缓慢;现场操作步骤环节过多, 导致影响混凝效果的因素较多;化学絮凝法难以去除水溶性有机物;水中悬浮杂质含量过高, 导致药剂消耗量过大, 产生污泥量过大[6]。

3.1.3 化学氧化法

化学氧化法通常用在絮凝法之后, 该反应过程即向废液中投加氧化剂 (如二氧化氯、次氯酸钙或次氯酸钠等强氧化剂) 使废液中的高分子有机物降解, 从而降低废液中的COD含量。万里平[7]在处理压裂废液时, 氧化剂使用的是次氯酸钠, 调节反应液pH=4, 在此条件下氧化反应2h, 测试结果为COD去除率达到50%, 即次氯酸钠在酸性条件下处理效果较好。

还可以考虑将化学氧化法结合其他方法处理压裂反排液, 以期达到更好的处理效果。例如采用化学絮凝法和化学氧化法组合工艺, 可以提高处理效果, 减少化学药剂用量。刘真[8]针对洗井压裂返排液特点, 提出在照射紫外光的条件下, 投加次氯酸钠处理絮凝反应后出水的方法。结果显示, 该方法能氧化分解水中难处理的大部分有机物, 有效去除COD和油类物质 (去除率分别为75%和81.3%) , 其联合氧化效果大大超过仅用次氯酸钠氧化的效果。

3.1.4 Fe/C微电解法

Fe/C微电解法基本组成为反应器 (Fe/C微电解柱) , 其中的填料为废铸铁屑和惰性碳颗粒。Fe/C微电解法主要通过两个原理来共同促进电极反应处理进水:其一, 铁屑、碳颗粒和废液浸没在废水中混合接触, 形成大的原电池 (铁屑为阳极, 碳颗粒为阴极, 废水为电解质) 反应;其二, 碳化铁和纯铁之间存在明显的电位差, 在铸铁屑之间形成许多微原电池 (纯铁为阳极, 碳化铁为阴极) , 电极反应生成的高化学活性的产物能有效氧化降解废液中的多种化学污染物[9]。Fe/C微电解法能通过多种反应来有效降低压裂反排液的COD值。

Fe/C微电解法在反应过程中也存在一些缺点, 比如反应器运行一段时间后出现短流现象, 即填料表面因为有机物沉积形成不溶性钝化膜, 阻碍填料与废水的有效接触;微电解柱材料需要防腐;加碱中和会产生大量沉淀物;酸性条件下的微电解反应极易造成铁被溶解, 需要及时补充新的铁屑, 使铁消耗量增大, 处理不善还会造成二次污染;微电解处理废水的速度相对较慢。

3.1.5 高级氧化法

Fenton试剂催化氧化法是一种高级氧化法, 该方法主要用于处理一般情况下生物法和物理化学法难以处理的高浓度有机污染物。Fenton试剂是由氧化剂H2O2和催化剂Fe2+组成的。在酸性条件下, 催化剂Fe2+能够激活H2O2, 促使H2O2发生Fenton反应从而分解出羟基自由基、水和氧气。羟基自由基氧化性极强, 几乎可以无选择性地破坏污水中有机物的结构, 使其转变为无毒或微毒的无机物质, 从而有效降低污水的COD值。

Fenton催化氧化法存在的问题也比较多, 其一是在氧化过程中生成氢氧化铁沉淀, 产生大量的污泥;其二是过量H2O2存在于水中, 会抑制羟基自由基的产生, 不利于Fenton反应的进行, 增加后续处理难度并会干扰水质测定;其三是由于H2O2具有极强的腐蚀性, 设备易受腐蚀;其四是Fe2+存在导致反应液颜色变深[10]。

3.1.6 吸附法

经过前期处理之后的出水中还含有很多未被氧化的有机物, 可以在废液中加入吸附剂 (通常为多孔介质的粉末或颗粒) 并充分混合反应, 使废液中的一种或多种污染物被吸附在多孔物质表面而去除, 即为吸附法。吸附剂是决定吸附效果最关键的因素, 实际应用较多的吸附剂是活性炭颗粒, 它吸附能力极强, 能脱色除臭, 去除水中微量有机污染物, 也能有效地去除水中的无机污染物。

吸附法的缺点是吸附法对进水的预处理要求较高, 因此往往只能放置在处理工艺流程的末端;优质吸附剂的吸附成本较高;活性炭再生费用较高。

3.2 压裂返排液的三级处理技术

三级处理的难点主要是脱盐技术处理和结晶零排放技术处理, 这些工艺成本较高, 但在某些场地条件限制下, 仍需要对返排液或产出水进行脱盐处理。

3.2.1 反渗透 (简称为RO) 技术

反渗透是一种以压力差为推动力, 从溶液中分离出溶剂的膜分离技术。该处理技术原理是对膜一侧的溶液施加压力, 当压力超过它的渗透压时, 溶剂会逆着自然渗透的方向作反向渗透, 溶剂会透过膜流到低压侧, 即渗透液, 高压侧得到浓缩的溶液, 即浓缩液。反渗透法能够达到高效除盐的目的, 现已广泛应用于天然水除盐、海水淡化和制取纯水等, 一般脱盐处理的难度和成本随着总溶解固体含量 (TDS) 的增加而增加。反渗透法还被广泛用以去除水中的细菌和病毒等污染物质, 以及有效去除溶液中难以去除的胶体、金属离子和二氧化硅等[11]。该方法的缺点是当进水TDS高于40000mg/L时会导致膜表面结垢, 技术经济性较差。

3.2.2 正渗透膜 (简称为FO) 技术

正渗透是指水从较低渗透压区域通过选择透过性膜流向较高渗透压区域的过程。相对于压力驱动的膜分离技术如微滤、超滤和反渗透技术, 这一技术从过程本质上讲具有能耗低 (低压甚至无压操作) , 分离效果好 (对许多污染物几乎完全截留) , 低膜污染特性, 设备简单等独特的优点。在许多领域, 特别是在海水淡化、饮用水处理和废水处理中表现出很好的应用前景。低能耗、低成本、高效率的正渗透膜技术正越来越得到学术界和工业界的重视, 美国的很多研究机构已经开始研究其应用于页岩气压裂返排液脱盐处理的可行性[12]。

3.2.3 电渗析 (简称为ER) 技术

电渗析法是将阴、阳离子交换膜交替排列于正负电极之间, 并用特制的隔板将其隔开, 组成除盐和浓缩两个系统。在直流电场作用下, 以电位差为推动力, 利用离子交换膜的选择透过性, 把电解质从溶液中分离出来, 从而实现溶液的浓缩、淡化、精制和提纯。该技术的优点是设备简单、操作简便、出水效果好, 缺点是易受到胶体物质的污染, 只能除去带电离子等。该技术主要用于苦碱水和高硬度水的脱盐处理, 以及作为深度除盐的预处理技术, 并与反渗透、离子交换系统联合使用[13]。

3.2.4 多效蒸发技术

多效蒸发技术的特点是几个蒸发器连接起来操作, 前一蒸发器内蒸发时所产生的二次蒸汽用作后一蒸发器的加热蒸汽。该技术有效提高热能循环利用率, 显著地降低了热能耗用量, 这样很大程度上降低了成本并且提高了效率。多效蒸发技术一般用于处理高含盐废水, 该技术的缺点是投资巨大、运行费用高。但是随着多效蒸发技术的逐步进步, 设备成本在逐步降低, 对一些高盐度, 难降解的有机废水, 以及含有高浓度结垢离子的污水的适用性也逐步增加[14]。

3.2.5 膜蒸馏技术 (MD)

膜蒸馏技术是膜过滤技术与蒸发过程相结合的膜分离过程, 以膜两侧蒸汽温度差为传质驱动力MD热侧溶液中易挥发的组分在膜面处汽化通过膜进入冷侧并被冷凝成液相, 其他组分则被疏水膜阻挡在热侧, 从而达到混合物提纯或分离的目的。该技术作为新型高效脱盐技术, 对无机盐、大分子等不挥发组分的去除率接近100%, 并且可处理高浓度废水[15]。该技术的缺点是膜成本较高, 膜通量较小, 且膜蒸馏技术对膜的材质要求很高, 如何能够有效的克服膜蒸馏过程中的膜污染问题是实现该技术工业化亟需解决的问题。膜蒸馏技术是近十年来迅速发展的一种新型高效膜分离脱盐技术, 该技术对于处理高含盐污水脱盐技术有很好的效果和显著的优势。

4 结语

现在我国已经在四川、新疆等地大范围开展了页岩气开采的项目, 页岩气开采产生的大量油基钻井废弃物和压裂反排液需要处理。但是页岩气井位置均处在山区或偏僻的地方, 离城镇较远, 且没有合适的回注井。因此研发油基钻井废弃物和压裂反排液现场处理技术是迫切需要的。

摘要：指出了页岩气是一种清洁、高效的非常规天然气能源, 已逐渐成为全球油气勘探开发的新热点, 水力压裂技术是目前页岩气开发的核心技术之一, 其开采过程需消耗大量的水资源, 并产生大量的油基钻井废物及高含盐污水, 如何有效做到油基钻井废物无害化处理与资源化利用, 以及有效处理页岩气反排液处理是至关重要的问题。分析了页岩层的结构特点, 列举了油基钻井废物无害化处理技术和压裂反排液处理技术, 以期为页岩气开采及大范围应用提供参考。

页岩气评价标准 篇4

温度对脱附起活化作用, 温度越高, 游离气越多, 吸附气越少。物理吸附是放热反应, 存在随吸附温度升高吸附量减小的特点, 所以在低温下吸附过程更容易进行。为了考察温度对泥页岩吸附性能的影响程度, 选择了鄂尔多斯盆地上古生界太原组同一取样点富有机质泥岩样品进行等温吸附实验, 实验的最高压力为10.16兆帕, 实验分别在46℃、60℃、75℃、80℃、90℃温度下进行, 其等温吸附曲线见图1。

从图1可看出, 随等温吸附实验温度的升高, 吸附气量呈下降趋势。在46℃~90℃范围内, 随温度升高吸附气量的变化趋势明显, 总体下降, 说明温度对饱和吸附量的影响很大;在等温条件下, 泥页岩吸附甲烷气量开始随着压力增大而增加, 等吸附甲烷气量达到饱和后又随着压力增大而趋于平稳。因此吸附实验只有在储层温度和压力下进行, 才能真实反映泥页岩的吸附特性。可见, 温度和压力对泥页岩吸附能力的影响不容忽视。当地层埋深温度没有超过100℃的情况下, 可通过采样点深度换算成对应的温度来做该温度条件下的等温吸附实验。目前的等温吸附实验所给的压力大都不超过12兆帕, 实际的地层压力要远超过这个数值, 所以还不能在等温吸附曲线上读到地层压力下的吸附气含量, 作者提出一个新的解决办法, 就是用该温度条件下得到的不同压力和吸附气含量拟合成公式 (比如, 80℃条件下, Y=0.5167LN (X) +0.842, R2=0.9715, Y:吸附气量 (立方米/吨) , X:压力 (兆帕) ) , 然后用该样品对应的地层压力代入公式计算出地层条件下的吸附气量。当地层埋深温度已超过100℃的情况下, 目前的等温吸附实验还做不了, 作者提出的解决办法是建立不同温度条件下压力和吸附气含量之间的拟合公式, 分别用不同的公式计算不同温度条件下吸附气量, 然后再建立吸附气量和对应深度之间的关系 (图2) , 并拟合成公式 (比如, Y=474.53X2+741.94X+3156.3, Y:吸附气量 (立方米/吨) , X:深度 (米) ) , 然后用需要计算样品对应的深度代入公式计算出地层条件下该样品的吸附气量。

涪陵页岩气发电 篇5

1.1 世界电力发展形势

从1990-2000年, 由于全球变暖, 环境保护压力增大, 迫使能源结构升级, 世界范围内的电力工业开始进入转型期。由于发达国家GDP增速放缓, 能源需求降低, 电力需求受到影响, 然后市场经济繁荣, 市场自由化程度越来越高, 天然气市场的自由度也日趋提升, 于是天然气发电迎来了新的发展机遇期。2010以来, 北美页岩气革命的成功, 使得天然气的产量大幅度增加, 降低了天然气的使用成本, 全球范围内的页岩气储量巨大, 以现有的能源消耗量, 可以使用数百年之久。我国重庆涪陵地区的页岩气开发实现商用, 产量巨大, 品质优良, 具有极高的商业价值, 将涪陵地区的页岩气用于电力工业中具有较好的市场前景。

1.2 以美国为代表的北美地区天然气发电状况

美国率先使用天然气发电, 美国现有的能源格局也应为页岩气革命的成功带来了质的飞跃, 由全球最大的能源进口国转变为能源出口过, 给国际能源市场带来巨大的冲击, 美国天然气发电量占总发电量的比重与日俱增形成了一定规模, 1990年到2015年, 美国的天然气发电量占比提升了十二个百分点, 比重达到了25%, 其中有三分之一的产量用于了发电领域。并且这个比重会越来越大, 预计在未来20年可以达到一半的比例。

1.3 国内天然气发电前景分析

我国页岩气勘探开发取得了突飞猛进的发展, 相继在重庆市涪陵区焦石坝、贵州省遵义市、甘肃省大部分地区发现巨大的页岩气田, 具有良好的开发潜力, 随着勘探技术的发展会有越来越多的页岩气田被发现, 这代表着我们国家从一个能源匮乏的国家转变为能源富集的国家, 美国的页岩气革命使美国由全球最大的能源进口国转变为能源出口国, 随着我国页岩气开发技术的革新, 也会掀起一场能源革命。2015年由中国石油勘探开发研究院公布的数据可知, 我国页岩气储量估计在200万亿方, 可开发储量为50万亿方。

2 页岩气资源潜力评价

2.1 页岩生气强度计算

页岩有机质生气强度计算涉及的主要参数为有效页岩厚度、页岩的岩石密度、TOC和有机质的产烃率。

式中:H—有效页岩的厚度, 单位m;

ρr—页岩的密度, 单位t/m3;

C残—页岩残余有机碳含量, 单位%;

D—为原始有机质气态烃产率, 单位m3/ (t·TOC) ;Q气—为生气强度, 108m3/km2。

根据公式 (1) 计算, 研究区龙马溪组有效页岩的生气强度主要为 (40~80) 。生气强度较低的地区在铜梁一邻水一垫江地区及南川一纂江东南地区, 一般为 (10~20) X108m3/km2。生气强度较高的区域为龙马溪组有效页岩在涪陵一长寿一江津一带的, 生气强度约莫80X108m3/km2。 (见图1)

2.2 资源丰度类比法

页岩气资源分布主要与有效页岩空间分布有关。在勘探程度较低的地区, 通过资源丰度类比可估算页岩气的资源量。体积丰度类比法的计算公式为:

Q资=S×H×ρr×Qf×10-2—— (2)

其中:S—页岩有效而积, 单位km2;

H—页岩有效厚度, 单位m;

ρr—泥页岩的密度, 单位t/m3, 为2.6t/m3 (取平均值) ;

Qf—页岩中的含气量, 单位m3/t;

Q资—存储资源量, 单位108m3。

以1500m为界限, 埋藏以上的为浅层气, 浅层页岩气藏的压力系数均为1.0, 该区域的页岩气含气量为2.5ml/t, 深度增加后温度压力都升高, 页岩含气量也随之而升高。焦页-30号井龙马溪组下部埋藏深度2500m, 取得的实测数据为含气量 (0.51-3.06) m3/t。川南地区龙马溪组页岩含气量较高, 平均1.85m3/t, 与实际情况相当。采用平均含气量取值1.85m3/t的数值来运算。根据计算公式 (2) 可以估算, 龙马溪组下部有效页岩资源量为 (2.1-8.6) X1012m3, 资源量丰度为 (1.4-5.7) X108m3/km2, 具有良好的资源前景。

3 天然气发电新技术

美国有一种新型的天然气发电设备, 叫做“能量立方”是由美国“氧化还原”公司研发生产制造的, 这种新型的发电机使用天然气发电产生的功率为25千瓦时, 这是一个静态运行的设备, 运行的部件很少, 重要是运用隔膜的化学反应。

“空气在隔膜的作用下, 在从燃料电池的负极流向正极过程中分离出氧离子与另一边流入的天然气发生氧化反应生成电子, 从而把天然气的化石能转化为电能”。这种设备与内燃机相比较具有很低的碳排放, 更高的能效比, 更稳定安全, 更容易维护和保养。

当然输气网比起输电网更稳定, 输电网络可能会没电, 但是输气网络不会没有电。这种设备可以为路灯、信号基站和其它的基础设施供电, 更有益于公共服务质量的提升。

4 结语

4.1 重庆市涪陵地区的页岩丰度高, 是优质的生气层, 同时该地区成气时间早, 形成的是高纯度的甲烷气体。

4.2 美国的页岩气发电技术成熟, 具有较高的经济效益, 是我们需要学习借鉴的。

4.3 新型天然气发电机的使用可以极大的提高天然气转化为电能的效率, 绿色环保, 可以推广。

美国的“页岩气革命” 篇6

对于这场石油战的缘由,有一种“阴谋论”的说法,包括两个版本:一是美国与沙特阿拉伯联手压低油价,以打击在乌克兰问题中陷于困境的俄罗斯,使之雪上加霜;二是沙特阿拉伯压低油价,为的是要摧垮美国的新型能源页岩油,使之入不敷出,不再生产。因为一旦页岩油生产成了气候,那将给依靠传统能源石油为命根子的沙特以致命打击。现在看来,第一个阴谋论有点不着边际,第二个阴谋论倒像是越来越真。君不见,在沙特一再压低油价的打击下,美国有些页岩气开采企业已经宣布停产了。

那么,页岩气到底是怎么一个东东,竟然惹得石油霸王大发雷霆、进而大动干戈?

一、话说页岩气

页岩气(shale gas)是蕴藏于页岩层中的天然气资源,是一种以游离或吸附状态藏身于页岩层或泥岩层中的非常规天然气。成分以甲烷为主,与“煤层气”、“致密气”同属一类。它有两种状态:一是游离状态,一是吸附状态,各占大约一半。

页岩气发育具有广泛的地质意义,存在于几乎所有的盆地中。只是由于埋藏深度、含气饱和度等差别较大,而具有不同的工业价值。

页岩气的形成和富集有着自身独特的特点,往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。与常规天然气相比,页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点,大部分产气页岩分布范围广、厚度大,且普遍含气,这使得页岩气井能够长期地以稳定的速率产气。

但页岩气储集层渗透率低,开采难度较大。页岩气是一种清洁、高效的能源资源和化工原料,主要用于民用和工业燃料,化工和发电等,具有广阔开发前景。页岩气的开发和利用有利于缓解油气资源短缺,增加清洁能源供应,是常规能源的重要补充。

从全世界范围看,泥、页岩约占全部沉积岩的60%,页岩气资源前景巨大。主要分布在北美、中亚和中国、拉美、中东和北 非、前苏联。美国 页岩气地质储量约28万亿立方米。2007年美国页岩气 总产量500亿立方米,占当年美国天然气总量的8% 以上。中国的页岩气储量最多,可采储量达36万亿立方米。按当前的消耗水平,这些储量足够中国使用300多年。

页岩气很早就已经被人们所认知,但采集比传统天然气困难。随着资源能源日益匮乏,作为传统天然气的有益补充,人们逐渐意识到页岩气的重要性。

随着世界能源消费的不断攀升,包括页岩气在内的非常规能源越来越受到重视,有些国家已经开始开采并实现页岩气的商业性开发,比如美国、中国、加拿大等,其中美国走在了前头,人们称之为“页岩气革命”。

二、美国“页岩气革命”的背景

1. 美国一直致力于“能源独立”

能源安全作为国家安全的重要组成部分,直接关乎国家利益。1973年第一次中东石油危机之后,美国开始提出实现“能源安全”的目标,随后很快上升为美国能源政策的核心目标。

美国对能源安全特别是石油供给安全的忧虑由来已久。二战前,美国曾是原油净出口国,原油产量居世界首位。二战期间,石油成为一种重要的战略物资,美国一度面临石油短缺的境况。上世纪50-70年代,尽管美国国内石油消费量和进口量不断增长,但由于美国国内石油产量上升,国际油价持续下降,石油供给安全并非急迫的政策问题。然而,1973年,美国日益增长的石油进口受到石油危机的重创,面临供给骤减和油价飙升的双重困境。1979年伊朗革命和1990年两伊战争导致的石油供应短缺进一步使美国意识到保障石油供给的重要性。正是在对外石油进口依赖增长、国际油价上涨的大背景下,追求“能源独立”成为了美国历届政府的重要政策议程。历届政府增强能源供给安全的重要政策目标主要包括两个方面:一是减少对进口石油的依赖,增加本土油气产量、战略储备,努力扩大能源自给程度;二是减少对石油的依赖,寻找、扩大替代能源(核能、风能、太阳能等)产量,促进能源消费结构多元化。

2. 开发页岩气有着重要意义

二战以后,天然气在全球能源消费的比重不断上升,由50年代的近15% 逐渐攀升至2010年的约20%。与此同时,天然气在美国能源结构中也越来越占据重要地位,在美国国内的消费量逐渐攀升,所占消费比例仅次于石油。截至2008年,石油、煤炭和天然气总共占据美国能源总供给的85%,而天然气的供给量已达到22%,同时美国本土的天然气生产能够满足90% 左右的国内消费。

作为从页岩岩层中开采出来的非常规天然气,其开发具有重要意义。页岩气的大规模开发可大大提高美国天然气的产量,并有望逐步满足美国国内日益增长的能源需求。

3. 关键技术进步

美国能够低成本、大规模地开发页岩气,其关键源于掌握了最先进的开采技术。水平钻井和水力压裂两项关键技术使页岩气开发在商业上实现低成本、在产量上实现大规模。水平钻井技术使得从水平井而非传统的直井中获得页岩气成为可能。从水平井中开采页岩气,其最终采收率是直井的3倍,而费用只相当于直井的2倍。此外,相对于上世纪90年代使用的凝胶压裂技术相比,水力压裂法可节约50%—60% 的成本。

开采页岩气的关键技术经过了几十年发展最终取得了突破,其最初的实验努力可以追溯到19世纪。上世纪50年代,压裂技术便开始应用于石油和天然气的开采中。70年代中期,美国就开始研发从美国东部的页岩区块中开采天然气,并在获取低成本天然气的技术上取得初步进展,使得商业开采天然气的成本大大降低。伴随相关勘探设备的升级改造,这一技术在80年代初开始逐渐推广,使得页岩油气资源开始迈向大规模商业开采时代。

4. 其他相关条件成熟

除了在关键技术条件上实现突破,美国“页岩气革命”的繁荣还得益于配套设施、产权制度、市场机制、政策支持等一系列条件的具备,其作用主要体现在以下几个方面:

一是天然气管道输送系统的完善。上世纪30—40年代以来,经过多年发展,美国建成了总长度超过30万英里的天然气管道及210多个供气网络系统。这些都为上游生产的页岩气并网进入下游消费市场提供了便捷条件,使得页岩气开采能够快速迈入商业化和市场化的阶段。

二是土地使用权交易的流动性高。由于美国的土地使用权私有化程度高、交易便利,页岩油气资源开发企业能够以较快速度定位和转移工作区块、找到开采资源的最佳区块,同时在土地上面临较小的法律障碍。

三是市场自由化程度及开放度较高,企业进入门槛较低。各种规模的页岩气生产商在相关市场能够充分竞争,促使生产效率和效益不断提高。同时,清晰的市场监管框架又为天然气市场的健康发展提供了必要保障。

四是对天然气产业的管制逐渐解除,政策支持和保障力度加大。1978年通过的《天然气政策法案》部分消除了天然井口价格的管制,1989年美国国会通过了《天然气井口废除管制法案》,最终取消了这一管制。这些措施为解除天然气产业发展的禁锢、激励产业发展铺平了道路。

五是美国历届政府通过增加研发投入、设立研究基金、实施税收优惠、增加补贴等措施,为非常规天然气的开发提供了一系列优惠条件,扶持和鼓励相关产业的发展。

三、美国“页岩气革命”的现状

1. 美国页岩气的储量、分布及产量

据探测,美国现阶段的页岩气储量巨大、分布广泛。根据能源部2011年发布的报告,美国“下48州”页岩气储量丰富,其中排名前三的地区分别为东北 部(63%)、墨西哥湾 岸区(13%)、西南地区(10%)。

近10年来,美国的页岩气产量增长超过10倍,逐渐成为美国天然气生产的最主要来源之一,同时也带动了美国天然气产量的大幅增长。根据美国能源部2012年发布的数据,2000年美国页岩气干气的产量尚不足4000亿立方英尺,占当年美国天然气干气总产量的比例不足1%。然而,仅仅10年之后,这一数字在2010年飙升至4.8万亿立方英尺,占当年美国天然气干气生产的23%。

美国政府对页岩气的长期可持续生产持积极看法。美国能源部2009年估计,未来20年美国的天然气产量将继续保持稳定。代表美国石油及天然气行业的咨询组织国家石油委员会的预期更加乐观,2011年认为在未来50年甚至更长时间内美国页岩气及天然气的供给都将保持稳定。

2. 页岩气的开发带动美国石油产量增长

近10年来美国页岩气产量的飙升基本使美国本土的天然气消费实现了自给自足。根据美国能源部的数据,2011年美国国内消费天然气总量的95% 都能由本土生产满足。然而,与此同时,近10年来美国国内的天然气消费量增幅却不足1万亿立方英尺。自2008年金融危机以来,全美天然气的年度消费量并未获得大幅提升。

美国页岩气的增产面临着天然气市场价格的挤压。自2008年至2012年,美国天然气现货价格从高于10美元 /百万英热的高位快速下降至不足3美元 / 百万英热,触及1999年以来的最低点。尽管价格走势在2012年后期出现小幅回升,但直至2012年末也不足3.5美元 / 百万英热。

如此低的天然气价格已经接近美国页岩气开采的成本价,在一定程度上压制了天然气产量的进一步增长。根据著名能源研究机构剑桥能源咨询公司的估计,全美页岩气平均成本约为4美元 / 百万英热。由于开采和生产页岩气的收益率大大下降、甚至出现“一开采即亏损”的状况,生产商扩大页岩气生产规模的积极性受挫。从2011年年末到2012年,美国天然气产量的增量逐渐趋缓,与此前产量持续走高的趋势形成鲜明对比。

3. 经济影响

根据剑桥能源咨询公司的研究报告,页岩气革命为美国创造的经济效益主要体现在以下方面:

⑴促进经济增长,增加就业。仅在2010年,页岩气相关产业创造了760万亿美元的GDP和60多万个新增工作岗位,并将在未来继续增长。

⑵创造新税基,提高政府收入。2010年页岩气相关产业为美国带来180多亿的新增税收,并有望继续增长。

⑶降低能源开发和应用成本,提升相关产业竞争力。2011年,非常规天然气井的开采成本比常规天然气井的开采成本降低40%-50%,同时较低的天然气价在可预期范围内将使电价降低10%、并提升2.9% 的工业产值。这有利于促进制造业回归至美国本土,并创造更多的工作机会。

⑷实现天然气自给,降低天然气价格。据预测,得益于较低的天然气价格,2005年以来美国家庭平均每户每年在能源上节省的开销高于800美元,然而如果大量依靠天然气进口,美国国内天然气价格至少将攀升至现有价格的2倍。

4. 环境影响

页岩气开采可能导致的负面环境后果,一直是困扰这场革命前景的重要因素之一。

⑴耗费和污染水资源。开采页岩气井需要耗费大量水资源,对水资源稀缺的地区造成巨大的环境压力。页岩气开采过程中产生的有害物质将渗透到地下,或者溢出地表污染水层。此外,开采出来的天然气也可能直接进入引用水源,造成巨大的环境隐患。然而,2011年麻省理工学院发布的报告显示,过去10年全美开采的超过20000多个页岩气井,仅有43起水污染事件。总体而言,页岩气开发对地下水造成的风险是可控的。

⑵美国气候政策面临倒退的风险。根据国际能源署预测,页岩气的广泛使用将加速全球变暖的趋势。页岩气产量的增加会挤压其它绿色可再生能源的产业空间和市场份额,进而为美国控制和减少温室气体排放的努力带来新的压力和挑战。

⑶存在诱发小型地震的可能性。美国内政部下属地质调查局发布的报告显示,石油和天然气钻井开采活动是近年来美国中西部地区地震频发的主要原因之一。

5. 对全球及美国能源供需结构的影响

伴随美国页岩气资源的大规模开发,全球能源供需格局也在悄然发生变化。从供需格局来看,全球能源供不应求的状况有所趋缓并逐渐走向平衡;从能源结构来看,天然气生产和消费比重逐渐增大,逐渐改变了石油独大的局面;从生产和消费的中心来看,北美油气资源产量正在逐步升高。

6. 前景

备受争议的页岩气神话 篇7

跨国公司包括壳牌、法国燃气苏伊士集团和挪威石油都在宣传天然气是可供选择的“绿色”燃料。这些公司只是世界上诸多投资新技术开发页岩气的公司代表, 页岩气作为燃料备受争议, 但由于能够充足地供应, 并且在被称为“压裂法”的先进的天然气开采技术的助推下, 很容易进行开采, 使得天然气行业恢复了些许活力。

扩大开采页岩气使天然气供大于求有了希望, 压低了市场价格, 并能让矿物燃料行业大获厚利。电站燃烧天然气产生的碳排放大约只是煤炭产生的碳排放的一半, 天然气公司因而声称天然气是一种“绿色的”燃料来源。

游说的依据是一份报告。该报告声称为达到2050年的碳排放目标, 相比投资可再生能源, 欧盟使用天然气可节省9, 000亿欧元。但是, 《卫报》认为, 报告所得出的结论也是与游说相逆的——即可再生能源应该发挥更大的作用。这份报告现已被原作者否认, 原作者认为将该报告赞成使用天然气是“有偏见”的。

过去两个月里, 企业说客不断游说欧洲、美国等地的政府官员, 拼命鼓吹该报告。他们与能源密集型产业结盟, 联合向希望获得廉价能源的政府施压。

日本福岛核电站事故发生后, 大众对核电非常反感, 天然气公司意识到这是一次绝好的机会, 可大力宣传天然气是主要的“绿色”能源来源。说客之一的荷兰皇家壳牌石油公司即将离任的英国董事长James Smith说, 在与气候变化作抗争的时候, 转向使用天然气将给世界“一个喘息的机会”。

英国能源与气候变化部首席科学顾问David Mackay对这种观点提出质疑。他对《卫报》记者说:“人们不能以这种方式达到气候目标, 转而使用天然气就不可能解决问题。我认为, 天然气就是未来唯一选择的说法不可采信。”

矿物燃料公司已经在紧锣密鼓地进行游说。在4月份举行的高层会议上, 欧洲议会议长主持了天然气行业的午宴, 贵宾包括欧盟能源专员Günther Oettinger。

几个月来, 天然气说客与布鲁塞尔高官之间举行了一系列的会议, 这次午宴是双方之间最近的一次会面, 参加午宴的官员包括其他欧盟专员和重要的欧洲议会议员。今年以来, 仅欧廷格就至少举行了两次与天然气相关的重要会议。

在这些会议以及其他很多讨论欧盟能源和气候变化的正式与非正式会议上, 都向与会官员提供了一份由天然气行业游说集团:欧洲天然气倡导论坛委托准备的报告。它部分参考了麦肯锡咨询公司所做的被称为“让绿色旅行变得可行”的分析。该报告乍一看, 是要说明为达到2050年的气候目标, 相比投资可再生能源, 欧盟使用天然气可节省9, 000亿欧元。该报告的复印件已经递交到欧盟主席JoséManuel Barroso的办公室, Barroso今年访问了乌克兰、土库曼斯坦和阿塞拜疆, 对欧盟的天然气供应情况非常关心。

除对可再生能源的使用得出不同的结论外, 该报告还把碳捕获与存储技术未来价格的假设作为依据, 但这些假设还有待商榷。

该报告由欧洲气候基金会出具, 该基金会认为欧洲天然气倡导论坛出具的报告版本“为倡导使用天然气而使得结果有所偏颇”。他们警告称, 采纳这种报告的结论将会降低能源安全性, 并会让欧洲经济受到天然气价格波动的影响。

麦肯锡咨询公司的一位发言人称:“我们长期以来的原则是不对客户、或委托我们所做的工作进行评论。”

壳牌全球天然气公司总经理David Rimmer称:“壳牌将可再生能源视为是未来能源结构的重要组成部分, 但这一分析已经表明, 在短期内, 加大对天然气的依赖程度将更省钱、精简工作职位、达到气候目标, 并可在大规模部署高新技术的应用。”

康奈尔大学最近发表的学术论文也对天然气行业的辩称提出了进一步的质疑, 他们经研究发现, 由于难以从岩石中进行开采, 使用页岩气进行发电, 其产生的二氧化碳排放量与燃煤发电产生的二氧化碳排放量基本相等, 甚至更多。

世界自然基金会英国分会气候与能源政策官员Jenny Banks呼吁英国政府停止开采页岩气。“事实上, 页岩气的温室气体排放量等于甚至大于煤炭产生的排放量, 在这种时候还鼓吹使用页岩气是很荒谬的。我们应拒绝这样的天然气来源, 并制定明确的计划, 摆脱对矿物燃料的依赖, 充分发挥可再生能源技术的潜力。”

天然气行业的部分人员谨慎地辩称, 天然气更容易开启和关闭, 在不能使用风能的情况下, 可作为灵活的后备能源, 是对可再生能源的补充。

这种观点得到了Oettinger以及其他一些高官的认可。Oettinger主张天然气和可再生能源都可作为灵活的低碳能源。国际能源机构执行董事Nobuo Tanaka称:“天然气有可能会改变规则。但是, 由于天然气能快速实现开启和关闭, 所以它是对可再生能源的补充。天然气作为基本负荷的能源后, 我们将不再依赖煤炭。”

但是, 可再生能源生产商的态度非常谨慎。他们害怕囊中羞涩的政府减少对清洁能源的补贴, 转而对燃气电站大发许可证。

新建成的一座燃气电站预计可使用大约25～40年。因此, 尽管从煤炭转而使用天然气有助于国家达到短期的排放目标, 但从长远来看, 除非投入大量成本, 否则会留下大量冗余、高排放量的矿物燃料电站, 需要开发捕获和将二氧化碳存储在地底的技术。然而, 这种技术还有待检验, 要实现广泛地应用, 可能还需要几十年的时间。我们对这种技术的经济性还不能确定。可再生能源公司也认为, 欧洲天然气倡导论坛所使用的证明矿物燃料比可再生能源便宜的假设经受不住推敲。

页岩气的使用是备受争议的, 因为其需要大量的水从岩石中进行开采, 所使用的有潜在危险的化学品也会渗入到水供应链中。美国是第一个使用压裂技术从页岩开采天然气的国家, 已有证据表明发生了沼气污染和严重的泄露, 这样的例子不胜枚举。

康奈尔大学学术论文的主要作者Robert Howarth教授说:“我坚信, 对页岩气的鼓吹已经远远超出了页岩气能做什么和不能做什么的客观证据范围。现在是时候暂停脚步, 客观地来分析页岩气是否可作为我们未来的一种合理的能源技术。此外, 现在也应该来分析以何种代价减少与技术有关的环境问题。”

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页岩气是从页岩层中开采出来的天然气, 主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中, 是一种重要的非常规天然气资源。页岩气的形成和富集有着自身独特的特点, 往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。较常规天然气相比, 页岩气的开发具有开采寿命长和生产周期长的优点, 大部分产气页岩分布范围广、厚度大, 且普遍含气, 这使得页岩气井能够长期地以稳定的速率产气。