非常规油气资源调研报告

非常规油气资源调研报告前言21世纪以来，世界经济进入新的发展周期，各国对石油天然气资源的需求直线上升。面对巨大的能源需求，世界油气产能建设和生产却相对局限性，于是人们开始更多地关注非常规石油天然气资源。现在，对于非常规油气资源尚无明拟定义，人们采用商定俗成的叫法，将其分为非常规石油资源和非常规天然气资源两大类。前者重要指重(稠)油、超重油、深层石油等，后者重要指低渗入气层气、煤层气、天然气水合物、深层天然气及无机成因油气。另外，油页岩通过对应的化学工艺解决后产出的可燃气和石油，也属于非常规油气资源。非常规油气资源是指在现在技术条件下不能采出,或采出不具经济效益的石油和天然气资源。但常规和非常规油气问有过渡性,其界限可随技术水平和价格的变化而变化,不同国家对其界限的设定也不尽一致。有时这部分油气可归为次经济性资源,如大部分致密砂岩中的石油、天然气在中国都可被开发,不再强调它的非常规性,往往与常规油气在一起考虑。煤层气虽属非常规气,但在许多国家予以优惠政策时都可被开发,甚至可形成相称大的规模(如美国)。当代技术条件下,北美西部的许多沥青砂岩的开发在油价较高时都可获得一定的经济效益。非常规油气资源储量丰富，据预计，全球煤层气资源量可能超出260万亿立方米，油页岩折算成页岩油的数量可达4000多亿吨，从全球油页岩的发现状况和勘探程度来看，这还是一种很保守的数据。根据美国地质调查局的研究，世界上油砂油的可采资源量为1035.1亿吨，约占世界石油可采资源总量的31.96%，仅次于可采资源量为1514亿吨的常规石油。世界范畴内的重油资源量约为690亿吨。天然气水合物资源量也非常巨大，据推测全球天然气水合物中甲烷资源量为6000多万亿立方米。中国非常规油气资源产业发呈现状中国油页岩分布广，在全国27个省、市、自治区都有发现，其中以吉林、辽宁、新疆等省区居多。据专家预计，页岩油的可采资源量约55亿～62亿吨。现在已探明的油页岩矿以低含油率页岩为主，且适于露天和半露天开采的较少，油页岩的开发，有待于进一步加强资源评价，谋求中、高含油率的油页岩矿床。中国煤层气资源十分丰富，根据最新一轮资源评定成果，中国埋深米的煤层气资源量达35万亿立方米，相称于450亿吨原则煤，与陆上常规天然气资源量相称。在中国境内煤层气资源分布广泛，基本能够划分为中部、西部和东部三大资源区，其中中部地区约占资源总量的64%。沁水盆地和鄂尔多斯盆地资源量最大，超出10万亿立方米。自20世纪80年代以来，中国就开始了煤层气的勘探研究。1994年，在鄂尔多斯盆地东缘的河东地区7口实验井全部出气，单井平均日产量3000立方米，个别井位日产量达7050立方米；1998年，沁水盆地屯留7井钻探成功，日产气16300立方米；冀中坳陷大城地区，煤层气厚度大，分布广，最大埋深可达4000米，据预测该区煤层气资源量可达3000亿立方米。总之，实践证明，中国煤层气含有较大的开发潜力。12月，中国石化与新疆维吾尔自治区人民政府在北京订立了合作框架合同，开始大规模进军新疆地区煤炭、油页岩和煤层气领域。中国油砂资源较为丰富，分布遍及各大含油盆地。但现在尚未展开过系统的资源评价，有专家预计中国的油砂资源量约有1000亿吨，可采资源量可达100亿吨，有望成为我国重要的接替资源。油页岩的开发需要消耗一定的天然气，面临日益走高的天然气价格，油页岩的开发必须跨越开发成本这一门槛。中国对天然气水合物资源的开发尚未形成规模，但是科学考察发现天然气水合物前景乐观，近期在中国南海发现了大规模天然气水合物的消息令人振奋。天然气水合物的开发风险很大，它是一种极不稳定的物质，钻探过程中容易造成地质灾害，稍有泄漏都会带来灾难性后果。现在世界上还没有找到一种安全可行的开采办法，天然气水合物的开发仍属于探索性阶段。1页岩气页岩气是泛指赋存于富含有机质的暗色页岩或高碳泥页岩中，重要以吸附或游离状态存在的非常规天然气资源，也有少量的溶解态。在埋藏温度升高或有细菌侵入时，暗色泥页岩中的有机质，甚至涉及已生成的液态烃，就裂解或降解成气态烃，游离于基质孔隙和裂缝中，或吸附于有机质和豁土矿物表面，在一定地质条件下就近聚集，形成页岩气藏。页岩气含有几大特点。第一，页岩气藏与煤层气相似，含有自生自储特点，页岩既是烃源岩，又是储层，没有或仅有极短距离的运移，普通就近聚集成藏，不受构造控制，无圈闭、无清晰的气水界面。第二，页岩气藏分布受暗色页岩分布控制，面积大、范畴广，常呈区域性、持续性分布。页岩气形成温度范畴大，在暗色泥页岩热演化的各阶段均可形成，埋藏深度范畴大，从浅于200米到深于3000米都可能有页岩气藏。第三，页岩气藏储层含有典型的低孔、低渗特性，并随着埋深加大，物性变差。气藏储层孔隙度普通为4%~6%，渗入率普通低于0.001mD。若处在断裂带或裂缝发育带,页岩孔隙度、渗入率增加。第四，页岩气重要以吸附或游离状态赋存于页岩储层中，其吸附气含量为20%~85%；少量页岩气以溶解状态存在，普通不超出10%。第五，页岩气藏自然压力低，开发难度大，技术规定高。普通无自然产能，采收率较低，单井产量低，但产量递减速度慢；生产周期长，普通超出30年。1.1.页岩气勘探开发状况以来，我国开始关注页岩气，并开展了某些研究工作，但页岩气商业化开发尚未起步，总体上处在前期的探索和准备阶段。通过国际交流与合作，中国石油等公司已经开展了国内页岩气开发的某些前期调研和技术准备。进行了初步的资源潜力研究。，中国石油与美国新田石油公司联合开展了四川盆地威远气田页岩气资源评价。，国土资源部设立了页岩气项目“中国重点地区页岩气资源潜力及有利区带优选”。，中国石油与挪威石油、埃克森美孚、壳牌、康菲等跨国石油公司开展联合研究，探索页岩气开发的国际合作方式，并计划建立页岩气开发先导实验区。10月，国土资源部油气资源战略研究中心在重庆市綦江县启动了中国首个页岩气资源勘查项目，正式开始页岩气的勘探开发。11月下旬，国土资源部油气资源战略研究中心、中国地质大学联合在重庆市彭水县连湖镇启动了国内第一口页岩气勘探井。8月，我国首个专门从事页岩气开发的科研机构——国家能源页岩气研发(实验)中心在中国石油勘探开发研究院廊坊分院揭牌。在国际合作方面，我国三大国家石油公司采用多个途径主动与国外油气公司在页岩气勘探开发方面谋求合作，其中：中国石油还与康菲、壳牌、埃克森美孚、挪威石油等跨国石油公司开展联合研究，探索页岩气开发的国际合作方式；中石化也主动同国外公司如BP、Chevron、Newfield等展开交流合作；10月，中海油宣布将购入切萨皮克公司鹰滩页岩油气项目共33.3%的权益。全部这些阐明，页岩气勘探开发将会在我国蓬勃发展。1.2页岩气成藏机理页岩气藏是“自生自储”式气藏，成藏过程无运移或极短距离的有限运移。气体在页岩储层中重要以两种方式储集：在天然裂缝或空隙中以游离状态存在；在不溶有机质和矿物颗粒表面以吸附状态存在。尚有极少量的气体溶解在沥青等有机溶剂中从赋存状态观察，页岩气介于煤层吸附气(吸附气含量在85%以上)和常规圈闭气(吸附气含量普通无视为零)之间。页岩气成藏体现出了非常复杂的多机理递变特点，天然气从生烃早期时的吸附聚集到大量生烃时期的活塞式运聚，再到生烃高峰时期的置换式运聚，体现出了页岩气本身所构成的完整性天然气成藏机理序列。页岩气赋存构成了从典型吸附到常规游离之间的过渡，它将煤层气(典型吸附气成藏原理)根缘气(活塞式气水排驱原理)和常规气(典型的置换式运聚机理)的富集、运移、聚集和成藏过程联结在一起。由于页岩气在主体上体现为吸附状态与游离状态天然气之间的递变过渡，因此页岩气藏含有典型煤层气、典型根缘气和典型常规圈闭气成藏的多重机理意义，在体现特性上含有典型的过渡意义。1.3页岩气成藏条件页岩气成藏受多个因素综合影响，涉及沉积环境、总有机碳含量、干酪根类型和热演化程度等。⑴沉积环境页岩气的工业聚集需要丰富的气源物质基础，规定生烃有机质含量达成一定原则。有机质丰度高的黑色泥页岩是页岩气成藏的最佳源岩，它们的形成需要较快速的沉积条件和封闭性较好的还原环境。沉积速率较快能够使得富含有机质页岩在被氧化破坏之前能够大量沉积下来，而水体缺氧能够克制微生物的活动性，减小其对有机质的破坏作用。在沉积埋藏后控制甲烷产量的因素是缺氧、缺硫酸盐环境，低温、富含有机物质和含有充足的储存气体的空间。⑵总有机碳含量(TOC)总有机碳含量是烃源岩丰度评价的重要指标，也是衡量生烃强度和生烃量的重要参数。有机碳含量随岩性变化而变化，对于富含粘土的泥页岩来说，由于吸附量很大，有机碳含量最高，因此，泥页岩作为潜力源岩的有机含量下限值就愈高，而当烃源岩的有机质类型愈好，热演化程度高时，对应的有机碳含量下限值就低。对泥质油源岩中有机碳含量的下限原则，现在国内外的见解基本一致，为0.4%～0.6%，而泥质气源岩有机碳含量的下限原则则有所不同。美国五大页岩气盆地的含气页岩总有机碳含量普通在1.5%～20%Antrim页岩与NewAlbany页岩的总有机碳是五套含气页岩中最高的，其最高值可达25%，Lewis页岩的总有机碳含量最低，也可达成0.45%～2.5%，普通认为总有机碳含量在0.5%以上就是有潜力的源岩。⑶干酪根类型干酪根类型是衡量有机质产烃能力的参数，不同类型的干酪根同时也决定了产物以油为主还是以气为主，还影响天然气吸附率和扩散率。纵观美国页岩气盆地的页岩干酪根类型，重要以Ⅰ型干酪根与Ⅱ型干酪根为主，也有部分Ⅲ型干酪根，并且不同干酪根类型的页岩都生成了数量可观的气。实验证明，不同干酪根类型主愤怒期(某一时期天然气的生成量占总愤怒量的70%～80%)对应的值不同，Ⅰ型干酪根为1.2%～2.3%，Ⅱ型干酪根为1.1%～2.6%，Ⅲ型干酪根为0.7%～2.0%。因此，页岩气能够在不同有机质类型的源岩中产出，有机质的总量和成熟度才是决定源岩产气能力的重要因素。⑷热演化程度含气页岩的热成熟度越高表明愤怒的可能越大。美国五大产气页岩的热成熟度从0.4%～0.6%(临界值)到0.6%～2.0%(成熟)，页岩气的生成贯穿于有机质向烃类演化的整个过程。即，只要页岩层中的有机质达成了生烃原则，即不不大于0.4%，就能够生整天然气，它们就有可能在页岩中聚集成藏。普通地，当不不大于1.0%更易于愤怒，在1.0%～2.0%是为愤怒窗，当不不大于1.4%时则生成干气；不大于0.6%为未成熟阶段，在0.4%～0.6%时可生成生物成因气。热成熟度是评价可能的高产页岩气的核心参数，热成熟度越高越有助于页岩气的生成，也有助于页岩气的产出。1.4页岩气开发的核心技术较常规天然气相比，页岩气开发有下列几个特点：一是采收率变化较大(5%～60%)，钻井的产气量相对较低。二是生产周期长，页岩气田开采寿命普通可达30～50年，甚至更长。三是页岩气在成藏、开采机理上与煤层气含有相似性，页岩在地层层序上，多为暗色泥岩与浅色粉砂岩的薄互层。页岩气在页岩中除极少量的溶解状态天然气以外，大部分均以吸附状态赋存于岩石颗粒和有机质表面，或以游离状态赋存于孔隙和裂缝之中，吸附状态天然气的含量变化于20%～85%之间。页岩气介于煤层吸附气(吸附气含量在85%以上)和常规圈闭气(吸附气含量普通无视为零)之间。页岩气藏因其储层物性差、孔隙度和渗入率低，使其开采难度大，需要应用特殊的勘探开发技术。1.4.1地质储量评定技术页岩气产量与否能够长久保持经济产量开采重要取决于原始天然气地质储量、完井质量及基岩渗入率这三个因素。其中天然气地质储量普通是远景区经济评价的核心参数，其重要性高于基岩渗入率和完井质量。评价手段有取心评价，斯伦贝谢旗下的TerraTek公司开发的专门分析低渗入率、低孔隙度地层岩样的技术，这种被称为致密岩石分析(TRA)的专有热解技术能够对含气页岩岩样提供综合评价。1.4.2射孔优化技术大量页岩气井开发实践证明，定向射孔应遵照的原则是，在射孔过程中，重要射开低应力区、高孔隙度区、石英富集区和富干酪根区。采用大孔径射孔能够有效减少井筒附近流通阻力。1.4.3压裂增产技术现在页岩气开发重要靠压裂技术增产，涉及氮气压裂技术、泡沫压裂技术、凝胶压裂技术，二次压裂技术、多段压裂技术、清水压裂技术和近期出现的同时压裂技术、压裂过程要注意避免采用高黏度胶体压裂液，压裂过程中的高初始压力可能造成对井筒附近的伤害，避免水泥、钻井液引入裂缝，适宜的酸化能够减少伤害，微地震能够检测出没有被压裂改造的区域。业界对开发页岩气资源的一种重要紧张，是碳氢化合物或化学品可能流入到提供饮用水的蓄水层。但在大多数状况下，含气层和含水层的垂直距离很大，页岩气水力压裂法污染饮用水的可能性不大。即使水力压裂法用水量大，但与其它能源生产过程相比，水的消耗要少得多。1524～3048m之间的高压页岩中泵入低黏度水基减阻流体和支撑剂进行增产解决；在深度较浅或油气藏压力较低的页岩中，则泵入氮泡沫压裂液。1.4.4水平井增产技术在开发早期，能够先选择较浅(深度m左右)的页岩储层钻直井进行实验，理解目的层特性，获得钻井、压裂和投产经验，获取一定数据资料和施工经验后再向深井(深度3000～4000m)和水平井发展。先期水平井压裂实验应在单支水平井中进行，积累一定成功经验后再实验同时压裂等技术Barnett页岩实际钻井经验表明，从水平井中获得的预计最后采收率大概是直井的三倍，而费用只相称于直井的两倍。1.4.5超临界开发页岩气技术现在惯用的大型水压裂技术成本高，对储层伤害大减少了页岩气经济开采价值，减少了页岩气经济技术可采储量。中国石油大学沈忠厚院士提出了超临界开发页岩气技术。超临界流体既不同于气体也不同于液体，含有许多独特物理化学性质：密度靠近于液，能够为井下马达提供足够扭矩、溶剂化能力强；黏度靠近于气，易流动、摩阻系数低；扩大系数不不大于液，传热、传质性能良好；表面张力靠近于零，可进入到任何不不大于超临界流体分子的空间。超临界开发页岩气技术的优势体现在：超临界喷射破岩效率高、门限压力低，可采用持续油管超临界喷射辅助钻井，减少井下复杂问题的出现，提高钻井速度，缩短建井周期，减少钻井费用；超临界流体中不含固相颗粒，不会堵塞孔隙喉道；超临界流体不是液相、也不含液相，不会造成储层中黏土膨胀，从根本上避免了水锁效应、岩石润湿性反转等危害的发生，钻井过程中，有效保护储层不受损害；超临界能有效改善流动通道，高效驱替甲烷，高效置换甲烷，可有效提高油气井单井产量和采收率。1.4.6欠平衡钻井技术辅助开发页岩气国内现在正在实验开发的长宁、威远页岩气区块，上部钻井液钻井过程中大部分井出现了机械钻速慢、恶性井漏等问题，以至于下部施工困难，如宁201井等，采用充气钻井技术后，顺利钻达固井井深，成功解决了本井因恶性井漏造成下部钻井实施困难的问题，确保了下部工程得以顺利实施，减少了因井漏造成的解决复杂时间，缩短了钻井周期，节省了钻井成本，经济效益明显。采用欠平衡钻井技术提速治漏，能够加紧页岩气工程的开发进程。1.5中国页岩气勘探开发面临的重要问题中国地质条件比北美复杂，页岩气勘探开发仅处在起步阶段，尚有许多技术和政策问题需要探索。从北美的经验看，页岩气的勘探开发含有“高技术、高投入、低成本、长周期”的特点。页岩气能否成为中国天然气勘探开发的后备领域，能否形成产业化规模并为调节和优化能源构造、缓减天然气供需矛盾作出奉献，最少需要解决下列４个问题：①中国与否存在页岩气，即“有无”问题；②页岩气的单井产量有多高，即“多少”问题；③页岩气藏的规模有多大，即“大小”问题；④开采页岩气的成本与否划算，即“高低”问题。四川盆地长宁、威远地区已钻井压裂后均获气，表明四川盆地长宁和威远地区存在丰富的页岩气，初步回答了四川盆地有无页岩气的问题。但是资源前景、单井产量、气藏规模、投资效益等问题仍需艰辛探索。而要解决这些问题，则面临着资源、环境、技术、成本和政策等５个方面的挑战。1.5.1页岩气资源评价、储量计算和产能预测办法需要探索，中国页岩气资源量、储量和产能尚不清晰尽管四川盆地含有形成页岩气藏的诸多有利地质件，但与北美传统页岩气有利区域相比，前者的地质背景、整体认识和技术水平尚有差距，还需要进行大量艰辛细致的技术攻关和勘探开发政策研究。现在国内外不少研究者用中国页岩的某些参数与北美相比，得出中国页岩气资源非常丰富的认识，这无疑是有主动意义的。但是，任何类比都存在风险，北美不同地区、不同时代的页岩都各具特色，更何况现在所用的对比参数基本上都是基础资料有限的静态参数。事实上，现在认为最具前景的中国南方扬子地台寒武系和志留系海相页岩与北美地台石炭系和泥盆系海相页岩相比，最少存在４个不利因素：①扬子地台经历的构造运动次数多并且激烈，因此页岩气藏经历的改造历史和保存条件显然不同于北美地台。②中国页岩气有利区有机质演化程度处在高—过成熟阶段，而美国页岩气则低于高成熟阶段。随着成熟度增加，页岩气藏的成藏条件会有哪些变化现在还不十分清晰。从理论上看，成熟度越高，页岩矿物和有机质对天然气的吸附能力就越差，因此吸附气的含量就会越少。③中国页岩气藏埋深不大于3000m的范畴相对较少，部分页岩储层埋深可超出5000m，而美国泥盆系、密西西比系页岩埋深范畴介于1000～3500m。④中国南方页岩气有利区多处在丘陵—低山地区，地表条件比美国复杂得多。由于中国现在仅有几口页岩气井，还没有一种投入开发的页岩气藏，因此对于页岩气资源量、储量、产量如何预测，都没有能够遵照的规范，而北美的地质背景与中国的地质背景差别较大，也不能简朴地照搬，况且北美页岩气勘探开发的程序也与中国常规天然气勘探开发的程序不同，因此需要探索适合中国地质状况和工艺技术的页岩气资源评价、储量计算和产能预测办法。1.5.2页岩气勘探开发受环境制约，环保规定高与美国相比，中国页岩气勘探开发受地表环境影响较大。北美人少地多，开发页岩气的地区以平原为主，水源丰富，交通便利，钻前工程量小，费用也低。而中国南方页岩气有利区多位于像长宁、威远这样的丘陵—低山地区，耕地肥沃但面积不多，交通和水源受限，且人口相对稠密，因此不仅井场选择受限，钻前工程量大，费用也高，并且受环境因素制约多。中国是一种人口众多、耕地有限、能源紧缺的发展中大国，我们不能也没有必要重复发达国家先污染再治理的老路。因此中国页岩气勘探开发中的安全、环保问题更需从一开始就高度重视，高原则规定。1.5.3页岩气评价技术和核心工艺技术尚未完全掌握中国针对页岩气勘探开发的分析实验技术还不完善，对页岩气的成藏机理和富集特点认识还不清晰，含气页岩有利区带和页岩气建产区的选择和评价、页岩气藏描述、产能预测、井位布署与井网优化等气藏工程技术与页岩气开发地质理论在国内尚处在空白。页岩气开发的核心工艺技术重要有水平井（井组）钻完井技术体系、分段多级压裂技术体系和微地震监测技术体系。中国现有的水平井钻完井技术还不能完全满足页岩气水平井钻完井的需求，水平井分段多级压裂工艺技术及配套工具仍需要引进、研发、实验和评价，页岩气压裂裂缝延伸规律、压裂规模优选、产量预测等方面尚有待提高，运用微地震监测压裂效果的检测设备、施工技术和评价办法在中国还处在空白。1.5.4成本是制约页岩气效益开发的核心因素北美地区页岩气开发技术进步和市场竞争促使钻井与储层改造费用逐年下降，现在开发成熟区的产能建设投资约折合人民币为2.5~3亿元。美国Barnett页岩气开发单井费用为250~350万美元，储层改造和钻井费用基本相称，两者占总成本的80%以上。中国页岩气地质背景复杂，尚处在技术攻坚阶段，前期评价成本高，科技攻关投入大，中国南方的自然地理特点又使得土地征用成本高，地震成本高、钻前工作投入大，加之气藏埋藏较深，又造成钻井、压裂等作业成本高，而天然气价格又低，因此现在投资风险极大，距离效益开发的规定尚有很大的差距。1.5.5现有天然气勘探开发的某些技术原则不适应页岩气勘探开发页岩气不含硫化氢等有毒组分，且只有通过压裂才干产气，从这个意义上说，页岩气是人工气藏。而现行的枟钻井井控技术规程枠（SY/T6426—）规定的人居安全距离、钻井液密度等对页岩气井来说过大，不利于减少作业成本。另外，页岩气属于非常规天然气，其勘探开发阶段划分与现行《石油天然气资源／储量分类》（GB/T19492—）原则中的描述有较大差别，其储量也无法按照现行《石油天然气储量计算规范》（DZ/T0217—）计算，等等。国内常规油气勘探开发，首先要通过勘探阶段明确资源量、预测储量、控制储量和探明储量，然后进入开发阶段，编制开发方案，投入产能建设。但国外诸多公司，更关注以单井测试为基础的GIP资源量和EUR储量（估算最后储量）。按现有天然气勘探开发程序，要建产能，就得编制开发方案，而要编开发方案，就得要以国家储量委员会审查通过的探明储量为根据。而我们现在没有自己的单井产量衰减曲线，没有页岩气探明储量计算规范。因此中国页岩气的勘探开发程序不能按现有的常规油气勘探开发程序进行。1.5.6中国缺少发展页岩气产业的系统扶持政策对于如何发展中国的页岩气产业，技术问题争论不多，但政策问题众说纷纭。从现在状况看，大家都同意对中国的页岩气产业予以一定的扶持政策，但对发展中国的页岩气产业终究需要哪些扶持政策的见解并不完全一致，因此现在中国页岩气产业发展的系统扶持政策还处在酝酿阶段。2油砂油砂，又称“沥青砂”、“稠油砂”、“重油砂”或“焦油砂”，顾名思义是一种含有沥青或焦油的砂或砂岩，属于非常规石油资源。油砂形成的地质年代是白垩纪。世界上有70多个国家蕴藏油砂资源，其中探明的95%集中在加拿大，约占世界石油储量的30%，如果全部开采运用，大概可使全世界消费上百年。油砂是一种沥青、砂、富矿黏土和水的混合物，外观似黑色蜜糖，其中10%~12%(质量分数)为沥青，它是油砂矿内所含的原油，砂和黏土等矿物质占80%~85%，其它的3%~5%是水。它比普通的原油流动性差，与传统原油相比，由于油砂的开采提炼成本过于昂贵，因此始终没有得到重视和发展。油砂已成为世界能源资源的重要构成部分，油砂石油的开发生产技术、油砂与北美能源供应的紧密联系以及其对世界能源资源运用方向的重大战略性重新调节意义都是巨大的。随着全球石油需求的不停增加，常规石油资源逐步减少，人们开始把目光转向非常规石油资源。在现在国内石油资源紧张的形势下，理解并投入适宜的力量研究油砂的开采与加工，并为开采油砂资源做准备,将对我国能源战略安全起到一定的作用。2.1油砂矿成因世界绝大部分油砂资源赋存于白奎系和古近一新近系中。下部烃源岩层通过成熟演化大量生烃，形成油藏。后期由于构造运动，古油藏遭到破坏，烃类通过运移，进入浅部地层或盆地边沿地带。运移过程中达成地层浅处时，由于浅层地下水或地面大气水把溶解的氧和微生物带入，使原油发生明显的生物降解、水洗、游离氧的氧化和轻质组分的蒸发，快速稠变向重油演化，在浅部地层和盆地边沿地带形成重油带和油砂矿。运移的通道重要有多期构造运动形成的不整合面、裂隙渗入带以及盆地边沿的断层带等。根据盆地类型的不同，中国的油砂矿能够分为西部挤压盆地油砂、东部伸展盆地油砂、中部过渡型盆地油砂、南部地台型盆地油砂。拜文华等根据油砂矿的成因及构造部位将中国油砂矿的构造成因类型分为斜坡逸散型、低凸起遮挡型、中央隆起带抬升型、古油藏破坏型、次生聚集型5类。2.2油砂开采技术油砂实质上是一种沥青、砂、富矿粘土和水的混合物，由于油砂的这种特殊性质，其开采办法与常规石油截然不同，并且根据其埋藏深度的不同，采用的开采办法也不完全同样。根据油砂矿的不同条件，国际上普通采用的开采办法重要有露天开采、就地开采及其它开采办法，其中以露天开采及就地开采为主。加拿大油砂中沥青油资源量的20%能够用露天开采法开采，80%需要采用就地开采法进行开采。2.2.1露天开采露天开采能够分成互相衔接的两个部分：采矿(Mining)和萃取(Extraction)。露天开采重要合用于埋藏较浅(<75m)的近地表油砂。它含有资源回收率高、劳动效率高、可用大型自动化机械设备、生产安全的特点。露天开采所需的设备及费用、油砂油采收率较其它办法好，技术上较为成熟，在加拿大及委内瑞拉等都已形成大规模工业开采。数年来，油砂的露天开采技术已经获得的重要进步以下：(1)运用卡车和铲车开采油砂，增加了开采的灵活性，同时减少了成本；(2)用水力运输管道系统替代传送带系统，使油砂达成管输规定，并简化了分离沥青和砂的萃取过程，确保最佳分离条件、减少了能量消耗；(3)实现了可移动式矿区采矿技术，这项技术就是将整个采出矿运到提炼厂，然后再把地层砂返回到采矿区，生产操作范畴小，项目费用减少，能满足大提炼厂的需求；(4)在萃取阶段，减少了加工的温度。2.2.2就地开采对于埋藏较深(>75m)的油砂，因需要剥离的盖层过大、成本过高而无法应用露天开采技术，这些埋藏较深的油砂约占油砂储量的85%以上，需要就地开采技术。就地开采又分为热采法和冷采法，现在热采法比较成熟的技术有蒸汽吞吐和蒸汽驱技术、蒸汽辅助重力泄油技术、注入溶剂技术、井下就地催化改质开采技术、水热裂解开采技术等。ⅰ.出砂冷采技术出砂冷采是加拿大近年发展起来的一项新的油砂开采技术。其重要原理是：(1)通过出砂冷采在油藏中形成“蚓孔”及“蚓孔”网络，使油层孔隙度和渗入率大幅度提高，极大地提高了油砂油的流动性；(2)稳定的泡沫油使原油密度变得很低，从而使粘度很大的油砂油得以流动；(3)由于油层中产出大量砂粒，使油层本身的强度减少，在上覆地层压力作用下，油层将发生一定程度的压实作用，使孔隙压力升高，驱动能量增加；(4)远距离的边底水可提供一定的驱动能量。出砂冷采技术含有投资少、日产油量高、开采成本低和不伤害地层等优点而得到广泛应用。据统计，加拿大已有20多家石油公司采用了这项技术，其中Husky、Suncor、Mobil和Texaco等大型石油公司均已大规模采用这项技术。出砂冷采技术潜力巨大，是一项很值得研究和推广的技术。ⅱ.蒸汽吞吐和蒸汽驱技术蒸汽吞吐是一种相对简朴和成熟的注蒸汽开采油砂的技术。蒸汽吞吐的机理重要是加热近井地带原油，使之粘度减少，当生产压力下降时，为地层束缚水和蒸汽的闪蒸提供气体驱动力。该技术工艺施工简朴、收效快，是20世纪80年代在委内瑞拉发展起来的，注入的助剂重要有天然气、溶剂(轻质油)及高温泡沫剂(表面活性剂)。近几年蒸汽吞吐技术的发展重要在于使用多个助剂改善吞吐效果。现在这项技术在美国、委内瑞拉、加拿大应用广泛。加拿大蒸汽循环激励生产法(CSS)是蒸汽吞吐技术的拓展，通过注入高压力的蒸汽，加热地层，减少沥青的粘度，使其流动。CSS分阶段性：首先通过垂直井筒注入高压蒸汽；接着关井激励地层；最后开井生产。除了加热地层，高压蒸汽还能够在储层中产生裂缝、改善流体的流动状况。蒸汽驱是现在大规模工业化应用的热采技术，其机理重要是减少油砂油粘度，提高原油的流度。蒸汽相不仅由水蒸汽构成，同时也含烃蒸汽，烃汽与蒸汽一起凝结，驱替并稀释前缘原油，从而留下较少、较重的残存油。该技术的特点是：采油速度快、采收率高、经济成本低。蒸汽吞吐及蒸汽驱油在油砂开采中发挥了非常重要的作用，特别蒸汽加溶剂、N2辅助蒸汽吞吐效果更加明显。油砂开采的大部分产量是靠该办法实现的。ⅲ.蒸汽辅助重力泄油技术现在，国际上油砂油就地开采项目所采用的开采技术重要为蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)，被认为是近来所建立的最出名的油藏工程理论，是由罗杰·巴特勒博士于1978年首先提出的。其机理是在注气井中注入蒸汽，蒸汽向上超覆在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧面扩展，与油层中的原油发生热交换，加热后的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的水平生产井中产出，现在已得到了广泛的应用。在加拿大，近年来所做的就地开采项目重要为SAGD项目。水平井蒸汽辅助重力泄油技术重要有下列几个特点：运用重力作为驱动原油的重要动力；采油率高；采油速度高；累计油气比高；对油藏非均质性极不敏感。ⅳ.地下水平井注气体溶剂萃取油砂油技术地下水平井注气体溶剂萃取油砂油技术(VAPEX)是蒸汽辅助重力泄油办法的一种发展。该技术通过注入混合气体，涉及甲烷、二氧化碳、丙烷、丁烷，混合比例根据储层和岩性而定，使重油和沥青被注入气体溶解，其中较轻的组分被抽提出来，形成的稀释液其流动性比原油和沥青的流动性更加好。稀释后的原油流向油藏底部，从位于注气井旁的水平井采出。采出液在地面经加热后很容易分离出来，分离出来的烃类气体又可再次注入地层。该工艺的重要优点是：与SAGD相比，VAPE所需设备便宜、操作简朴，并且气体溶解含有选择性，它只溶于油，而不溶于水，因此合用范畴广。ⅴ.井下就地催化改质开采技术井下催化改质办法相称于将地面炼油厂搬到了地下，通过油田开采中惯用的砾石充填或压裂作业中支撑剂注入的方式将固体催化剂(如商业用的传统Ni-Mo或Co-Mo加氢催化剂)放置到油层中生产井附近，向地层中注入氢气或合成气。通过就地燃烧原油产生就地改质所需要的高温，使油气流过加热的催化剂层开采。美国专利报道了超重油井下改质的办法，将足够的蒸汽、供氢剂、甲烷注入地层，作催化剂，通过氢转化作用实现井下改质。该项技术难度较大，现在有2个瓶颈没有突破：(1)催化剂技术研究；(2)原油如何大规模与催化剂反映。ⅵ.水热裂解开采技术有关油砂的水热裂解反映，最早始于加拿大。20世纪80年代初，Hyne、Viloria等人叙述了高温蒸汽与重油油藏之间的化学作用问题。油砂油在水蒸汽的作用下发生脱硫、脱氮、加氢、开环等一系列反映，统称为油砂油的水热裂解反映。水热裂解开采油砂技术是在注蒸汽或火烧油层基础上，以适宜的方式向油层加入某种催化剂，同时添加其它助剂，通过增进油砂油水热裂解反映，使油砂油中某些组分，特别是胶质和沥青质等重质组分中某些化合物裂解改质，或变化油砂油的分子聚集状态，进而减少油砂油粘度，增加油砂油的流动性。水热裂解开采油砂技术含有很高的潜在价值，是将来经济高效开采油砂的新途径。ⅶ.火烧油层技术火烧油层技术的原理重要是：向油层注入空气或者氧气，在一定的部位点火，使其燃烧，运用燃烧产生的热量将重油加热，达成将油采出的目的。采用火烧油层办法开采高粘度稠油或沥青砂，其优点是能够把重质原油开采出来，通过燃烧使部分重质油分裂解，采出轻质油分。这种办法的采收率很高，可达80%以上。其难点是实施工艺难度大，不易控制地下燃烧，且高压注入大量空气的成本太高。2.3油砂分离技术在油砂分离应用中多数都采用碱驱驱油，即依靠在水基中加人氢氧化钠等变化pH，减少分离条件，提高沥青的回收率。油砂分离的研究经历了strand和william的水剂法，sanford和seyer化学药剂提取法，schramm等人的天然表面活性剂分离法等阶段。按照砂粒的特性，油砂大致上能够分为水湿性油砂、油湿性油砂及中性油砂3种。对于水湿性油砂的分离，普通采用水洗办法就有较高的洗油效率，这种办法成本不是很高。而对于油瀑性油砂的分离来说，化学试剂的使用是不可避免的，普通使用表面活性剂来提取沥青油。2.3.1热水法运用热作用和机械作用使沥青油从油砂上剥离分离普通分为3个环节：①油砂和95℃左右的热水混合，在混合罐中用蒸汽和机械激烈搅动制成油砂浆液，使沥青油和油砂彻底分离。在搅拌分离过程中，重要涉及减少界面张力、乳化作用及流动、润湿性的变化和刚性界面膜等原理。②沥青油和油砂彻底分离后，沙子和岩石等通过自然沉降从浆液中分离出来，沥青油中含有一定量的空气使其漂浮到浆液表面，沥青油浮渣能够和浆液分离。③浆液中的剩余部分称为中间层，仍含有部分沥青油没有浮到浆液表面，需要采用浮选技术进一步提取回收。2.3.2热碱水洗法将一定量NaOH溶于水中，加热搅拌后，加入碾碎的油砂。恒温下使油砂发生充足反映，然后进人浮选池，加水搅拌，直至大量黑色烃类物质浮出水面，提取水溶液表面油层，而后对残存溶液再次进行浮选，直至无油砂油浮起为止。2.3.3离子溶液洗法Paul通过实验发现在25—55℃2.3.4磁解决工艺水洗法Amiri研究认为当硬离子(和)质量分数高于0.004%时，沥青油的萃取率很低。理论和实验探讨了磁解决工艺水洗法在提高沥青油萃取率方面的重要意义。对普通的热水法工艺水进行磁解决，减少其硬离子体积浓度，然后再用热水法提取沥青油，实验分析认为，磁解决工艺水洗法能够大大提高沥青的提取率。2.3.5水剂空气化法第一步是在水中加人浆化剂，首先能够形成浆化液使油砂联结在一起，另首先能够增加水对油砂的渗入，使砂粒表面的含水量增加，同时浆化剂扩散到整个水层中；第二步是鼓入空气，空气的加人增大了沥青颗粒的浮力，减小了其表面张力，在适宜的温度下，沥青能较好的与气泡接触，能在气泡上形成油膜；第三步加人稀释剂，使沥青与沙粒分离，并漂浮到浆化液的表面。2.3.6微乳液洗油法微乳液能与油、水混溶，大大减少油水界面张力，用在驱油方面，采收率普遍提高10%以上，特别是中相微乳液能使水驱后的残存油全部被驱出，在三次采油中含有重要的应用价值，将微乳液用在油砂洗油中将含有十分广阔的应用前景。微乳液直接作用于油砂，常温即可，不需更多的热能，可减少开采成本。2.3.7超声波除油在油砂分离中重要是运用它的超声空化作用。整个油砂分离过程中，湍流效应、微扰效应、聚能效应和界面效应4种附加效应起到至关重要的作用。其中，界面效应是由声流以及在油砂和介质水的界面处的微射流产生的机械效应，加速了砂表面沥青油的剥离；聚能效应和微扰效应削弱了沥青油对砂表面的粘附应力；湍流效应可使整个分离系统产生诸多旋涡，加紧了被剥离下来的油层乳化过程。3天然气水合物天然气水合物（NaturalGasHydrates），由甲烷和水（）在不同的低温（0～10℃）、高压（＞3MPa）条件下构成，呈白色固态结晶物质，外观像冰，或固体酒精，常温常压下能够燃烧，故俗称可燃冰。重要埋藏在陆地永久冻土带沉积层，大陆外缘的海洋底部以及深海海底平原沉积层。天然气水合物为超分子构造，含有很强的吸附（浓缩）气体能力，单位体积的天然气水合物可含有高达164倍于该体积的气体,即1的“可燃冰”可释放约为164天然气释放的能量。人们研究认为水合物的构造是似冰状、立方笼型格子，有I型、II型和H型三种构造。其中I型构造只能填充小分子烃类，例如：甲烷、乙烷等和非烃分子例如：、等。II型构造相比于I型构造，就能够容纳丙烷、异丁烷等较大分子烃类气体。而H型构造就更包罗万象了，不仅能容纳上述分子，还能容纳普通的原油分子。天然气水合物是天然气和水在比较低的温度和足够高的压力下形成的固态结晶物质，因此其存在环境大多是在水深超出300m的海底沉积物中和永久冻土中。海底天然气水合物若要维持其固体状态，就必须依赖于水层的巨大压力。其垂直深度上的分布范畴普通是从海底至其下m，超出此深度其固体状态则难以存在。由于随着地层温度的升高该固体状态很容易遭到破坏。3.1我国天然气水合物研究现状早在18化学家达威(H．Davy)初次在伦敦皇家研究院实验室成功地合成了氯气水合物，引发了化学家们的极大关注。但是直到Hammerschmidt于1934年发现堵塞天然气输送管道的物质就是天然气水合物时，石油地质学家和化学家才把注意力集中到天然气水合物的研究上来。但当时研究的目的只是为理解决管道堵塞问题。直到20世纪60年代苏联在开发麦索亚哈气田时，初次在地层中发现了天然气水合物藏，人们才开始把气体水合物作为一种燃料能源进行研究。我国在天然气水合物研究方面起步较晚，直到20世纪80年代末才开始关注，前期工作也仅仅局限于对国外资料的简朴的收集和整顿，由于受到政府的高度重视和大力支持，现已成为热点研究课题。1990年，对天然气水合物的研究来说是含有里程碑意义的一年。由于国家重点实验室中科院兰州冰川研究所冻土工程的科研人员与其合作伙伴莫斯科大学冻土专业的学者联合研究，标志着我国对天然气水合物的研究全方面展开。现在，天然气水合物研究工作进入到实际调查评价和实验模拟阶段。3.1.1我国天然气水合物的实际调查评价我国的天然气水合物勘探工作开始于“九五”期间，现在正处在实际调查研究评价阶段。迄今为止已在南海北部陆坡、南沙海槽、西沙海槽北部、西沙群岛南部以及东沙群岛南部、东海海域地等多处区域发现天然气水合物BSR（拟海底反射层，bottomsimulatingreflector，简称BSR）反射标志。1998年，课题“中国海域气体水合物勘测研究调研”圆满完毕，初次全方面总结了我国海域天然气水合物的成矿条件和找矿前景。从1999年起我国开始对天然气水合物开展实质性的调查和研究。在时，广州海洋地质调查局在我国南海勘探出了天然气水合物矿藏的显示标志BSR。在最少130km的地震剖面上，探明矿层厚达80~300m。据估算该地区天然气水合物如果折算原油的话，可达643.5～772.2亿t，就相称于我国陆上和近海石油天然气总资源量的二分之一以上。据国土资源部海洋地质研究所资料表明：中国海域已发现多处天然气水合物可能赋存地区，涉及东沙群岛南部、西沙海槽北部、西沙群岛南部以及东海海域地区。上海海洋石油局对东海陆坡—冲绳海槽区勘探研究表明，该区域含有天然气水合物的赋存条件。中国地质科学院侯增谦等在冲绳海槽中段的JADE热水沉积区海底发现了富含的天然气水合物（通过潜入海底）。现在，我国在天然气水合物勘探方面获得了一定的成绩，由其是在海洋勘探方面做的工作比较多。通过许多专家学者的努力，我国已经大致拟定了天然气水合物在我国沿海地区的分布，并对储量进行了估算，为将来我国实际开采天然气水合物打下了坚实的基础。据权威人士透露，我国将钻探第一口探井，进行天然气水合物的储量勘测，预计在进行开采。3.1.2我国天然气水合物的基础研究在学习国外资料，评价国外进展及理解高外的技术和实验后，我国也全方面展开了对天然气水合物的基础研究。理解天然气水合物的成因有助于对其进行合成、勘探和开发运用，因此我国在这方面也做了大量的工作。如张景廉等从碳同位素地球化学方面作了有关天然气水合物的成因的研究；狄永军等经研究认为只要存在丰富的底物（），即使在低温条件下自养产甲烷菌的产甲烷作用完全能够进行。在天然气水合物合成方面，我国也做了进一步研究。首先是在1990年，国家重点实验室中科院兰州冰川冻土研究所冻土工程的科研人员成功的合成了甲烷水合物并对其性质进行了分析，其后国土资源部青岛海洋地质研究所也建立起了海洋天然气水合物模拟实验室（该实验室完全拥有自主知识产权），成功的点燃了其合成的天然气水合物。另外在天然气水合物生成动力学机理、生成条件，天然气水合物的循环运用，天然气水合物对地热的影响以及天然气水合物对环境的影响等方面也做了一定的研究。3.2天然气水合物钻探技术天然气水合物的热物理特性体现为在低温高压下存在，而在常温常压分解出大量气体和液态水。鉴于现在尚未在区域上大范畴地钻获天然气水合物样品，也即存在还要从工作手段上提高资源可靠性的客观现实，天然气水合物钻探技术所要解决的问题重要涉及：取心取样技术、循环介质、低温钻进技术参数和工艺办法等。理论上，天然气水合物晶体能够以较大尺寸在自然环境中存在，但现有钻探成果表明，天然气水合物晶体重要以客体形式充填于沉积层的孔隙之中，天然气水合物粒度相对较小。天然气水合物钻探取心取样技术的难点在于岩(样)心钻取后会发生分解，若不采用一定方法，钻探取样后难于保存和直接观察。现在国内研究天然气水合物钻探取心取样技术时，保温保压取心取样钻具的研制思路多以保压为主、保温为辅，取样器普通保压参数设计在20MPa以上，甚至达成40MPa。这个压力几乎高于常温下天然气水合物保持不分解的压力，也就增加了功效实现的难度。而模拟成果表明，减少天然气水合物钻探的工作温度，能够大幅减少取心取样钻具的保压设计值。因此，根据天然气水合物的热物理特性，设计出更为合理的取心取样钻具，这将是天然气水合物取心取样技术的重点。如上所述，天然气水合物的热物理力学性质表明减少温度有助于保持其不分解，而天然气水合物分解本身吸热制冷的过程，这种制冷效应就使得天然气水合物含有自我保持稳定、不分解的特性。在青藏高原高寒地区，天然气水合物赋存于永冻层下，钻遇地层平均温度也低于冰点，并且由于分解吸热作用，势必温度将降得更低。这就规定循环介质要含有耐低温、抗蚀变性能之外，并含有能够克制水合物分解和环境和谐的特性。常规耐低温泥浆的耐温性在冰点之上，当温度低于冰点，泥浆的黏度、剪切力等参数将大幅恶化，其润滑、排渣能力对应也急剧减少。况且，青藏高原地区环境消融能力较差，一旦发生泥浆污染地层或地下水，环境恢复将极其缓慢，甚至可能造成灾难性事故。另外，由于泥浆中人为添加的解决剂或地层中矿物质的溶解，可能增加了泥浆中离子浓度从而促使天然气水合物的分解。因此，研制特殊的耐低温环保型泥浆是天然气水合物钻探的技术核心。3.3天然气水合物的开采方式天然气水合物开采的思路是先将蕴藏于沉积物中的天然气水合物进行分解，然后加以运用。现在，拟议中的天然气水合物开采办法重要有热力法、降压法和化学剂注入法等3种。井口的生产方式能够采用单一井的循环生产，也能够采用将对水合物层进行刺激的注入井和钻遇同层的生产井组合起来持续生产的方式，上述生产模式均属于概念模式。3.3.1天然气水合物的开采办法ⅰ.热立法热力法重要是运用特殊的设备向水合物地层注入蒸汽或热水，促使天然气水合物分解而采出天然气。此办法重要是将蒸汽、热水、热盐水或其它热流体从地面泵入水合物地层对天然气水合物稳定层进行加热，也可采用火驱法或运用钻柱加热器，总之只要能促使温度上升达成水合物分解，再用导管收集析出的甲烷气于贮藏器内，或采用采集常规天然气的输气管道输送到船载贮藏器，这些办法都可称为热力法。热开采技术重要的局限性之处是会造成大量的热损失，效率很低，特别是在永久冻土区，即使运用绝热管道，永冻层也会减少传递给储集层的有效热量。近年来，为了提高热力法的效率，人们采用井下加热技术，井下电磁加热办法就是其中之一。热力法即使在陆上的永冻区成功使用，但是有的学者认为不合用于海洋水合物的开采，因素是需要较多的热输入，耗费太高。ⅱ.降压法降压法是迄今为止将水合物转化为天然气的最简朴的办法。通过钻探办法或其它途径，减少水合物层下面的游离气聚集层位的平衡压力，破坏水合物藏的稳定性，使水合物分解而析出甲烷气体。普通是通过在水合物层之下的游离气聚集层中“减少”天然气压力或形成一种天然气“囊”(由热激发或化学试剂作用人为形成)，与天