页岩气射孔技术服务升级项目可行性研究报告
思瀚产业研究院 通源石油    2023-12-23

（一）项目的背景

1、为有效应对气候变化不断加剧，践行绿色低碳发展，我国提出“双碳”战略目标并持续推进

为有效降低二氧化碳排放带来的温室效应等气候变化问题，实现绿色低碳发展，于2020年9月在第75届联合国大会上承诺中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。

2021年全世界排放的二氧化碳总量达338.84×10t，其中中国二氧化碳排放量为105.2×10t，占全世界的31.10%，近年我国二氧化碳排放量缓慢增加，减排压力较大。而二氧化碳作为导致全球气温升高的温室气体之一，减少二氧化碳的排放以应对气候挑战已经成为国际共识，我国出台颁布了多项碳减排行动方案，提出了包括能源绿色低碳转型、节能降碳增效等多项碳达峰行动，持续推进“双碳”战略目标实现。

2、“双碳”战略目标下，CCUS作为大规模快速减排的关键技术路径，市场潜力巨大

在双碳战略目标下， CCUS作为应对气候变化、实现大规模快速减排、迈向碳中和的关键技术路径，对实现二氧化碳净零排放的贡献率可达到15%～20%。捕集来的二氧化碳可以作为化工原料制作锂电池电解液、甲醇、乙醚等化工产品，亦可应用于油田，开展驱油、压裂、吞吐等作业，大幅提高原油采收率。CCUS技术是实现宏观碳经济、碳循环的主要方式，既实现了变废为宝，又能产生巨大的经济和社会价值。

而CCUS-EOR具有大幅度提高石油高采收率和埋碳减排双重效益，是将捕集的二氧化碳注入地质构造完整、封闭性好、基础资料详实的已开发油藏，通过驱替提高原油采收率并实现二氧化碳埋存，技术经济可行，是目前应用规模最大的CCUS 技术。CCUS-EOR在我国油田有巨大的市场潜力。

随着近年国内各油田开展二氧化碳驱油配套技术攻关及不同类型油藏二氧化碳驱油试验区取得较好效果，不断拓展了适应二氧化碳驱油的油藏类型，我国共有130亿吨石油可以采用CCUS-EOR技术来提高采收率，同时埋存50～60亿吨二氧化碳在油藏中。按照目前国内二氧化碳驱先导试验驱（混相驱和非混相驱）平均提高采收率7.4%和二氧化碳埋存率60-90%计算，CCUS-EOR具有较好经济效益和社会效益，未来市场前景十分广阔。

3、美国CCUS-EOR相关技术已十分成熟，我国与其在技术水平、应用规模及生产效果方面仍存在明显差距

美国是实施CCUS-EOR项目最多的国家，于20世纪50年代开始研究CCUS-EOR技术，20世纪90年代CCUS-EOR相关技术已发展成熟，2018年二氧化碳驱产油量达到了1550×10t，二氧化碳驱（以混相驱为主）平均提高采收率15.90%。我国的CCUS-EOR技术正处于工业化试验和提升应用效益阶段，属于商业应用的初级。

我国二氧化碳驱提高采收率技术研究始于20世纪60年代，2000年开始各油田陆续开展二氧化碳驱先导试验，目前国内各油田已建成二氧化碳驱油项目年产油量小于50×10t。现阶段我国与北美CCUS-EOR在技术水平、应用规模及生产效果方面仍存在明显差距。自“十一五”以来，我国先后设立多项二氧化碳减排、储存、资源化利用、埋存等国家级项目，针对我国陆相油藏原油特点和储集层特征，开展重点技术攻关，并取得了重要进展，初步形成了陆相低渗透油藏二氧化碳驱油配套技术，并开展二氧化碳驱油矿场试验，取得一定效果，具备加快二氧化碳驱油配套技术的规模化推广应用条件。

但我国油藏储层以陆相沉积为主，油藏非均质性较强，二氧化碳驱油过程中气窜现象较为普遍，注入的二氧化碳形成无效循环，造成油层平面、纵向驱替不均，严重影响了二氧化碳气体的波及体积，大幅降低了二氧化碳驱油的最终采收率。因此，实现二氧化碳驱油关键技术突破，缩短与国外技术水平差距，进而实现二氧化碳驱油项目经济效益的提升是目前亟需解决的问题。

4、能源转型及“双碳”战略目标背景下，天然气需求强势增长

在全球加速能源转型和“双碳”战略目标的背景下，能源清洁低碳发展成为大势。天然气作为清洁能源，燃烧后生成水和二氧化碳，不存在粉尘和其它污染气体，具有清洁、低碳、灵活性的特征，且应用场景广泛，决定了其在清洁能源体系中必然发挥关键的支撑作用，是社会经济环境可持续发展的重要物质基础，具有巨大发展空间。根据BP《世界能源统计年鉴2022》数据显示，2021年全球天然气需求增长5.3%，天然气在一次能源中的占比达24%，天然气需求持续旺盛。

我国作为能源消费大国，在双碳目标提出以后，能源转型进程进一步加快，全国天然气消费增长势头更为迅猛。据BP《世界能源统计年鉴2022》数据显示，2021年我国超过日本成为全球最大的液化天然气进口国，占2021年全球液化天然气需求增长的近60%。电力规划设计总院发布的《中国能源发展报告2022》显示，2021年我国全年能源消费52.4亿吨标准煤，同比增长5.2%；其中天然气消费约3,690亿立方米，同比增长12.5%，占能源消费总量的8.9%，比上年提高

0.5个百分点，能源绿色低碳转型加快推进。虽然天然气在我国能源消费结构中的占比持续提升，但较全球能源消费结构仍存在较大增长空间，且天然气作为能源转型中的桥梁，未来发展前景广阔，其增量更多需要依靠国内增产来保障，这将为国内天然气勘探开发带来更大的市场空间。

5、我国非常规天然气开发提速，井口气回收市场前景广阔，但常规回收模式较为落后，需尽快采用新装置、新工艺，提高回收效率

“十四五”时期我国油气勘探开发进入“由常转非”阶段，非常规油气资源将呈现集中勘探开发的大场面。四川盆地作为我国非常规天然气开发主战场，2021年四川省天然气产量达到484亿立方米、同比增长12%，产量、增量均居全国第一； 2022年1-7月四川产气323.1亿立方米，四川盆地产气量占全国的30%，为全国最高。

随着四川盆地非常规天然气开发力度持续加大，钻探开发的天然气井也将随之增加。而由于四川盆地多山密林的地质特征以及天然气管网铺设困难滞后等因素，导致钻探开发的零散边远的非常规天然气井产出的天然气没有管网及时输送，又因“双碳”目标战略不能随意排空造成碳排放污染及资源浪费，因此非常规井口气回收将成为目前非常规天然气开发输送回收的主要手段。

根据中石油规划2025年西南油气田天然气产量将达到500亿，2030年年产量将达到800亿，成为我国最大的现代化天然气工业基地。非常规天然气开发提速增效，非常规井口气回收市场前景十分广阔。在管线铺设前部分井采用常规CNG装置进行回收，但常规回收装置安装周期长、设备多、占地大、不便搬运，回收效果较差；

同时在气体回收过程中，存在井产量不稳定，衰减严重，需要根据气量大小及时更换设备规格型号以适应井场生产需要的情形，但由于常规设备不具备该条件，造成气体不能完全回收或停产，不能满足油田需要。因此，针对各油田气体回收的需求和痛点，需要采用新装置、新工艺将各井口天然气实施高效回收，颗粒归仓。

6、公司战略方向聚焦双碳战略，大力发展CCUS和清洁能源业务

近两年来，在我国双碳目标政策背景下，公司积极调整业务布局，聚焦国家双碳战略，明确新的发展方向，以“夯实油服、发展清洁能源和CCUS业务”为新的战略方向。2021年在四川盆地实施了CNG井口气回收项目，通过一年多的运营及市场调研、论证，井口气回收项目管理和市场开发能力持续提升，2022年上半年，公司天然气业务按照公司总体规划持续开展，新项目调研工作正在不断推进。

同时，公司与库车市政府于2022年1月签署《投资合作协议》，双方共同在库车市开展二氧化碳捕集应用一体化（CCUS）项目。2022年4月底，子公司通源碳业与华电库车发电有限公司签署《框架合作协议》，华电库车发电有限公司将作为通源碳业CCUS项目的减排单位。目前该项目在库车市政府的指导下正在积极推进，处于前期详细可研报告编制、项目立项、开展环评等阶段。

同时，2022年5月公司控股子公司大德广源与吉木萨尔县国有资产投资运营集团有限公司共同出资设立通源碳能，开展CCUS运输应用一体化业务，进行二氧化碳驱油试注试验。截至目前，该项目进展顺利，处于平稳运行状态。未来公司将持续围绕我国“双碳”目标战略，大力发展CCUS和清洁能源业务。

（二）项目基本情况

1、项目概况

本次项目对现行页岩气射孔技术服务进行系统升级，并尽快转化为生产力，以新工艺新技术助力我国页岩气增储上产，并获得新技术所带来的效益。

本项目拟由上市公司实施，拟投资总额为8,500.00万元入。项目建设期预计为24个月。

2、项目实施的必要性

（1）缩短我国页岩气射孔技术与国外技术水平差距

北美在对页岩气射孔基础研究和实验研究上一直走在世界的前列，从对储层地质条件的精确认识到数据采集，通过对地应力的分析和岩石力学参数等建立区块地质模型，通过反复的理论计算和实验研究完善理论体系。

持续研发和改进射孔工程优化计算软件、射孔枪以及工具系统，以更加科学合理的射孔方式来配合水力压裂并获得更高的地质改造效果。在施工作业方面，除不断地提高作业安全性外，智能化、可视化和无缝连接能够大幅度提高作业的精确性和作业效率，降低作业成本。

我国的页岩气射孔技术较北美的技术水平差距仍然较大，需要公司在借鉴北美成功经验的同时，结合我国页岩气储层的地质条件，加强科技攻关，开创出适合我国页岩气地质特点的系统科学的射孔工艺和方法，缩短我国页岩气射孔技术与国外先进技术水平差距。

（2）以科技领先助推我国页岩气增储上产

我国在页岩气产业规划发展方面，拥有国家发展战略与政策引导、资源基础丰富与规模开发、体制机制不断理顺等诸多有利因素，勘探开发工作开展迅速，未来开发前景广阔。但同时我国页岩气开发起步较晚，与北美相比较也面临深层开发技术尚未掌握、开发成本高、效率低、周期长、规模小、竞争力不足等诸多问题。所以，加强科技攻关以掌握页岩气勘探开发的整套技术是促进我国页岩气资源产业持续发展的关键。本次技术服务升级顺应国家能源战略方向。

（3）通过技术创新，持续提升公司核心竞争力

公司作为国内油气射孔技术服务的主要供应商，在射孔技术研发、技术服务方面一直处于国内前列。以射孔为主导的主营业务依然是支撑公司持续发展的重要支柱。2020年由于国际国内疫情影响，使公司业绩下滑明显，为使公司在困难条件下仍能保持稳定健康发展，通过技术创新，不断提升公司核心竞争力，以科技领先和优质服务获得更多的市场份额和效益是公司赖以发展的基础。公司预计本项目具备良好的经济效益，项目建成达产后公司在该细分领域的竞争优势进一步巩固，增强公司的盈利能力。

3、项目实施的可行性

（1）符合国家产业政策

国务院办公厅《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》明确提出，到2020年天然气占我国一次能源消费比重将达到10%以上，大力开发页岩气符合我国能源发展大趋势。

国家能源局《页岩气发展规划（2016-2020年）》明确提出，“十四五”及“十五五”期间，我国页岩气产业加快发展，海相、陆相及海陆过渡相页岩气开发均获得突破，新发现一批大型页岩气田，并实现规模有效开发，2030年实现页岩气产量800-1,000亿立方米。

本项目涉及的服务属于《产业结构调整指导目录（2019年本）》“页岩气、页岩油、致密油、油砂、天然气水合物等非常规资源勘探开发”类别，属于鼓励类范畴，符合国家产业政策。

（2）项目具有广阔的市场前景

根据中国石油经济技术研究院发布的《2018年国内外油气行业发展报告》显示，我国页岩气可采资源量达21.8万亿立方米，高居世界第一。2020年我国页岩气产量达到200.4亿立方米，同比增长高达30%，“十三五”期间，我国页岩气产量更是增长了4.5倍。页岩气开发是我国的朝阳产业，随着我国页岩气勘探开发的不断深入，未来几年开采力度将会持续加大，工程作业量亦会显著提高，本项目市场前景广阔。

（3）公司具有行业优势地位，竞争能力强

公司是以油气田增产为核心的油服企业，业务涵盖钻井、定向、完井压裂、测井、射孔、带压作业、连续油管等整个油气服务产业链，可以提供油藏研究、方案设计、施工组织、现场作业、后期评估等一体化服务，并且建立了以非常规油气开发核心技术——射孔技术、水平井钻井旋转导向技术、水力压裂技术为主的核心竞争力。

其中，公司是我国射孔行业的领军企业之一，通过射孔优化设计将油藏地质工程特征与射孔技术有效结合，发明复合射孔技术并参与国家复合射孔标准的制定，建立系统的射孔技术解决方案，涵盖射孔产品技术、射孔工艺技术和效果测试评价技术等核心技术。公司通过境外收购将美国页岩油气开采核心技术—水平井泵送射孔分段技术引入国内，并通过研发改进，已广泛应用于国内各大油田。

（4）公司坚持技术创新，技术积累丰富

公司成立以来始终致力于油气射孔技术研发和技术推广应用。截至2021年9月末，公司射孔技术拥有专利55项，其中发明专利31项（国外发明专利13项、国内发明专利18项）。在非常规油气特别是页岩气射孔技术服务方面有丰富的经验，目前公司在国内具有成熟的作业装备和施工队伍超过20支，分布在国内各大油田和页岩气田，年平均施工作业量超过2,000层。

4、项目预计效益及测算依据

本项目拟投资总额为8,500.00万元，其中设备投资5,150.00万元，购买软件费1,650.00万元，加工费1,700.00万元。

本项目投产后，预计项目年均销售收入7,771.50万元，项目投资内部收益率（税后）为15.90%。

5、项目预计实施时间

本项目预计24个月建成投产。

6、项目涉及的审批、备案事项

公司于2021年12月17日取得西安高新区行政审批服务局项目代码为“2109-610161-04-02-853139”的项目备案确认书。根据《建设项目环境影响评价分类管理名录》（中华人民共和国环境保护部令第44号），该项目不属于《建设项目环境影响评价分类管理名录》所列类别，无需办理环境影响评价手续。