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2019年中国油气装备行业发展趋势:未来每年在页岩油气开发的油服和设备需求将在200亿[图]

2019年11月18日 13:35:35字号:T|T

    国家能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题,对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要。面对能源供需格局新变化、国际能源发展新趋势,保障国家能源安全,必须推动能源生产和消费革命。

2000-2019年中国原油进口量(万吨)及进口金额(万美元)趋势

数据来源:公开资料整理

2009-2019.9中国天然气进口金额及自给率趋势

数据来源:公开资料整理

    目前我国的石油、天然气等能源高度依赖进口,自给率持续下降,国家能源安全问题凸显。2018年中国的石油进口量为4.4亿吨,同比增长11%,石油对外依存度升至69.8%;天然气进口量1254亿立方米,同比增长31.7%,对外依存度升至45.3%,预计2019年,中国油气对外依存度还将继续上升。同时,传统能源产量逐渐步入增长瓶颈期,无法满足产能大幅度增长的需求。在此背景下,通过大力发展页岩油气、煤层气、致密气等非常规能源进而提升国家能源自给能力,已经刻不容缓。

    中国大力发展高端装备国产化,国内一批油气装备公司正全面打造高端智能油气能源装备研发制造。页岩油气开采在传统油气开采工艺基础上增加了水平钻井井、水力压力等核心工序。其中钻完井核心设备,主要是大功率钻机、连续油管设备和压裂车组。

    2019年4月20日,由烟台杰瑞自主研发的全套电驱压裂装备在山东烟台启机联动。据悉,这是全球首个电驱压裂成套装备,它的出现将大大地提升我国页岩气开发进程,让低成本、高效率、智能化的页岩气开发成为可能。新型电动压裂成套装备包含了电驱压裂设备、电驱混砂设备、电驱混配设备、智能免破袋连续输砂装置、供电解决方案、大通径管汇解决方案。通过该套电驱压裂成套装备能够大幅降低页岩气的开发成本,提升页岩气开采效率。

    目前国内压裂市场,2500型及以下的压裂车是市场覆盖率较高的型号,而杰瑞电驱压裂设备配备了5000QPN的柱塞泵,一台比传统两台的输出功率还大,能够满足大排量、高压力、长时间作业的需要。除了电驱压裂设备,达16方排量的电驱混配橇,是目前国内最大排量的混配橇,一台设备即可满足大排量页岩气压裂施工的需求。

    自2009年我国第一口页岩气井威201开钻,十年间从无到有,从第一口井到大规模投产,中国的页岩气开发真正步入规模效益开发的快车道,未来中国油气装备发展将有效助力国内页岩资源产能建设和高效开采。

    通过引进、消化、吸收和自主研发我国页岩气勘查开发技术及装备取得了长足进步,逐步缩小了美国先进水平的差距。关键技术装备基本实现了国产化,其性能指标达到或接近国外先进水平,非震物探识别与预测技术、整体可移动轨道钻机、大型压裂车、施工环境保护技术等处于国际领先水平;而在钻井地质导向、随钻测量、压裂可钻桥塞、微米-纳米结构与成分分析等设备与美国成熟技术仍有差距。加上我国川渝地区地质、地表条件复杂,施工经验不足,因此,水平井和分段压裂施工时间较长、勘查开发成本相对仍较高。

    美国的主要页岩气产区,其气藏深度一般在3000米以内,产量最大的马塞勒斯盆地。根据调查统计资料,其平均气藏深度约为2300米;而我国的页岩气地下结构复杂,海相页岩热演化程度高埋深大,陆相和过渡相页岩单层厚度薄,非均执行强,非常规油气富集规律具有特殊性,富集区规模有限。我国主要的页岩气富集地四川盆地,页岩气的埋藏深度大多数超过3000米,而其他地区的开发难度更大,埋藏深度一般在5000米以上。埋深超过3500米页岩气资源的开发对水平钻井完井和增产改造技术及装备要求更高,因此我国页岩气技术开采难度远高于美国。2019年3月人民日报发布新闻,丁山—东溪区块国内首口埋深大于4200米的高产页岩气井东页深1井,试获日产31万立方米高产气流,突破了埋深超4000米页岩气井压裂工艺技术,表明中国在深度开采技术上自2014年所估计的3500米基础上已经不断突破,为深层页岩气大规模开采奠定了基础。

    美国的水平井段平均长度不断增加,在许多区块实现了翻倍增长,根据美国调查数显,美国页岩油气水平段长度经过三代技术的发展,其平均长度约在3048-4876.8米,2016年哈里伯顿完成的页岩气井水平段更是长达5652.21米。中国也在水平井钻井的关键技术方面取得突破:2019年4月,江汉石油工程钻井一公司70765JH钻井队承钻的焦页30-5HF井,采用国产自主技术LWD常规定向钻具组合,用时24天完成了2831米的水平段施工,刷新了国内陆上页岩气水平井常规定向钻具水平段穿行最长纪录。可以看出,中国的水平井钻井长度仍未突破3000米,与美国的水平井钻井技术还存在一定的差距。

    在美国页岩油气水平井钻井中,单井段“一趟钻”已经成为常态,双井段“一趟钻”得到推广应用,多井段“一趟钻”持续增加,单次“一趟钻”完成的进尺记录突破6000米,促成美国页岩油钻井周期不断缩短,井深4000-5000米的水平井平均钻井周期已缩短为10天左右。2017年,斯伦贝谢公司用PowerDriverObrit旋转导向钻井系统和PDC钻头,完成进尺4146米,是当年二叠纪盆地“一趟钻”最长完成水平井段。近年来,中国的水平井钻井完井技术不断进步,平均钻井周期不断缩短,根据调查数据显示,焦页30-5HF井仅用24天就顺利完成了2831米的水平段施工;丁页3-1HF井钻达井深4192米完钻,实钻水平段长约1591米。该井采用二开制井身结构,全井采用PDC钻头,一开直井段主体采用复合钻井+MWD提速,井斜37°之后采用油基钻井液和旋转导向钻井技术,通过上述技术集成应用,实现了该井的安全、快速钻进,全井钻井周期约42天,平均钻速11.90米/小时,实现了丁山常压页岩气水平井钻井提速新突破。但中国的水平井平均钻井周期仍然为美国的3倍左右,其原因在于:(1)井筒完整性工艺措施不够过硬,处理井下复杂情况一般需要4-9天。(2)钻头质量不过硬,机械钻速慢,单井钻头使用量多,无进尺工作时间多。(3)旋转导向钻井技术依赖进口,仅服务费就要200-300万元/井。

    在美国页岩油气开采中,水平井压裂段数经历了三个发展阶段,根据调查数据统计2016年以来美国水平压裂段数普遍已经达到60-80段/口井,而中国目前普遍在15-20段/口井,差距依然较大。水平压裂段数越多则地下人造缝隙约密集,约有利于形成油气孔道从而影响最终产量。二压裂段数增加,除有赖于作业经验的积累外,缩短单段压裂工期、提高压裂装备作业效率和功率成为唯一选择。

    我国2020年力争实现页岩气产量300亿立方米,年复合增速超过140%;到2030年实现页岩气产量800-1000亿立方米。2013年,国家能源局发布《页岩气产业政策》,从产业监管、示范区建设、技术政策、市场与运输、节约利用与环境保护等方面进行规定和引导,推动页岩气产业健康发展。“十二五”期间,探索建立了页岩气合资合作开发新机制,中国石化和中国石油分别与地方企业成立合资公司,开发重庆涪陵、四川长宁等页岩气区块。

中国页岩气历年政策

年份
出台文件
概述
2012
《页岩气发展规划(2011-2015年)》
探明页岩气可采储量2000亿立方米;2015
年页岩气产量65亿立方米
2013
《页岩气产业政策》
页岩气勘探开发利用按照统一规划、合理布
局、示范先行、综合利用的原则
2016
《页岩气发展规划(2016-2020年)》
2020年实现页岩气产量300亿立方米;2030
年实现产量800-1000亿立方米
2018
《关于对页岩气减征资源税的通知》
对页岩气资源税(按6%的规定税率)减征30%

数据来源:公开资料整理

    财政部、国家能源局出台页岩气开发利用补贴政策,中央财政对页岩气开采企业给予补贴;补贴资金按照先预拨,后清算的方式拨付。每年3月底前,页岩气企业向项目所在地财政部门和能源主管部门提出本年度页岩气开采计划和开发利用数量,并提供上年度资金清算报告以及勘探资料;项目所在地财政部门和能源部门审核后逐级上报至财政部和国家能源局。国家能源局和财政部对地方上报的材料进行复审。财政部根据复审结果拨付上年度清算资金和本年度预拨资金。

国家能源局页岩气开发利用补贴标准

年份
补贴标准(元/立方米)
2012-2015年
0.4
2016-2018年
0.3
2019-2020年
0.2

数据来源:国家能源局、公开资料整理

    2019年6月20日,财政部下发《关于<可再生能源发展专项资金管理暂行办法>的补充通知》,对于非常规天然气的补贴进行了调整,可再生能源发展专项资金实施期限为2019-2023年。该调整符合加大国内勘探开采力度的总体要求,有助于推动非常规气的发展。

    2016-2018年我国对煤层气和页岩气的补贴政策是定额补贴0.3元/方,生产企业之间不存在竞争关系。而根据《补充通知》规定,某地(中央企业)当年补助资金=当年非常规天然气奖补资金总额/全国当年奖补气量×某地(中央企业)当年奖补气量。也就是说,在当年非常规天然气奖补资金总额一定的情况下,不同企业之间由不存在竞争转为竞争补贴,只有在全国奖补气量中占比更大,才能获得更高的补贴。这将更加有效地促进非常规天然气的开采利用。

    在计算奖补气量,取暖季生产的非常规气量给予额外补贴,按照(当年取暖季开采利用量-上年取暖季开采利用量)×1.5计算,这将在一定程度上降低国内在采暖期中遭遇气荒的风险。本次补充通知给出取暖季为每年1-2月、11-12月。

新补贴政策奖补(扣减)分配系数

超过(未达到)上年产量比例(%
奖补(扣减)分配系数
取暖季增量分配系数
0-5
1.25
1.5
5-10
1.5
10-20
1.75
20以上
21

数据来源:公开资料整理

    到2020年我国页岩气目标产量为300亿方,2018年产量为127亿方,仍有较大发展空间;根据《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十三五”规划》,到2020年我国煤层气抽采量达到240亿立方米,2015-2020年平均增速为6.7%,补贴政策有望进一步推进我国非常规天然气发展。

    中国石化、中国石油积极推进页岩气勘探开发,大力开展国家级页岩气示范区建设,取得焦页1井等一批页岩气重大发现井,率先在涪陵、长宁-威远和昭通等国家级示范区内实现页岩气规模化商业开发。2018年以来中石油在页岩气勘探开发上再次提速,钻机、队伍、工作量呈大幅增长。

    截至2018年12月,中国石油拥有页岩气矿权11个,面积5.1万平方千米,其中在四川盆地及邻区页岩气矿权10个,面积4.6万平方千米。主要包括四川省自贡市、内江市、宜宾市、泸州市,重庆市、云南省昭通市。在中石油矿权内五峰组—龙马溪组埋深4500米以浅分布面积2.7万平方千米、资源量13万亿立方米,占盆地五峰组—龙马溪组资源量的70%;其中川南地区五峰组—龙马溪组埋深4500米以浅分布面积2.6万平方千米、资源量12万亿立方米,占盆地五峰组—龙马溪组资源量的65%。中国石油矿权在川南地区连片分布,覆盖了盆地页岩气有利区块,利于整体开发。根据调查数据显示,2018年中石油在川页岩气年产量达到42.7亿立方米,较17年增长40%;中石油“十三五”期间页岩气的生产主要布局在长宁、威远、昭通三个地区,2018-2020年计划新建约720口页岩气井,到2020年累计投产井数超过820口;2019年和2020年页岩气产量计划分别达80亿立方米、120亿立方米,建成150亿立方米的产能。

    2018年底中石油制定了以五年为阶段、分四轮进行产能建设的川南地区页岩气中长期发展规划方案,其中,规划“十三五”后三年新钻井800口,2020年达产120亿立方米,“十四五”新钻井1300口、2025年达产220亿立方米,“十五五”新钻井1900口、2030年达产320亿立方米,“十六五”新钻井2300口、2035年达产420亿立方米,以后每年年均新钻井约400口,实现长期稳产。

2015-2018年中国页岩气新开发井数量(口)

数据来源:公开资料整理

中石油川南地区页岩气中长期发展规划方案

数据来源:公开资料整理

    2030年前后中石油要完成每年新钻完井380-400口/年的工作量目标,目前川南地区累计投产井仅300余口。如果按照现有4000-5000万/口井的钻完井成本计算,中石油仅在川南地区就有望每年带来近200亿元的油服和设备需求。

    相关报告:智研咨询发布的《2019-2025年中国油气装备行业市场监测及未来前景预测报告

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