页岩气开采“美国模式”难以复制

    10月30日，国家能源局公布《页岩气产业政策》，提出将页岩气开发纳入国家战略性新兴产业，鼓励各种投资主体进入页岩气销售市场。同时，《政策》还提出了多项产业支持性政策。 

　　作为常规能源的重要补充，页岩气的发展备受瞩目。页岩气行业不断出现利好消息，蜀南地区已经有十几口页岩气气井进入到商业开发阶段，商业前景被看好。另据报道，第三轮页岩气探矿权招标最快今年底启动，而此轮招标规模将超过前两轮的总和。 

　　美国模式难以复制 

　　页岩气的能源战略意义开始凸显，基于中国页岩气丰富的储量，商业化开采开始提上日程。去年3月公布的《页岩气“十二五”规划》为该产业描绘了一幅美好蓝图，“到2015年，初步实现规模化生产，页岩气产量达到65亿立方米/年。” 

　　65亿立方米的蓝图是美好的，然而与美国相比，中国大规模开采页岩气却并不那么容易实现。 

　　据国土资源部统计数据显示，截至2013年3月底，全国页岩气勘探开发累计投入70亿元，共实施各类页岩气钻井130口左右其中，地质调查井46口，直井探井55口，水平井28口，主要分布在四川、陕西、重庆等地，由中石油、中石化和延长石油等公司投资勘探开发。2012年，全国页岩气产量约3000万方，通过天然气管网销售1500万方。 

　　另据中国地质调查局油气资源调查中心的统计，经过水力压裂和测试，目前国内日产超过万方的页岩气井有23口，超过10万方的有10口，进行试采的为4口，预计今年页岩气产量可达到2亿方。 

　　这离页岩气“十二五”规划所制定的目标差距甚远。 

　　根据国土资源部内部所做的一项对比统计，探明储量方面，规划的目标是“十二五”期间实现探明地质储量6000亿立方、可采储量2000亿立方，但截至目前尚无正式储量发布。产量方面，规划的目标是达到65亿立方，实际产量小于5亿立方。 

　　“时间过半，但产量远未达到规划目标的一半。”发改委能源研究所能源经济与发展战略研究中心主任张有生认为，我国的页岩气产业发展尚处于初期阶段，认识还有不到位之处，在此背景下，制定规划以引导、促进页岩气产业发展，其积极作用不可否认，但科学性也存在争议。 

　　“页岩气勘探周期与勘探区块的复杂程度、规模有关，在技术取得突破的情况下，一般大中型区块的开发需要3-5年时间。这样算起来，若从第一轮招标开始，整个‘十二五’应该都是处于勘探阶段，只有部分区块可能进入试采阶段。”中国石化西南油气分公司高级工程师郭新江表示。 

　　国际能源署总干事玛利亚·范德胡芬也表示，美国的“页岩气革命”难以在中国复制，中国具备巨大的页岩油气开发潜力，但由于开发难度大，因此在2020年之前，中国难以成为国际天然气供应市场上的主要参与者。 

　　开采考验资金技术实力 

　　“从这两年来看，我国页岩气的整体发展不是太好，去年的产量是0.5亿立方米，今年预计产量达到两亿立方米。但这与‘十二五’规划的预期目标相差太远。一些页岩气井的稳定性还是不够。对页岩气投资增幅还是不够，勘探方面的技术并没有得到实质性的提升。部分企业的圈地问题比较严重，出现了一些‘圈而不探’的现象”。中投顾问能源行业研究员任浩宁在接受媒体采访时说道。 

　　与美国相比中国页岩气地质构造复杂，由于地质构造差异，北美先进的页岩气开采技术无法生搬硬套在中国应用。美国页岩气开采并没有统一标准，开发集成技术的优化建立在数量庞大的钻井勘探活动之上，国内消化这些非标准化的集成技术还需要大量经验的积累。 

　　中国页岩气藏区的地质构造远比美国复杂，主要页岩气富集区地质稳定性逊于北美页岩气区块，影响对气藏成藏条件的判断，加大了勘探难度。 

　　从勘探开发技术装备条件来讲，中国页岩气开发的技术装备已具有一定基础，水平井和压裂技术在我国传统油气工业中都有一定应用，钻机、压裂车组、井下工具等装备制造方面已有较强的技术和生产能力。但关键核心技术水平钻井技术和水力压裂技术不成熟，技术装备缺乏针对性实践，技术引进尚需“本土化”。 

　　并且，页岩气开采目前使用的水平井压裂技术，对水资源的依赖过大。中国页岩气储区多分布于水资源匮乏的西北部地区，这就加剧了当地水资源短缺的矛盾和环境污染的风险。 

　　发改委能源研究所能源经济与发展战略研究中心主任张有生认为，我国的页岩气产业发展尚处于初期阶段，认识还有不到位之处，在此背景下，制定规划以引导、促进页岩气产业发展，其积极作用不可否认，但科学性也存在争议。任浩宁表示，之前对于页岩气抱的期望值很高，但相关企业并没有把页岩气当做实实在在的可持续发展的产业来做。而是期望页岩气在未来三五年内就能够取得很好的成绩，促进我国能源结构调整。很多都是出于政策方面的考虑，没有把焦点放在产业定位上。对该产业的认识还是不够。

　　不惜代价的开采 

　　页岩气“十二五”规划目标难以达成，但我国近几年在页岩气领域取得的进展却不可否认，只是成果背后是不菲的代价。 

　　国土资源部统计数据显示，中石油以长宁、威远和昭通等区块为重点，已建成了两个国家级页岩气示范区，累计投资超过40亿元。其中，长宁201水平井获得高产，成为我国第一口具有商业价值的页岩气水平井。 

　　中石化则在四川盆地陆相勘探、四川盆地海相以及东部断陷盆地古近系取得突破，累计完成投资23亿元。目前已实施页岩气钻井26口，完钻23口，在重庆涪陵的水平井还获得了高产量，目前稳产11万方。 

　　国土资源部勘察司副司长车长波说，“技术方面，中石油在水平井分段压裂改造、微地震监测技术等方面取得重要进展，中石化在关键完井工具研发、水平井钻井液、压裂液体系研发以及压裂装备研制等方面取得进展。” 

　　不过，上述成绩的取得代价不菲。哈里伯顿非常规技术部顾问专家王强在实际工作中发现，现阶段中国开发页岩气的成本约为国外的2-3倍，主要原因来自三方面：一是地层压力不足，页岩气有合适的生产条件，却没有合适的保存条件，且异常的地层应力容易导致井眼坍塌、井漏以及井筒变形等；二是由于开发经验不足，钻井周期较长，北美30天可以钻好的井，在中国可能需要60-90天；三是国产设备缺乏或不达标，中石油、中石化的一些设备可实现替代，但成本较高，此外由于路况原因，一些设备无法到达井场进行使用。 

　　“目前中石油开发页岩气可谓‘不计成本’。”据中石油西南油气田公司勘探开发研究院副总地质师王兰生介绍，目前中石油内部对于开发页岩气的收益率要求是8%，而常规油气则要求达到12%，“如果单考虑经济效益，早可以不干了。” 

　　“两桶油”开发页岩气有雄厚资金做后备，可以不计代价，但许多通过此前招标获得页岩气探矿权的企业，则苦于资金、技术或人才等方面的制约，开发进程缓慢。 

        2012年底举行的页岩气区块第二轮招标向各路资本敞开，吸引了众多国有煤企、电企以及民企参与其中。最终，16家企业中标19个区块，包括6家央企、8家地方企业以及2家民营企业。 

　　16家中标企业承诺，三年内将在19个区块、两万平方公里投入勘查资金128亿元，2013年计划投入约30亿元。然而一年过去了，开发进展却十分缓慢，不及预期。 

　　目前中国已钻完的页岩气气井只有63口，且多数属于实验性质。已有气井造价高昂，按照单井可采量2888万立方米计算（假设国内页岩气平均单井最终可采量与美国类似），光开采成本就达到1.39元/立方米，已经高于川渝常规气田1.28元/立方米和新疆各常规气田1.00元/立方米的平均出厂价，若考虑到勘探成本、地面工程、额外的管网建设以及山地页岩区更高的运输成本，国内页岩气的开采成本将会更高。 

　　相较之下，国内的成本下降还需要走过漫长的道路。根据《页岩气十二五发展规划》“到2020年，页岩气产量达到600亿立方米-1000亿立方米”的目标，未来十年将需要投资4000亿元-6000亿元，即平均年需投资400亿元-600亿元。

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