美国页岩气开发回顾性调查：是什么促成了页岩气的繁荣？

摘要  本文是首份研究美国页岩气开发的经济、政策和技术历史的学术论文。本文的主要目的在于回答哪些因素促成了美国页岩气的繁荣，从而为致力于开发国内页岩气资源的国家的利益相关方提供信息。本文同时也是对技术创新的动机、过程和影响以及政府在促进能源产业技术创新中的作用的案例研究。我们调查发现，国家政策、私营企业家精神、技术创新、私有土地和矿产权所有权、21世纪前十年天然气价格较高以及其他因素都是促成页岩气繁荣的重要因素。

1. 概述

在过去的十年中，美国页岩气经历了巨大的繁荣。图1显示了1990年至2020年期间美国不同类型天然气的实际产量或预测产量。图2显示了1979年至2020年期间美国页岩气的实际年产量或预测产量。2000年，页岩气仅占美国天然气总产量的1.6%，但是这一比例在2005年和2010年分别升至4.1%和23.1%。美国页岩气产量的巨幅增长，使世界各国探索页岩资源的兴趣日益增加。包括中国1、墨西哥2、阿根廷3、波兰4、印度5和澳大利亚6在内的诸多国家正在考虑、或正在开发国内的页岩气资源。7自然而然地，学者、政策制定者及对开发美国之外的页岩气充满兴趣的利益相关方开始寻找成功开发页岩气资源的重要因素。回答该问题的一个方法就是学习美国的经验。虽然我们难以准确地了解促成页岩气繁荣的必要或充分条件，但是对美国经验的回顾性调查至少能够提供一些有利因素。在本文中，我们首次对页岩气开发的经济、政策和技术历史进行回顾性调查，借此回答哪些因素促成了美国页岩气的繁荣。8

为了让私营部门实现真正的繁荣，高盈利性、或至少对未来高盈利性的预期，成为必要条件。我们调查发现，21世纪前十年同时出现的一系列因素，使公司大规模生产页岩气实现盈利，但是最重要的因素是技术创新。进行技术创新，最终使页岩气生产具有成本效益需要较长的时间。因此，我们在本文中探讨的主要问题是技术创新的来源是什么。调查发现，部分重要的技术创新来源于旨在开发非常规天然气（如页岩气、煤层气和致密地层天然气）的政府的研发项目和企业创新，，而部分重要技术（如水平钻井和三维地震成像）主要是由石油行业开发的，其目的不是为了勘探和开采非常规天然气，而是石油。

页岩气的发展萌芽于20世纪70年代末期。当时，美国政府决定为研发项目提供资金，并为通过开发非常规天然气解决当时天然气短缺的项目提供税收抵免（和鼓励性定价）。鉴于私营企业没有为开发开采非常规页岩气进行大规模和高风险投资的动机，这些政策是合理的。国家研究委员会（the National Research Council，NRC）（NRC，2001年，第195页）和摩根城能源技术中心（Morgantown Energy Technology Center）（1980年，第3页）总结了支持该观点的一系列因素。首先，很难实现石油和天然气产业新技术的专有化，只有为数不多的技术可以取得专利或认证。其次，在吸引投资方面，非常规天然气资源最初无法与传统石油或天然气资源抗衡。美国的大多数天然气生产企业属于小型企业，没有从事大规模研发的动力或能力。因此，国家政策刺激了阿巴拉契亚山脉和密歇根盆地页岩气的开发，促进了关键技术 （如微地震波压裂成像技术）的研发。

但是，正是米歇尔能源开发公司（Mitchell Energy & Development）（以下简称为米歇尔能源）的私营企业家精神，在德克萨斯州巴奈特区块的开发中发挥了主要作用。正是巴奈特区块的成功开发为页岩气的繁荣提供助力。图3显示了1979年至2005年期间阿巴拉契亚山脉、密歇根（安特里姆）和沃思堡（巴奈特）页岩气的年产量。政府支持的研发项目没有把巴奈特区块作为目标，而且税收抵免对米歇尔能源的影响非常有限。既然支持政府干预的理由是私营企业缺乏动力，那么米歇尔能源为什么开发巴奈特区块呢？

米歇尔能源具有开发巴奈特区块的需求和经济能力，这一点有所不同；此外，米歇尔能源也受后期从创新中获得大规模财务回报的驱动。通过早期以较低价格出租大片土地和相关矿产权，后期以较高价格出售出租的土地、创新和积累的知识，米歇尔能源获得了大规模财务回报。这种早期以较低价格出租和后期以较高价格出售的机制，解决了业内大多数技术创新和知识货币化的难题。正是由于美国的私有土地和矿产权所有权制度，才使该机制成为可能。

受常规天然气产量下降及其他经济因素的影响，21世纪前十年天然气价格较高，这也是页岩气生产实现盈利的一个重要因素。其他影响因素还包括有利的地质条件、私有土地和矿产权所有权、市场结构、水资源可利用量、天然气管道基础设施和相关开放政策。我们没有尝试量化上述各个影响因素的效果；更精确地衡量任何一个因素的影响需要假设实际未发生的情景，这是我们无法观察或估计的。

本文也是一项针对创新动机、创新过程和技术创新影响的案例研究。因此，它可以对有关创新过程和微观经济效应的研究文献做出贡献。参阅乔瓦尼（1988年）对该类文献的精彩总结。我们知道，人们不应该从类似本文的一个案例研究中得出哪些国家研发政策是适合能源产业的武断结论。多年来，关于能源政策的讨论常常涉及政府在推动能源系统创新中应该发挥的作用。9

页岩气开发的环境影响一直是极具争议的话题，它提出了公共政策难题，影响了某些地区的开发步伐。在本文中，我们没有涉及可持续的页岩气开发和环境法规，这主要是因为：首先，本文的重点是研究哪些因素促成了页岩气的繁荣；其次，在页岩气繁荣之前没有出现环境争议。但是，我们应该讨论针对米歇尔能源的环境诉讼案件的重要影响，以及在没有关于页岩气开发的具体环境法规的情况下，责任法律的司法强制执行限制美国企业行为的影响。

本文其他章节的内容如下。第2章重点讨论国家政策以及对页岩气开发具有重要意义的技术历史。我们讨论了财政政策和联邦政府支持的非常规天然气研发项目、国家研究委员会对研发项目的评估、以及制定这些国家政策的原因。我们回顾了水平钻井、3D地震成像、微地震波压裂成像和大型水力压裂（MHF）技术历史，以解释这些关键技术的来源。第3章回顾了米歇尔能源在巴奈特区块的开发历史，并回答了下述问题：米歇尔能源为什么开发巴奈特区块？米歇尔能源的技术和知识是如何演进的？能源问题如何影响米歇尔能源？米歇尔能源获得了哪些外部支持？德文能源（Devon Energy）收购米歇尔能源如何加速巴奈特区块的开发？此外，第3章还回顾了水力压裂液体的技术演进，借此介绍米歇尔能源对减阻压裂法的主要贡献。第4章主要介绍21世纪前十年天然气价格较高的作用。第5章简要讨论了其他影响因素。第6章为结论部分。

2. 国家政策

美国政府自20世纪70年代末以来采取了一系列促进新天然气资源（包括非常规资源）开发的措施。这些政策为致密地层天然气和煤层气产量的增加以及后来的页岩气繁荣奠定了良好的基础。主要的天然气政策包括鼓励性定价、税收抵免、非常规天然气研发项目、促进产业重组的政策（如逐步撤销井口天然气价格管制以及开放州际天然气管道）。已有文献深入研究了天然气行业的重组，本文第5章对天然气行业的重组进行了简单讨论。

2.1促使出台非常规天然气国家政策的因素有哪些？

20世纪70年代严重的天然气短缺是出台非常规天然气政策的诱因。有记录表明，20世纪60年代和70年代天然气市场的一个主要特征是价格上限规定，这导致了产量和储量的不足（如MacAvoy，1971年；Breyer和MacAvoy，1973年；MacAvoy，1983年；Vietor，1984年；Davis和Kilian，2011年）。州际天然气的价格上限低于市场均衡价格，这刺激了需求，减少了供应。短缺首先表现在天然气储量上。图4显示了1940年至2010年期间美国各种天然气的年探明储量和销售产量。天然气探明储量于1967年达到峰值，而在20世纪70年代经历了迅速的下降。储采比下降出现的更早；1959年、1969年和1979年的储采比分别为22：1、13：1和9.8：1。20世纪70年代中期，产量不足变得非常明显。例如，MacAvoy（1983年，第85页）指出，“被迫削减的承诺交货量从1973年占总州际需求的12%，升至1975年的30%。产量进一步的减少，使供应缺口占总需求的比例在1978年达到40%以上。”Davis和Kilian（2011年）指出，如果把短缺更准确地定义为实际消费与不受任何供应限制时消费者本应消费的天然气量之间的差异，短缺出现的时间就会更早，而且短缺程度更为严重。请注意，产量的绝对水平于1973年达到峰值，在20世纪70年代呈现出下降趋势。

天然气的严重短缺，促成了1978年《天然气政策法案》（the Natural Gas Policy Act，NGPA）的通过。该法案要求逐步取消对井口价格的管制，为开发新天然气的项目提供鼓励性定价，非常规天然气被涵盖其中。此外，天然气短缺还促使各联邦机构设立非常规天然气研发项目。选择非常规天然气的原因主要有以下几点。早在1968年天然气含量开始下降时，国家能源技术实验室（the National Energy Technology Laboratory, NETL）（NETL，2007年）指出，美国矿业局（the U.S. Bureau of Mines）开始研究如何开采非常规天然气资源的问题。20世纪70年代由联邦电力委员会（the Federal Power Commission）、能源研究和开发管理局（the Energy Research and Development Administration，ERDA）和美国能源部（the U.S. Department of Energy，DOE）委托开展的多项主要研究指出，非常规天然气的资源基础非常庞大，应该鼓励和资助开展非常规资源项目。20世纪70年代末期，非常规天然气的年产量占年天然气总产量的比例不足5%，而常规天然气的产量开始持续大幅下降（Kuuskraa 等，1978年）。

20世纪70年代的能源危机是出台非常规天然气政策的大背景。1973年的石油禁运促使联邦政府开始采取一系列措施来应对能源危机，这些措施包括巩固和发展能源相关研发项目。1974年的联邦法律通过合并多个研究中心（美国矿产局的技术研究中心、美国内政部（the U.S. Department of the Interior）的化石能源研发项目以及原子能委员会（the Atomic Energy Commission）（当时被取消）的国家实验室系统）成立了能源研究和开发管理局括。1977年10月美国能源部成立，把能源措施和研发项目的职责纳入一个部门，承担了原来由能源研究和开发管理局、美国农业部、商业部、住房及城市发展部、交通部（the U.S. Departments of Agriculture, Commerce, Housing and Urban Development, and Transportation）所承担的职责（能源顾问秘书处（the Secretary of Energy Advisory Board），1995年，第21页）。国家能源技术实验室（2010年，第255页）指出，“1973年至1976年期间，联邦能源研究的总支出翻了一倍，而化石能源部分的支出增长10倍以上，从1974年的1.43亿美元增长至1979年的14.1亿美元。”

2.2 鼓励性定价和税收抵免

在本部分中，我们介绍美国联邦政府为了推动非常规天然气的开发采取的鼓励性定价和税收抵免政策。

《天然气政策法案》第107条为从泥盆纪页岩、煤层、高压海水及联邦能源管理委员会（the Federal Energy Regulatory Commission，FERC）认为产生高额开采成本的其他气体中开采“高成本”天然气提供鼓励性定价。1979年11月1日撤销了对泥盆纪页岩、煤层和高压海水的井口价格的管制（MacAvoy，1983年，表格15）。这种撤销管制的做法为这些新兴气体资源提供了巨大的价格优势。20世纪80年代初期，撤销管制的高成本天然气的销售价格比接受管制的天然气价格高出两倍以上（Tobin等，1989年，第5页）。致密地层天然气虽然最初未被列为高成本气体，但后来也被联邦能源管理委员会指定为高成本气体。然而，对致密地层天然气价格的管制没有迅速地被撤销。相反，致密地层天然气适用于第107条的价格上限，这是《天然气政策法案》中规定的最高价格上限（Kuuskraa和Guthrie，2002年，第78页；Hass和Goulding，1992年，第298页）。有趣的是，米歇尔能源把巴奈特页岩登记为致密地层天然气地层，这或许是因为《天然气政策法案》只适用于泥盆纪页岩，而巴奈特页岩为密西西比纪页岩。

1979年的石油危机促成了 1989年《原油暴利税法案》（the Crude Oil Windfall Profit Tax Act）的通过，其中部分规定为生产非常规燃料提供税收抵免。税收抵免是根据《国内税收法典》（the Internal Revenue Code）第29条实施的，不仅适用于从泥盆纪页岩、煤层和致密地层天然气开采的非常规天然气，也适用于生物技能、高压海水、页岩或沥青砂石油、从煤中开采的合成燃料以及其他燃料。1980年1月1日至1992年12月31日期间钻探的非常规天然气井适用于税收抵免，从符合条件的气井开采的产品在2002年12月31日前继续适用税收抵免。泥盆纪页岩（和煤层气）税收抵免的幅度是根据公式计算得出的，最初为0.52美元/千立方英尺，1992年提升至0.94美元/千立方英尺（Hass和Goulding，1992年，第3页）。在此期间的大部分时间内，国家天然气平均井口价格为1.5至2.5美元/千立方英尺。该公式考虑了通货膨胀，并在石油价格高时逐步取消税收抵免，当石油价格处于低位限制非常规燃料的竞争力时，才使税收抵免生效（Soot，1991年）。20世纪80年代初期，致密地层天然气的税收抵免为0.52美元/千立方英尺，低于泥盆纪页层或煤层气的税收抵免。致密地层天然气“于1985年由于解除部分物价管制而失去抵免资格”，但是1991年重新获得了该抵免资格（Hass和Goulding，1992年，第299页）。

天然气生产企业需要在《天然气政策法案》鼓励性定价或第29条的税收抵免中做出选择。但是，该要求对泥盆纪页岩或煤层气的影响不大，因为1979年末解除了对泥盆纪页岩或煤层气的价格管制，天然气生产企业此后自然而然地选择税收抵免。因此，第29条的税收抵免相比鼓励性定价对促进非常规油气资源的开发发挥了更重要的作用。
 
目前尚没有任何研究详尽地探讨财政激励对非常规天然气的影响。一些行业出版物（如Soot，1991年；Kuuskraa和Guthrie，2002年；Hass和 Goulding，1992年；Kuuskraa和Stevens，1995年）概括介绍了上述政策，并指出第29条的税收抵免刺激了非常规天然气的开发。Hass和Goulding（1992年，第300页）指出，“[甚至税收抵免政策的]批评人士也承认税收抵免刺激了钻探和生产。”Kuuskraa和Stevens（1995年）指出，第29条的税收抵免提高了财政收益，降低了投资非常规天然气资源的风险，因而激励了投资者向开发活动和技术改进注资。但是，如本文第3章所述，税收抵免或鼓励性定价对米歇尔能源的影响非常有限。

2.3 研发项目

能源研究和开发管理局于1976财年启动了非常规天然气研究项目，1978年由能源部继续实施该项目。非常规天然气研究项目包括三个组成部分：东部含气页岩项目、西部含气砂岩项目以及煤层气开发项目。在本部分中，我们重点关注东部含气页岩项目这个最相关的项目，并讨论能源部其他研发项目的相关贡献。此外，我们将简要讨论天然气研究院（the Gas Research Institute，GRI）的作用。天然气研究院对天然气研发项目进行管理并提供资金支持。国家能源技术实验室2007年的一份报告记录了能源部非常规天然气研发项目的历史；2001年，国家研究委员会评估了能源部大量研发项目的绩效和成本，被评估的项目包括上述三个非常规天然气项目。
 
20世纪80年代和90年代，国家研究委员会对最重要的能源技术创新以及能源部在技术开发中发挥的作用进行了评估。被认为对页岩气开发具有关键作用的三项技术——：水平钻井、3D地震成像和水力压裂技术，均被列入国家研究委员会确定的最重要的技术创新。国家研究委员会（2001年，第13页）认为，能源部在改进水平钻井和三维地震成像技术中“没有”发挥作用或发挥的作用“微乎其微”，但是能源部在“致密地层天然气的水力压裂技术”中发挥了“重大”作用。国家研究委员会没有讨论受致密地层天然气水力压裂技术影响极大的页岩气水力压裂技术，这或许是因为在国家研究委员会发布报告时，页岩气的繁荣尚未到来。国家研究委员会发布报告时，另一项被视为对页岩气开发具有关键作用的技术——微地震波压裂成像技术，还没有被完全开发或投入使用。如下文所述，国家能源技术实验室（2007年）及其他行业出版物指出，能源部在开发微地震波压裂成像技术中发挥了关键性的作用。

2.3.1 东部含气页岩项目
 
国家能源技术实验室（2007年，第19页）概括指出，能源部页岩项目“有助于开发新天然气气源并大幅增加天然气供应。能源部重新振兴了阿巴拉契亚（泥盆纪）盆地的页岩钻探和开发，帮助带动了此前其他被忽视的页岩盆地的开发，率先使用了 效率更高、成本更低的页岩生产和开采技术。”我们对现有证据的研究也证实了该结论。

东部含气页岩是指分布于美国东部广阔地区地下的泥盆纪页岩，包括阿巴拉契亚、密歇根和伊利诺伊盆地。由于泥盆纪页岩处于浅层而且容易通达，早在20世纪20年代以来就已经开始了商业开发，但是在含气页岩项目初期其产量只占美国天然气产量的很小一部分。国家研究委员会（2001年，第201页）指出，用于开采页岩气的技术，“成本低，但是技术简单，效率低。”业内对泥盆纪页岩的物理和化学特征了解匮乏，对可采储量的估概算具有很高的不确定性。因此，国家研究委员会（2001年，第201页）概括指出，该项目旨在“对资源基础的数量、分布和特征进行评估，为这一小型和独立的生产企业占据多数的行业引入更先进的测井和完井技术。项目目的是在国家亟需增加天然气供应时，大幅提高这些盆地的产量。”自1978年至1992年项目结束，能源部对该项目的支出总计1.37亿美元（按1999年美元价值计算），其中约三分之二是在项目初期（1978年至1982年）支出的。除了能源部的支出外，能源研究和开发管理局、天然气研究院和私人企业分别对东部含气页岩开发投入2000万美元、3000万美元和3500万美元。该项目的研发项目由能源部的技术中心、国家实验室、大学和私营企业共同实施完成。
 
含气页岩项目的实际效益主要来自从相应页岩层开采的天然气产量的增加。自项目启动后，页岩气产量呈现巨幅增长：1978年、1992年和1993年的页岩气总年产量分别为700亿、2000亿和3800亿立方英尺。但是，除东部含气页岩项目外，促成产量增加的影响因素还包括鼓励性定价、税收抵免、天然气研究院的研发项目和私营企业的贡献。国家研究委员会（2001年、第201页）指出，“阿巴拉契亚盆地页岩气产量（相对基准情景）增加的50%和密歇根和沃思堡盆地页岩气产量增加的10%”，可以归功于能源部的含气页岩项目。国家研究委员会（2001年）指出，能源部的项目使天然气行业的收入增加了7.05亿美元，而较低的天然气价格使消费者节约80亿美元。在产生实际效益方面，能源部的含气页岩项目似乎是非常成功的。
 
我们注意到，即使能源部的页岩气项目未涉及沃思堡盆地，而且沃思堡盆地在2000年之前主要是由米歇尔能源开发的，国家研究委员会还是把沃思堡盆地天然气产量增加的10%归功于能源部的页岩气项目。如果能源部的页岩气项目发挥了作用，那么页岩气项目开发的技术、方法或知识应当被应用于开发沃思堡盆地。遗憾的是，国家研究委员会报告没有介绍具体应用了哪些技术或方法。在第3章中，我们将看到米歇尔能源在开发巴奈特页岩的初期把泥盆纪页岩视为勘探的参照。这表明能源部页岩气项目的成功或许在激励米歇尔能源启动巴奈特页岩开发中发挥了举足轻重的作用。
 
国家研究委员会（2001年）和国家能源技术实验室（2007年）仅简要讨论了含气页岩项目开发或引入的技术。我们重点关注对页岩气开发可能最为重要的几项技术，同时基于其他信息来源来简要介绍这几项技术的发展历史。
 
水平钻井技术。为了正确地评估能源部对水平钻井技术的贡献，我们首先介绍由能源信息管理局（EIA，1993年）记录的水平钻井技术的历史。在20世纪80年代初期以前，几乎没有水平钻井水平的实际应用；到20世纪80年代初期，井底发动机、井底遥测及其他钻孔设备和技术使油井水平钻井的商业化成为可能。井底发动机为钻头提供额外的动力，从而提高了穿透率。井底遥测在钻孔时把井底信息传输至地面。能源信息管理局（1993年，第7页）指出，法国石油公司埃尔夫阿奎坦（Elf Aquitaine）于1980年至1983年钻探的四个水平井“表明可以成功实现水平钻井的商业化”，水平钻井“随后被英国石油公司（British Petroleum）应用在阿拉斯加的普拉德霍贝油田，成功地把不必要水气侵入降至最低程度……”。上述成功使得水平钻井技术在20世纪80年代末期获得了商业化可行性。1990年，在美国钻探的水平井99%以上完井至油层，而非天然气层（EIA，1993年，第8页）。能源信息管理局（1993年）发布报告时，“水平井生产天然气的商业化可行性尚未完全实现。”国家研究委员会认为能源部在开发水平钻井中没有发挥作用或发挥的作用“微乎其微”，这并不表明能源部在把该技术应用于页岩气中没有发挥作用。含气页岩项目促成多项在泥盆纪页岩水平钻井的行业“第一”。例如，1986年，能源部和行业合作伙伴在泥盆纪页岩钻探了第一眼气钻水平井。国家能源技术实验室（2007年，第4页）指出，这是“在充气钻井孔成功安装外部套管封隔器和充气的第一眼水平井，是完成七个水力压裂间隔的第一眼水平井。”1989至 1990年，能源部和企业合作钻探了三眼水平井，“识别出了美国负压水平钻井广泛应用的技术障碍。”
 
大型水力压裂技术。含气页岩项目把大型水力压裂技术引入东部泥盆纪页岩开发。用来衡量大型水力压裂规模的标准有压裂的半长（钻井孔与压裂端的距离），和压裂液和压裂支撑剂的数量。例如，Fast等（1997年）把大型水力压裂技术定义为半长为1500英尺的压裂处理，Agarwal等（1997年）依据压裂液和压裂支撑剂的数量给出了大型水力压裂技术的定义。国家研究委员会（2001年）或国家能源技术实验室（2007年）均未提及含气页岩项目大型水力压裂实验的具体规模。在含气页岩项目之前，大型水力压裂技术未被用于页岩气开发，但是Agarwal等（1979年，第172页）指出，大型水力压裂技术已经是“一项用于低渗透性或 ‘致密’天然气层商业开采的成熟技术。”1978年，米歇尔能源在能源部的资金支持下，在致密天然气层实施了当时最大规模的大型水力压裂。米歇尔能源迅速把大型水力压裂应用于巴奈特页岩的开发。

泡沫压裂法。该技术首次被用于含气页岩项目，能源部在该项目的前四年中进行了50多项与行业共同承担费用的示范项目。在此之前，裸眼井或水力压裂爆炸被主要用于为泥盆纪页岩井增产。国家能源技术实验室（2007年，第31页）指出，“与传统的水力压裂相比，”泡沫压裂“用水量降低了75%至90%。而井清理费用的降低和生产率的提高，抵消了泡沫压裂增加的费用。”此外，国家能源技术实验室（2007年，第31页）还指出，“到1979年，泡沫压裂是最受欢迎的用于泥盆纪页岩气井增产的商业化技术，美国东部地区的开发企业可以享有针对该技术的商业服务。”在第3章中，我们指出，由于泡沫压裂法被应用于泥盆纪页岩，米歇尔能源在开发巴奈特页岩的前几年中使用了泡沫压裂法，但是米歇尔能源很快放弃了这种做法。有趣的是，米歇尔能源的主要技术创新是在巴奈特页岩应用水力压裂。

2.3.2 相关技术创新和能源部项目
 
能源部的其他研发项目为研发对页岩气开发具有重要意义的技术提供了帮助。这些项目不仅包括致密地层天然气和煤层气项目，而且包括地震技术项目、钻探、完井和增产项目。参阅国家研究委员会（2001年）对这些项目的概述和评估。我们在本部分仅关注属于能源部研发项目目标、对页岩气开发具有重要意义的两项技术。
 
三维地震成像技术。三维地震成像技术是对油气勘探与开发具有革新意义的技术。Bohi（1999年，第80页）指出，通过测量能源物质的声反射，三维地震成像技术和二维技术相比能提供更优质的地下岩石结构和特征图像，极大地提高了“定位新碳氢化合物沉积物、为最佳开发确定储层特征、确定开发储层的最佳方法的能力”。形成地下岩石的高清三维图像需要大量的数据，而数据处理需要高速的计算能力。Haar（1992年，第8页）指出，三维地震成像技术的商业化应用始于20世纪80年代初期，当时应用非常有限。Bohi（1999年，第82页）指出，“1985年并行计算机的诞生并用于解决处理问题后不久，就利用[计算能力]创新开发了改进版声音接收器、数据处理和传输设备和分析模式。”能源部于1988年启动了地震技术项目，1989年至2000年期间共为该项目投资1.06亿美元（按1999年美元价值计算）。国家研究委员会（2001年，第208页）指出，“虽然能源部项目的某些方面改进了地震技术，但是地震技术的进步主要来源于行业企业。”国家能源委员会（2001年，第210页）指出，“能源部预计地震技术行业的总效益为60亿美元/年……能源部根据建模分析，认为其贡献率为4－6%。”国家研究委员会（2001年，第211页）在对能源部地震技术项目的评估结论中指出，该项目的“主要经验”是，“即使私营企业对某项技术进行了大规模的投资，联邦政府的资金使该技术进入某些特定领域，是大型私营部门活动的重要补充”。我们应该看到，3D地震勘测有助于米歇尔能源在巴奈特页岩的开发，并在21世纪初期在巴奈特页岩被广泛应用。

微地震压裂成像技术。能源部和天然气研究院提供的支持在开发微地震压裂监测中发挥了关键性的作用。自21世纪以来，该技术在优化页岩气井水压增产方面发挥了重要作用。与三维地震成像技术不同，微地震压裂监测属于一种被动的方法，因为它监测地下的地震能量。通过在监测井使用传感器记录附近井压裂时产生的微小地震，微地震压裂成像技术可以探测派生裂隙的高度、长度、方向和其他特征。由能源部资助、由阿拉莫特科学实验室（Los Alamos National Laboratory）于20世纪70年代开展的一个地热项目（NETL，2007，第2页；Gas Tips 2006，第2页），是对微地震压裂成像技术的首次系统化研究。后来，能源部为圣地亚国家实验室（Sandia National Laboratories）提供资金，为测试类似的压裂成像技术建立和部署接收器。20世纪80年代，为了成功地监测主要的压裂试验，该流程被应用于能源部在科罗拉多的多井现场试验（Gas Tips 2006，第2页）。多井现场试验隶属于西部含气砂岩项目。国家能源技术实验室（2007年，第56页）指出，1994年至1996年，“为了通过更完整地了解该流程的物理特征，进一步开发和验证水力压裂[成像]技术，评估水力压裂机制，改善水力压裂增产模式，”能源部和天然气研究院共同支持了多井现场试验的一个研究项目。最终，天然气研究院与私营企业品尼高技术公司（pinnacle technologies）合作，帮助实现微地震压裂成像技术的商业化（GasTips 2006，第2页）。

2.3.3 天然气研究院

天然气研究院是天然气行业于1976年创办的非盈利性组织，于1978年开始全面运作，主要负责规划、管理和资助天然气行业包括生产、运输、储存和最终使用在内的所有部门的研发项目。1998年开始逐步取消强制性附加费之前，天然气研究院的资金全部来源于州际天然气交易附加费。因为天然气公司的研发支出非常低，无法实现必要的技术进步，所以联邦电力委员会（之后联邦能源管理委员会）批准征收天然气附加费。国家能源技术实验室（2007年，第14页）指出，1978年，天然气研究院的年度预算大约为4000万美元，1981年升至约7500万美元，20世纪80年代年均预算为1.2亿美元，20世纪90年代年均预算约为2亿美元。20世纪90年代，天然气研究院仅将很少一部分资金——约15%——用于天然气勘探与生产领域。自成立之初至1991年初，在天然气研究院赞助研发、用于商业化服务的170种产品、工艺或技术中，只有18种属于天然气供应的技术领域（Dombrowski等，1992年）。

1989年至1995年期间，天然气研究院管理了密歇根盆地的泥盆纪安特里姆页岩研发项目（Perry，2001年；Reeves等，2007年）。根据Reeves等（2007年），天然气研究院的含气页岩项目，“加速了”密歇根盆地安特里姆页岩的开发。1982年能源部的煤层气项目结束后，1982年至1996年期间，天然气研究院管理了煤层气研发项目。此外，天然气研究院还参与了德克萨斯东部地区致密含气砂岩的研发项目（Hathaway和Salehi，1986年）以及上文提到的科罗拉多多井现场试验。关于天然气研究院的非常规天然气项目的详细信息非常少。国家研究委员会（1988年，附件A）对天然气研究院的研发活动进行了评估，但是没有具体到某个单独的项目。国家能源技术实验室（2007年，第14页至第15页）指出，“能源部和天然气研究院在并存期间进行了大规模的合作与协调，能源部的项目更多地关注基础科学，而天然气研究院的项目则更多地关注应用与技术转让。”

3. 巴奈特页岩的开发历史

2002年1月米歇尔能源被德文能源收购之前，米歇尔能源是巴奈特页岩的主要开发者。图5显示了1982年至2001年期间米歇尔能源及其竞争对手的完井数量。到1995年，米歇尔能源在巴奈特的完井数量为264，而8个竞争对手的完井数量总数仅为20。因此，巴奈特区块的开发历史主要是米歇尔能源的开发历史，这在Dan Stewart于2007年撰写的论著中有所记载。丹?Stewart是一位地质学家，是米歇尔能源的前高管，“曾经参与整个地区的开发”（第7页）。我们对巴奈特开发过程的描述，主要基于Stewart的论著及介绍巴奈特区块的其他行业出版物为基础。

3.1米歇尔能源为什么开发巴奈特区块？

当米歇尔能源在德克萨斯州怀斯县钻探第一眼巴奈特井时，对巴奈特页岩几乎一无所知。如上文所述，东部含气页岩项目仅在数年前才启动，巴奈特页岩不属于早期主要非常规天然气资源潜力的研究范围（如Kuuskraa等，1978年；国家石油委员会（National Petroleum Council，NPC），1980年）。由于对巴奈特区块“了解有限”，巴奈特页岩甚至也不属于国家石油委员会对美国天然气潜力的评估范围（1992年，第119页）。鉴于资源和技术的不确定性，米歇尔能源这家私营企业为什么开发巴奈特区块呢？Stewart（2007年，第122页）指出，1981年至1997年期间，米歇尔能源共投入约2.5亿美元，“在此期间亏损运营，累积收入低于累积投资。”是什么支撑了米歇尔能源对巴奈特区块的探索？米歇尔能源具有开发巴奈特区块的特殊需求和经济能力，同时受使用创新潜在收益的动机所驱使。

米歇尔能源开发巴奈特区块的最初动机，是需要寻找和开发新的天然气资源，以满足大型天然气加工厂、气体收集系统的需要，并履行与美国天然气管道公司（Natural Gas Pipeline Company of America，NGPL）的长期合同义务。美国天然气管道公司是一家州际天然气管道公司，因为预计来自浅常规地层的天然气产量将在大约十年内呈现下降趋势，美国天然气管道公司试图取代从浅常规地层开采的天然气供应（Bowker，2003年；Steward，2007年）。米歇尔能源具有进行高风险投资的经济能力。到1981年米歇尔能源钻探首个巴奈特井时，米歇尔能源是北德克萨斯最大的天然气生产企业和多元化上市公司，其业务范围涵盖天然气的勘探、生产、收集和加工，钻探设备和不动产业务。Stewart（2007年，第44页）指出，米歇尔能源还“非常幸运”地与美国天然气管理公司签署了长期天然气供应合同，这保证了其远远高于市场价格的天然气售价。Stewart在他2007年出版的书中反复强调了该合同带来的经济效益，称这对巴奈特的开发具有至关重要的意义。Stewart2011年12月再次强调了这一点，指出“米歇尔能源的天然气销售价格比现货价格高出1.25美元。如果没有该合同，我们就不会有能力开发巴奈特。米歇尔能源拥有进行研发投资的资金。”10

此外，20世纪80年代初期，米歇尔能源能够使钻探巴奈特的经济损失最小化，因为其所打的“勘探”井并非绝对意义上的“勘探井”。所有早期的巴奈特井都从浅的含气层深入至巴奈特岩层，因此米歇尔能源可以选择提前完井并从浅含气层生产天然气。这种气层的重叠大大地降低了钻探早期气井的风险和成本。Stewart（2007年，第79页）指出，事实上，任何“深入至巴奈特的早期气井，需要基于浅层目标的预计储量来证明开发成本以及加深费用的合理性。”这解释了1981年至1986年期间米歇尔能源仅把41眼气井中的20眼气井加深至巴奈特生产井背后的原因。由于1987年只有一眼井被视为“商业”井，这20眼巴奈特井造成了经济损失。后来部分井进行了再次压裂，变为商业井。1987年至1997年期间，巴奈特井的财政收益逐步好转，为继续开发提供了动力。在此期间，米歇尔能源共在两个具有有利地质条件的地区完井304眼，在其他四个地质条件相对较差的地区完井25眼。Stewart（2007年，第90页）指出，虽然平均来看，具有有利地质条件的地区的井没有达到公司的收益率标准，但是它们“非常具有商业前景”，而且“足以继续支持巴奈特开发项目。”地质条件相对较差的地区的25眼井未能实现商业化。
 
到了某一阶段，获得大规模财务收益成为米歇尔能源开发巴奈特区块的主要目的。因为只有很少的创新可以获得专利和许可或实现专有化，从天然气行业的研发投资中获得财务收益的最佳方法是通过取得日后能以较高价格出售的大片土地。该动机的一个佐证，是1987年末乔治?米歇尔决定暂时搁置他的工程师所提出的让能在预算削减时提供财政和技术援助的天然气研究院参与巴奈特项目的建议。Stewart（2007年，第91页）指出，当时米歇尔能源正在获得大片土地的租约，因此乔治?米歇尔“担心任何不必要的公开报道可能会给[公司的]土地面积增长带来负面影响。”所以，直到1990年公司的土地面积大幅增长之前，米歇尔能源都没有与天然气研究所合作。20世纪90年代末期，两个主要的技术事件（见下文详细描述）和天然气价格的提高，使巴奈特成为可销售的资产。Stewart（2007年，第161页）指出，因此2000年至2001年期间，米歇尔能源的重点是通过出租更多的土地、钻探更多井以及扩充收集和加工设施来“证明潜力”和增加行业对巴奈特的认识。通过2002年的被收购，米歇尔能源获得了巨额财务收益，因为米歇尔能源拥有巴奈特的大面积土地租约，其创新技术和实地经验证明了在巴奈特钻井具有盈利性。

对资金和盈利性的考虑确实限制了米歇尔能源开发巴奈特区块的速度。Stewart（2007年，第74页）指出，1986年，石油价格暴跌导致天然气价格下降，“米歇尔能源的管理层开始重新调整资本支出，减少高风险和长期项目的投资。”因此，“管理层指示，在进一步评估之前，把对巴奈特的资本支出降至最低程度。”Stewart（2007年，第84页）指出，1989年，巴奈特项目“再次受到限制”，因为公司的浅层气井足以“为合同要求提供充足的天然气”，而且这些气井“单位开发成本较低，天然气价格又处于低位。”1995年7月，美国天然气管道公司买下与米歇尔能源的供应合同。Stewart（2007年，第90页）指出，此后，“整个巴奈特项目受到质疑”，因为公司需要以较低的现货价格销售天然气。即使当时的回报有限，米歇尔能源仍有继续巴奈特开发项目的动机。到1994年，巴尔特页岩成为米歇尔能源在北德克萨斯的主要新天然气来源。如果不钻探巴奈特井，米歇尔能源的钻探设备就会闲置，天然气加工厂就没有充足的天然气进行加工。继续钻探使公司“在等待行业增长、技术突破或井成本降低时，保持设备正常运行”（Stewart，2007年，第91页）。

3.2米歇尔能源的技术和知识是如何演进的？

在本部分中，我们讨论米歇尔能源在水力压裂、地质研究和钻探领域的技术进步。我们重点讨论米歇尔能源如何降低压裂和钻探成本，实现压裂技术的主要突破；米歇尔能源对三维地震成像技术、水平钻井技术和微地震压裂成像技术的利用程度；米歇尔能源能够获得的外部支持；环境问题如何影响米歇尔能源；以及米歇尔与德文公司的合并如何推动巴奈特页岩的开发。

3.2.1 水力压裂技术

因为泡沫压裂法被用于为阿巴拉契亚的泥盆纪页岩增产，而该泥盆纪页岩被视为与巴奈特极为类似，米歇尔能源在早期的巴奈特可勘探井增产中使用了多种泡沫压裂法。早期巴奈特井的压裂半长为500－1500英尺不等。在进行试验后，米歇尔能源于1984年开始使用氮辅助稠化水压裂。111985年或1986年，米歇尔能源开始使用1500英尺半长的稠化水设计，俗称大型水力压裂（Bowker，2003年），为所有巴奈特井增产。此前，米歇尔能源通过德克萨斯中东部地区的项目获得了致密天然气层大型水力压裂的经验。如上文所述，1978年，在德克萨斯中东部的致密天然气层开展的增产中，米歇尔能源在能源部的资金支持下开展了当时最大规模的大型水力压裂增产。

1987年至1993年期间，米歇尔能源对稠化水压裂方法进行了“微调”。1994年，米歇尔能源的工程师在不降低井生产能力的同时，积极地尝试降低压裂成本的方法。例如，压裂设计不再使用氮而并未造成负面影响；在巴奈特某些地区使用成本和质量低的砂层替换更昂贵的砂层作为压裂支撑剂，并未造成负面影响；完全取消压裂前的酸处理；小幅调低压裂液中的凝胶含量。这些局部调整使米歇尔能源把平均压裂成本降低了10%左右。在实施这些成本降低措施之前，巴奈特井的增产成本约为35万至45万美元。因为当时巴奈特井的总开发成本为75万至95万美元，增产是主要的成本来源。
 
1996年的一项试验只使用少量凝胶为巴奈特井增产。此后，米歇尔能源的工程师开始质疑稠化水压裂流程。Stewart（2007年，第113页）指出，少量的凝胶，“不足以提供相对充足的关联和承载能力。但是，在实际生产中表现良好。”1997年，米歇尔的工程师开始对“新”压裂方法进行试验。新压裂方法是指联合太平洋铁路公司（Union Pacific Railroad Corporation，UPR）在东德克萨斯低渗透性的卡顿瓦利砂岩地层开发和使用的减阻压裂法。这种新的压裂方法使用大量的水作为压裂液，使用少量砂层作为压裂支撑剂。这种方法使联合太平洋铁路公司在大幅降低资金成本的情况下，实现了至少同等的天然气产量。Bowker（2003年）指出，当时减阻压裂法是一种极端的概念，“因为完井工程师[当时]普遍认为，只要经济上具有可行性，必须在巴奈特尽可能多地使用大量压裂支撑剂（砂层），从而使液体对钻井孔的传导性实现最大化。凝胶可以携带大量压裂支撑剂，[但是]未成胶的水的承载能力非常有限。”
 
减阻压裂法使增产成本降低了约50%，还实现了与此前类似的初期生产率，并使得后期生产率有所提高，因此是一项重大突破（Stewart，2008年）。但是，减阻压裂法并非一项新技术。另一家公司在不同的地层中使用了这种方法。事实上，水力压裂是此前广泛使用的技术。Fisher（2012年）指出，“20世纪50年代，水力压裂被成功用于许多领域。”Ely（2009年，幻灯片7）指出，“关联凝胶时代到来之前的20多年中，多数压裂处理使用的都是低粘度液体。”，其中包括水。关联凝胶的时代始于超级压裂法，这是艾克森石油公司（Exxon）的子公司于20世纪60年代末引入的使用高粘度液体为油气井增产的压裂法（Kiel，1970年）。Ely（2009年，幻灯片12）指出，“高粘度液体的趋势如今已经被扭转，大多数压裂液为轻微增粘的水。”12
  
减阻压裂仅在良好的压裂设计方面属于创新。压裂效率需要优化压裂位置、大小、方向、压力、以及其他指标使压裂保持在目标储层、形成最大接触以及实现碳氢化合物流量最大化和采出水流量最小化（King，2012年，第8页）。那么，米歇尔能源发现减阻压裂在压裂屏障（例如巴奈层页岩下的维奥拉石灰岩）薄弱的地区钻探的巴奈特井增产效果差，也不足为奇。在只有脆弱、稀薄或没有维奥拉石灰岩的地区，压裂可能渗透至巴奈特页岩之外，进入巴奈特下方的饱水层。

微地震波压裂成像技术可被用于改善压裂位置和方向，但米歇尔能源对该技术的使用非常有限。在圣地亚国家实验室和天然气研究院的帮助下，米歇尔能源分别于1995年和1997年尝试在巴奈特使用微地震波压裂成像技术，但是这些试验均以失败而告终。1999年末和2000年初，微地震波压裂成像技术获得了改进，米歇尔能源把该技术成功地用于大量加密井（为了提高产量在现有生产井之间的空间钻探的气井）。

3.2.2 地质知识

了解目标储层的地质条件，对于决定钻井位置、数量、方式和增产措施具有至关重要的意义。因此，积累地质资料是巴奈特开发历史的重要组成部分。20世纪80年代初期，米歇尔能源通过钻探可勘探（加深）气井以及掌握和分析二维地震数据来了解巴奈特的地质条件。巴奈特的某些特征被迅速掌握。例如，20世纪80年代初期，米歇尔能源的地质学家在怀斯县发现了两个主要的断层系，并了解到需要远离断层钻井。而某些巴奈特的其他特征被掌握的时间非常晚。例如，Stewart（2007年，第153页）指出，直到2000年左右，米歇尔能源才较好地“了解巴奈特的热演化、干气和湿气的分布情况以及岩石中的油相。”

有关巴奈特地质最重要和戏剧性的故事，是对其天然气地质储量的估算。储层的天然气地质储量是指该储层中可开采和不可开采气体的总量。显然，天然气地质储量对米歇尔能源的巴奈特开发战略产生了重要影响。1991年，米歇尔能源和天然气研究院联合开展了一个项目，通过分析巴奈特井的岩样估算天然气地质储量。对米歇尔能源来说不幸的是，1999年开展的一项新评估证明， 实际储量是1991年开展的该联合项目的天然气地质储量估算值的2.5倍或3倍 （取决是否将巴奈特的上部考虑在内）。巴奈特页岩被石灰岩构造分为下部巴奈特页岩和上部巴奈特页岩。上部巴奈特页岩比下部巴奈特页岩更薄，1999年的评估将上部巴奈特页岩考虑在内，而1991年开展的评估没有将其考虑在内。1999年重新评估之前米歇尔能源在巴奈特区块的所有气井是在下部巴奈特页岩钻探和完井的。1999年的重新评估改变了米歇尔能源在巴奈特的开发方式。第一，米歇尔能源迅速开始同时压裂上部和下部巴奈特页岩，大幅提高了新井的生产率。第二，米歇尔能源开始再次压裂现有气井，并在再次压裂过程中在上部巴奈特增加新井。第三，米歇尔能源开始钻探更多的气井，通过填补现有气井之间的空间来提高产量。第四，米歇尔能源开始在巴奈特的更多地区进行勘探。减阻压裂法的优化和天然气价格的提高也在促进这些新发展中发挥了作用。

1992年，米歇尔能源在北德克萨斯获得了首个三维地震数据集，并将该数据集用于评估一个比巴奈特更浅的地层。1994年，米歇尔能源首次将三维地震数据用于分析巴奈特。Stewart（2007年，第103页）指出，之所以获得涵盖20平方英里区域的该数据集，除“对巴奈特地质物理进行详细分析” 外， “还包括研究可能的断层/喀斯特间隔”。Stewart（2007年，第104页）指出，被德文能源收购之前，米歇尔能源“获得了北德克萨斯州大约500平米英尺区域的三维数据，其中50%的数据最终被用于巴奈特页岩地区。除了该数据明显的结构价值外，我们能够运用这些数据对项目进行详细的地震属性分析。”

3.2.3 钻探

在与德文能源合并之前，米歇尔能源钻探了800多眼垂直井，却只尝试钻探了四眼水平井。在合并之后才在巴奈特区块开始大量水平钻井。图6显示了1982年至2009年期间巴奈特新钻探的垂直井和水平井数量。

米歇尔能源在钻探方面的所有改良都是局部性的。从20世纪80年代初期至20世纪90年代中期，米歇尔能源把平均钻井时间（如挖掘到钻机拆卸之间的时间）从原来的18至22天降至11天，降幅接近50%，并把钻探成本降低了15%左右。钻探效率的渐进式提高涉及钻井液（如钻井泥浆）、井漏控制和井底钻井动力机的使用。当钻井液流入岩层而非返回钻井孔时产生井漏。

1991年，米歇尔能源在天然气研究院的技术和资金支持下钻探了第一眼水平井。但是直到1998年米歇尔能源才在垂直井商业效益不佳的区域钻探了第二眼和第三眼水平井。这两眼井在物理上是成功的，但是均未达到米歇尔能源的最低经济收益标准。出于这种原因以及1998年末和1999年初较低的天然气价格，米歇尔能源不愿意钻探更多的水平井。2000年末，米歇尔能源试图钻探最后一眼水平井。该项目受到了技术问题的困扰，在投入超过50万美元后终止。Stewart（2007年，第161页）指出，“类似 [试验]在技术领域是必要的，是学习过程的重要组成部分。”

3.3 环境问题影响米歇尔能源了吗？
 
与天然气采探——不仅仅是页岩气的采探——相关的环境问题，给米歇尔能源造成了重大影响。Kutchin（1998年，第38页）指出，20世纪90年代，多个原告团体起诉米歇尔能源，声称米歇尔能源的天然气采探活动造成了土地所有者生活用水的污染。其中最重要的案件是“巴莱特”案件。
 
巴莱特案件所涉及的环境问题与目前被广泛讨论的问题类似。该案件的原告是怀斯县的土地所有者，他们的生活用水来源于他们土地上的水井。自20世纪50年代至该案件发生时，米歇尔能源已经在怀斯县和邻县钻探了3500多眼气井。其中的大多数气井钻探至巴奈特以上的地层，深度为5000至7000英尺不等。原告的水井从200至400英尺的含水层抽水，原告声称，他们的水受到米歇尔能源12眼气井的污染，原因如上诉法庭所述，“该公司在气井上放置的表层套管不足，未能恰当地修复气井的套管泄漏，未能在气井的潜在生产区域实施水泥防护，未能恰当地封堵其中的一眼气井，未能恰当地用水泥涂抹其中一眼气井的表层套管。”

1996年3月，陪审团判决原告实际损失400亿美元和2亿美元惩罚性赔偿。1997年11月，上诉法庭根据程序事项和实质事项，推翻了初审法庭的判决：大多数原告在限制法令终止后提起诉讼，在限制法规有效期内提起诉讼的原告未能证明米歇尔能源给他们的生活用水造成污染。因此，原告最终一无所获。但是，米歇尔能源也为此付出了高昂的代价。诉讼费超过2000万美元；更重要的是，Kutchin（1998年，第38页）指出，在初审法庭判决的高额惩罚性赔偿被推翻之前，“[米歇尔能源的]方方面面一片消沉，从投资者对公司前景的看法、员工的士气、到未来的规划。”

3.4 米歇尔能源获得了哪些外部支持？
 
米歇尔能源不是在真空中运行的。米歇尔能源在开发巴奈特时，从天然气研究院、联邦政府、学术著作、其他运营商和服务公司获得了不同程度的帮助。
 
20世纪90年代，米歇尔能源与天然气研究院共同开展了一系列研究项目。Stewart（2007年，第94页）指出，其中的一个压裂分析项目“被证明是具有价值的，”另一个“旨在评估自然裂隙体系的存在、重要性及其与派生裂隙和后来的排水区域之间的关系”的项目也如此。在1991年合作开展的钻探项目中，井底发动机被成功地使用，这使得米歇尔能源进行试验并在后期经常使用井底发动机。而其他项目没有取得成功。1991年的天然气地质储量估算日后被证明至少错误2.5倍，这或许阻碍了巴奈特的开发速度。1995年和1997年使用微地震波压裂成像技术的尝试也以失败告终。1991年的水平钻井项目没有让米歇尔能源定期钻探水平井，这或许是因为水平钻井尚未在天然气领域实现商业化。天然气研究院还在储层和开采模型、油藏描述和巴奈特气井再次压裂方面提供了帮助，但是尚不清楚这些项目给米歇尔能源带来了哪些影响。

能源部的东部含气页岩项目发布了多份泥盆纪页岩报告和期刊文章，但遗憾的是，很难评估这些成果对米歇尔能源开发巴奈特有多大帮助。米歇尔能源至少有一位工程师拥有与泥盆纪页岩相关的经验，但是在某些领域把泥盆纪的经验用于开发巴奈特被证明是困难的。泡沫压裂法在泥盆纪页岩成功之后用于巴奈特没有产生良好的效果，米歇尔能源迅速转到凝胶压裂。米歇尔能源的工程师最初把泥盆纪视为生产参照，但是由于米歇尔能源巴奈特气井的初期生产率和后期的生产率下降均不同于泥盆纪页岩，他们不得不放弃了这个想法。
 
米歇尔能源或多或少地受益于联邦政府对非常规天然气的鼓励性定价和/或税收抵免政策。Stewart（2007年，第50页和第54页）指出，1982年，米歇尔能源开始“注册登记巴奈特区块新发现”，“鉴于未来可能的税收优惠，[米歇尔能源的多个部门]被指示去着手开始巴奈特致密地层天然气的申请。”1983年7月，米歇尔能源向德克萨斯铁路委员会申请，“根据1978年《天然气政策法案》第107条（b）款，把巴奈特页岩归为致密气层。”1985年12月31日，联邦能源管理委员会批准该归类。因此，巴奈特页岩根据《天然气政策法案》被归类为致密地层天然气而非泥盆纪页岩。如上文所述，致密地层天然气享受的财政激励小于泥盆纪页岩。第29条的税收抵免于1992年底到期，但是这似乎没有影响米歇尔能源；当时，米歇尔能源每年钻探的巴奈特气井的数量翻倍。相比之下，由于第29条的税收抵免到期，1993年和1994年，美国每年钻探的非常规天然气井的总数出现大幅下降（Kuuskraa和Stevens，1995年）。
 
米歇尔能源从他们对学术著作的分析中受益匪浅。例如，Stewart（2007年，第76页）指出，米歇尔能源的一位地质学家“于1983年对可能应用于[巴奈特]地区的文献进行了文献搜索。许多学术著作被证明是有帮助的，但是有一份学术著作值得特别关注。”这份特别有用的学术著作是德克萨斯奥斯汀分校（the University of Texas in Austin）一位研究生的硕士论文，其中指出了怀斯县米歇尔能源钻探大多数气井的区域所存在的主要断层。另一份对米歇尔能源的工程师产生巨大影响的学术著作是伊利诺斯大学香槟分校（University of Illinois, Urbana）的两位地质学家于1990年在《地球与行星科学年度回顾》上发表的文章。该文章帮助米歇尔能源的地质学家在20世纪90年代末更好地了解巴奈特的热历史。地层断层和热历史是企业决定钻井位置时必须考虑的重要的地质学特征。
 
此外，米歇尔能源还从聘用员工和与具备巴奈特经验的公司的合作中受益。“为了借鉴1998年聘用的地质学家在雪佛龙（Chevron）巴奈特科学中的经验，”由该地质学家于1999年对天然气地质储量的进行了再次评估。雪佛龙从巴奈特初探井中“获得了大量的地质学和储层资料，”但在1997年末决定出售其巴奈特资产，退出巴奈特区块。该地质学家知道雪佛龙的天然气地质储量估算较高，因而怀疑米歇尔能源和天然气研究院于1991年进行的天然气地质储量估算值偏低。在另一项重要的项目中，在巴奈特试验减阻压裂之前，米歇尔能源的一位首席工程师与联合太平洋铁路公司的人员会面，查阅了联合太平洋铁路公司的气井和压裂数据。上文曾经提到，联合太平洋铁路公司使用减阻压裂法开发致密气层。

最后，米歇尔能源从其聘用的服务公司的专业技术中受益13。自20世纪90年代中期开始，谦虚地球化学服务公司（Humble Geochemical）开展了米歇尔能源的所有热演化分析。自1995年开始，Timeslice Technology公司管理米歇尔能源的地震项目。在1999年的天然气地层储量再次评估期间，米歇尔能源依靠多家服务公司（如谦虚地球化学服务公司和核心实验室（Core Lab））开展了许多技术分析，其中包括地球化学分析和岩石性质分析。

3.5 米歇尔－德文的合并如何加速开发？

米歇尔－德文的合并大大加速了巴奈特区块的开发。图7显示了1982年至2012年期间巴奈特生产井的数量。米歇尔－德文的合并向行业发出了强烈的信号——巴奈特区块具有巨大开发潜力，但是水平钻井、微地震波压裂成像、三维地震成像以及米歇尔能源广泛应用的减阻压裂技术把潜力转变为真正的繁荣。

 

2002年1月，当德文能源以25亿美元收购米歇尔能源时，德文能源是北美最大的独立石油和天然气运营商之一。德文能源的2005年年度报告指出，其2001年总资产为132亿美元。合并后不久，不同于过去的米歇尔能源，德文能源开始在巴奈特钻探水平井。Stewart（2007年，第182页）指出，2002年钻探的五眼水平井表现“超过了此前的巴奈特井。”其中的三眼水平井位于低风险地区，两眼位于高风险地区——只有很少或没有较低的压裂障碍物——米歇尔能源未能钻探具有开采价值的井的地质环境。三眼低风险气井中每眼气井的最初生产率是米歇尔能源2000年和2001年钻探的垂直井的生产率的3.5倍以上。两眼高风险气井的最初生产率分别是米歇尔能源钻探的垂直井的生产率的2.5倍和3.3倍。正是由于这五眼水平井，2003年，德文能源申请了在五个县钻探80多眼水平井的许可。在五眼水平井的生产率被提交至德克萨斯铁路委员会并于2003年7月被公开后，其他25家运营商于2003年申请许可在七个县钻探100多眼水平井。
 
但是，由于一系列原因，水平井并不总是能够成功。Stewart（2007年，第183页）指出，最重要的原因是“缺乏对钻探侧面[地质环境]的了解”。为了了解地质环境，需要三维地震数据。德文能源明白三维地震数据对钻探巴奈特井的重要性，但它把这一从米歇尔能源获得的知识予以保密处理。在2003年另一运营商共和能源（Republic Energy）使用三维地震数据调整水平井的侧面位置，并与其他运营商分享信息后，才导致了巴奈特区块地震活动的激增。Stewart（2007年，第186页）指出，即使存在地震控制，“大多数水平井在某种程度上打破区域，与巴奈特下的饱水地层艾伦伯格的水相连。”为了优化压裂位置和高度，从而使与艾伦伯格地层的水的联系最小化，需要使用微地震波压裂成像技术。德文能源“在有可监测气井的任何区域”使用了微地震波压裂成像技术，部分运营商甚至钻探垂直监测井，用来监测附近水平井的增产过程。

4.  21世纪前十年的高天然气价格

如上文所述，米歇尔能源开发巴奈特页岩的步伐受到了天然气价格的极大影响。鉴于天然气价格对天然气公司盈利性产生直接和重大的影响，这一点不足为奇。2000年和2001年，米歇尔能源加速了巴奈特区块的开发，其中的部分原因是天然气价格在这两年中出现大幅增长，1998年至1999年的平均井口价格约为2美元/千立方英尺，而2000年至2001年平均价格为3.85美元/千立方英尺。2002年，天然气平均井口价格降至3美元/千立方英尺，但是在2003年至2008年的大部分时间中气价都超过5美元/千立方英尺。图8显示了1976年1月至2012年9月每个月美国天然气的井口价格。

伴随着钻探和压裂技术实现的巨大成功，较高的天然气价格意味着企业可以从钻探页岩气井中获得高额利润。这自然而然地吸引现有企业和新的市场进入者对现有和新的页岩气地区进行大规模投资。这是20世纪前十年页岩气迅速发展的重要原因。2003年至2008年天然气价格较高的一个主要原因是常规天然气产量的下降和经济的繁荣。页岩气产量的增加，最终压低了天然气价格。

5.  其他影响因素

在本章中，我们简要讨论地质条件、土地/矿产所有权、市场结构、可利用的水资源、管道基础设施、资本市场和其他因素在页岩气开发中的作用。这些因素推动了（至少没有限制）美国页岩气的开发，但是致力于开发国内天然气资源的其他国家可能不具备这些因素和条件。

5.1 地质条件

由于页岩气不利的地质学特征，页岩气的开发晚于致密地层天然气或煤层气的开发。但是，由于页岩气巨大的可采储量（和技术创新），页岩气成为最重要的非常规天然气。米歇尔能源集中开发的巴奈特页岩地区——巴奈特核心地区，具有两个特殊的有助于米歇尔能源启动页岩气开发的地质学特征。首先，该岩层位于米歇尔能源曾经生产天然气的浅常规地层下方。其次，该区域实际上是地质条件最优越的页岩层之一。不同页岩气区块在地质条件和盈利性方面具有显著差异。帝舵，皮克林，霍尔特有限公司（Tudor, Pickering, Holt & Co.）2012年的一份投资报告指出，在盈利性方面，巴奈特核心区域在美国所有干页岩气层中排位第三。14巴奈特核心区域只需要天然气价格达到4美元/千立方英尺就能实现10%的回报率，15但是伊格尔福特地区（Eagle Ford）的天然气价格需要超过7美元/千立方英尺才能实现同样的回报率。

5.2 土地/矿产所有权

美国页岩气的开发发生在具有私营土地和矿产所有权的地区。私营土地所有权促进了页岩气的开发，因为它为创业型天然气公司提供了一种从早期对开发新页岩区块所必要的技术创新投资中获得合理回报的方法。早期的参与者发现，他们能够以较低价格租得大片土地；之后随着开采天然气的成本降低，租约的价格逐渐升高。早期参与者正是通过土地交易，而非投资，获得了早期投资的财政收益。但是这一机制并不是完美的。私营土地出租的一个后果是不能协调井位，因此井位可能不是最优位置。此外，虽然公司为了保持租约需要在近几年内开展钻探活动，但这还使得投机企业在不进行大规模研发投资的前提下租入土地。事实上，最近“非用即失”这一特征导致了近期页岩气的供过于求和价格降低。

5.3 市场结构

在经济学文献中，一个长期以来的争论焦点涉及是大型企业还是小型企业更容易进行创新。美国页岩气开发的案例并不适用于之一简单的大小分类。与大型国际石油和天然气公司相比，米歇尔能源属于小型企业，但是与一般天然气公司相比，米歇尔能源属于大型企业。页岩气开采属于资本最密集的行业之一，米歇尔能源在巴奈特区块的开发历史表明，小型天然气企业没有对页岩气技术进行大规模和高风险投资的能力、经济条件或技术。事实上，大型独立天然气公司（如米歇尔能源、德文能源和共和能源）对早期的页岩气开发进行了大规模的投资，而且美国拥有大量大型独立天然气公司。大型石油公司的规模超过任何独立的天然气公司，而且具备开发能力，但是它们在早期没有对页岩气进行投资。对于大型石油公司而言，页岩气作为投资选择与常规石油和天然气相比吸引力更小。虽然本文并未讨论服务公司在米歇尔能源水平钻井和水力压裂方面的具体作用，但是石油和天然气服务公司确实为米歇尔能源的开发提供了帮助。

5.4 水资源可利用量

每眼页岩气井的减阻压裂需要数百万加仑的用水。在美国，虽然通常压裂用水需要可以得到满足，但某些区域水资源的缺乏越来越受到人们的关注。例如，2011年德克萨斯州发生了百年不遇的干旱，迫使天然气公司，特别是伊格尔福特（Eagle Ford）页岩地区的天然气公司“去更远的地方从农民、灌溉区和市区购买水资源，”并循环使用压裂液（Carroll，2011年）。2012年春季北科罗拉多的水资源短缺，导致石油和天然气公司与农民之间暴发了冲突，这是因为石油和天然气公司在剩余水量拍卖中的出价高于农民（Healy，2012年）。因此，虽然水资源充足性尚未给页岩气的繁荣造成限制，未来或许会成为限制条件。

5.5 天然气管道基础设施

在页岩气成为主要的天然气资源之前，美国早已经拥有把天然气输送给市场的分布广泛的管道网络。受20世纪80年代和90年代初期一系列联邦能源管理委员会法案的影响而出台的州际天然气管道（以及天然气存储设施）开放政策，同样具有重要的意义。此前州际天然气管道把管道输送和天然气作为捆绑产品进行销售，但是开放政策限制了州际管道的业务范围，使得其只能按照一视同仁的“先到先得”的原则提供天然气输送服务。这一开放政策有助于形成竞争性更强的天然气批发市场。请查阅Cuddington和Wang（2006年）以及其中引用的文献来了解更多细节。

5.6 资本市场

有些人指出，资本市场在页岩气开发中发挥了关键作用。在页岩气开始繁荣后，金融机构为天然气企业提供了大量用于钻探的资金，促成了大量大型石油和天然气公司收购从事页岩气钻探的（相对）小型企业的交易，也可能造成了近期页岩气的供过于求。16米歇尔能源还依靠资本市场（例如传统的银行贷款、发行股票、发行债券和私人配售），为钻探石油和天然气以及开发不动产项目募集资金（Kutchin，1998年，第35页。）但是，米歇尔能源不是因为多年来亏损的页岩气开发而募得了资金，而是尽管亏损仍然募得了资金。目前尚不清楚资本市场是否具备投资米歇尔能源开展的长期和高风险研发活动的动机。

5.7 其他因素

此外，其他因素也对美国页岩气的开发产生了影响。例如，存在普通可用的道路基础设施；存在废水处理的地下注入井（宾夕法尼亚除外）；大多数页岩盆地具有有利地势；虽然在宾夕法尼亚等地区，人口密度相对较高，仅在过去进行了大规模的开发，但是大多数页岩气地区人口密度低，且具有常规石油和天然气开发的历史.

6. 结论

我们对页岩气开发的经济、政策和技术历史的分析表明，页岩气的繁荣源于最终能让公司实现页岩气生产盈利的一系列因素。这些因素包括技术创新、国家政策、私营企业家精神、私有土地和矿产权所有权、21世纪前十年较高的天然气价格、市场结构、有利的地质条件、水资源充足性、天然气管道基础设施和一系列其他因素。我们研究发现，致力于开发国内页岩气资源的国家的政策制定者所面临的主要问题，是如何营造一个有利的政策和市场环境，使企业具有进行投资并最终实现页岩气生产盈利的动力。

与美国相比，不具备页岩气开发经验的国家具有一个主要优势，因为目前的页岩气开发技术比美国最初开发页岩气时的技术更为先进。现有技术为其他国家的页岩气开发提供推动力。但是，从而为使在页岩气地质条件和/或水资源与美国不同的国家开采页岩气田实现盈利，需要进行大量的创新，改造现有技术，开发新技术。例如，在中国钻探页岩气井的成本比在美国钻探一般页岩气井的费用高出数倍。为了大幅降低成本，需要进行技术实验、学习和改进。技术创新从哪来呢？

我们的研究表明，小型企业不具备进行必要的研发投资的能力，但是具备技术和经济能力的大型企业可能没有进行研发投资的动机。例如，我们注意到，中国的大型国有石油企业与美国页岩气繁荣之前的大型国际石油企业类似，由于现有的其他投资选择，似乎不愿意对国内页岩气进行大规模的研发投资。在美国，正是米歇尔能源等大型天然气企业对早期的页岩气开发进行了大规模的投资。我们的研究表明，如果一个国家试图通过行业政策促进页岩气的开发，市场结构问题可能是行业政策的一个重要着眼点。

在美国，政府支持的研发项目为技术创新提供了帮助，财政政策,例如税收抵免，为企业提供开采页岩气的动力。更重要的是，能够在早期以较低价格租得大片土地和矿产权，是开发页岩气的强大动力。遗憾的是，美国的情况较为特殊。在大多数国家，例如中国，地下矿产权归国家所有。政府可以通过拍卖分配页岩气区块，出台在规定时间内必须进行一定金额的投资开发拍卖区块的要求。该政策将迫使公司进行钻探活动，但是尚不清楚相对于出租私有产权，该机制提供的创新动力有多大。主要问题在于，企业是否能够通过参与招标确保获得足够大面积的区块，从而在未来为研发投资提供足够的收益回报。

在美国，撤销天然气价格管制为开发页岩气提供了动力。重要的是，在美国逐步撤销天然气价格管制之前，出现了严重的天然气短缺，这表明企业缺乏在政府制定的天然气价格低于市场价格时开采新天然气资源的动力。目前，在许多拥有大规模页岩气储量的国家，天然气价格是受政府管制的，其价格水平低于市场价格。价格管制妨碍企业进行大规模的页岩气开发投资，这不仅是因为价格较低，而且因为价格管制也带来了监管的不确定性。另一个相关的政策问题是天然气管道的开放政策，这促进了天然气销售和运输。

此外，我们的研究还提出了一个问题，即国家的页岩气政策应该如何与致密地层天然气和煤层气相互协调。美国的政府研发项目和财政政策涵盖了上述三种非常规天然气。开采页岩气在技术上更有挑战性，所以米歇尔能源在钻探页岩气井之前获得了大量钻探致密地层天然气井的经验，致密地层天然气——在较小程度上，煤层气——在页岩气繁荣之前经历了产量的大幅增加（参阅图1）。页岩气繁荣可以发生在此前没有在致密地层天然气或煤层气方面取得成功的国家，但是我们的研究表明国家需要协调非常规天然气和石油资源的相关产业政策。
 
我们的研究仅简要涉及环境风险问题，但是针对米歇尔能源的诉讼案件表明，美国的天然气公司早在页岩气开发的环境风险引发争议之前就受到了相关法律的约束。如果没有有效的法律法规的实施（这可能在发展中国家尤为普遍），企业可能不会采取足够的措施（如套管和粘合）来保持环境；因此，环境风险可能使页岩气繁荣变得不可持续。需要有力的环境法规来保证页岩气繁荣的可持续性。

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