页岩气产业的生存博弈

2014年12月，在时隔3个月之后，中国能源网再次走进川渝，我们和非常规油气产业联盟的专家们一道考察中国页岩气产业。这一次与先前相比，最大的变化是国际油价下跌之后，美国页岩油气产业正面临着冲击，中国的页岩气因产量较少加之国内天然气市场的特殊性，低油价的影响还未过多显露。

榨菜帮助国人读准了"涪"字，但现今让涪陵扬名的却成了页岩气。

虽然目前在重庆涪陵国家级页岩气示范区和四川长宁-威远国家级页岩气示范区，中国页岩气已经交出了不错的答卷，但业界仍有人对页岩气的资源前景、技术装备和能否经济性开发仍持有怀疑态度，悲观预测直观的显现在对三轮招标期待降低和股市页岩气相关板块起伏，无形中却裹缠着页岩气健康发展的脚步。

资源、技术和效益，“老三样”的问题真会成为中国页岩气前进路上迈不过的三道坎么？

“家底”之争

从重庆市区出发，向东驱车近100公里便可到达涪陵。通往焦石镇最近的路线由于坡陡弯急，考察组选择沿乌江向南绕行。随着距离目的地越来越近，沿途来自中石化、中石油和民营油服公司的大型页岩气作业车也更加密集，这让两边树着“高规格建设能源示范镇”标语的道路显得有些拥挤。当前，焦石镇政府的工作基调中包含着“与重点工程相结合”，这指的是中石化的涪陵页岩气开发。

油气开发能够带动区块周边的经济发展、改善老乡生活水平，这原本不是新鲜事，但随着我国页岩气资源量及分布的数据被公布出来，这块“大蛋糕”吸引了太多人的目光。

据2012年国土资源部评价结果，中国南方三套海相层系（龙马溪组、牛蹄塘组、泥盆系-石炭系）页岩气地质资源量65.3万亿立方米，占全国48.6%；技术可采出资源量9.6万亿立方米，占全国38.3%，资源潜力巨大。在我国《页岩气“十二五”发展规划》中，2020年页岩气产量要力争达到600～1000亿立方米。

但是，国家能源局在今年的“十三五”能源规划会议上，国家能源局局长吴新雄表示，到2020年我国页岩气产量将达300亿立方米。这与“十二五”目标相比，此次规划目标产量下限下调一半。

有专家推算，我国海相页岩气可落实的资源量估算值进一步缩减。有人悲观预测，因为我国页岩气资源禀赋不清，地质条件远比美国复杂且开采难度大，在第三轮页岩气招标进入倒计时之际，国内页岩气开发的形势看来不太乐观。

关于页岩气资源问题在2009-2011年讨论较为集中，美国贝克休斯公司北亚区销售总监胡泊在接受笔者采访时表达了自己的看法。他认为，对于中国页岩气的技术可采资源量，是通过相对简单的几何算法，通过页岩区块的面积、地层厚度、延展宽度以及有机质的含量和成熟度，大致计算出来的总量，因此准确性不会很高，对于真正有意义的技术可采储量恰恰是最不确定的部分。

壳牌中国上游业务负责人也表示，针对中国的页岩气储量，多家机构采取在大规模地质概念基础上进行预测和评估，因此出现不同的数据结果。中国的页岩气开发目前没有形成成熟的市场，自然会存在着观念上的差异。

在川渝考察期间，有专家向中国能源网表示，当前能否实现商业性开发和经济开采是关键问题，各页岩气区块地质情况不同，应该通过技术创新、工程工艺攻关实现新的突破。而就中美两国页岩气地质条件的对比，美国专家指出，通过比对北美东、西海岸钻井后各自取得的岩芯资料，它们在地质结构上同样存在差别。

据国土资源部的数据显示，截至2014年7月底，全国共设置页岩气探矿权54个，面积17万平方公里；累计投资200亿元，钻井400口，其中水平井130口。国土部表示，我国页岩气勘探力度不足。即便在美国，能源信息署的页岩油气数据与其他方面的数据一直有比较大的出入，这也说明获取页岩油气相关数据的困难性。

中国工程院院士、石油勘探开发专家胡文瑞认为，对页岩气要少点悲观多点自信。非常规天然气是一个“过程性概念”，他认为，待完成技术成熟和价格合理等因素后，非常规天然资源可以转化为“常规资源”进行开发。

位于美国德克萨斯州的EagleFord初期仅被认为是普通的天然气田，从2009年开始，页岩油开发逐渐兴起，通过配套基础设施逐步完善，在EagleFord作业的公司在过去5年页岩油气产区新打油井的初始产能提高了65%。

技术创新与进步，使得过去无法有商业利润开采的页岩油气资源可以吸引新的风险投资并持续扩大开采规模。中国有约600万平方公里页岩分布，理应有相当丰富的页岩油气资源，关键在于能否在体制机制和技术双创新中获得可观的投资回报，实现商业可持续性。

技术、装备进展无碍

非常规油气资源开发，必须走一条非常规开发之路，胡文瑞院士分析指出，要坚定不移的“技术为先，致力于低成本开发”。页岩气勘探开发主体技术也是实现规模效益开发的重要因素，那么发展情况到底如何呢？

页岩气开发的大型车辆让武陵山深处的小镇显得有些拥挤。身着杰瑞工装的工人指挥着对向开来的江汉连续管作业车从川庆测井的车辆旁通过，涪陵页岩气开发的开放程度可见一斑。

当涪陵页岩气考察组所乘的车辆还在武陵山深处跋涉时，另一组考察团也已经启程赶赴威远。在考察过程中，中国能源网在川渝对页岩气水平井多级压裂、“井工厂”作业模式和适合中国地质特点的页岩气开发技术等进行了解。

在页岩气开发成本中，钻机及相关设备租赁费用占较大比重，提高钻井效率自然成为降低成本的重要手段。在中石油，西南油气田公司运用水平井+体积压裂工艺提高单井产量，以井组接替实现稳产、市场化运作、工厂化作业、标准化设计、数字化管理为手段提高效率和效果。其实，中石油在常规领域早已开展钻井提速工作，该公司页岩气事业部总地质师王兰生告诉中国能源网，在页岩气开发中，通过优化井身结构，运用旋转导向、旋转下套管等工艺技术，钻井速度提高。按照他给出的数据，长宁地区钻井周期由140天缩短到60天以内，最短34天；威远204井区钻井周期由150天缩短到90天以内。

中石化则在涪陵重点推进“工厂化”钻井。据中国能源网了解，通过“工厂化”作业，页岩气井口间距10米，钻机以轨道和步进方式进行移动，可以实现横块预设、位置预设和快拆快转装，其中装备由江汉四机完成制造。此外，实现了同开次钻井液的循环利用，研发了“井工厂”地面设备配套方案、三维井眼轨迹优化设计技术和山地“井工厂”作业程序。

目前，中石化在焦页30号平台，国内首次陆上轮轨式“井工厂”钻井试验已经取得成功，将以往单井纵向一次完钻优化为同平台多口井流水线、批量化钻井作业，该平台4口井完井周期共205天，平均单井完井周期控制在51天以内。国内页岩气开发最大规模“井工厂”同步交叉压裂施工在焦页42号平台取得成功，4口井17天压裂75段。

页岩气开发中，水平井和多级压裂相关技术、工艺和装备的突破至关重要。中石油通过与中石化、壳牌公司交流，共同研讨页岩气体积压裂改造技术，结合长宁、威远区块地质特征优化压裂设计及施工方案，完成威远H3-1井压裂施工体积改造，完钻井深4850米，水平段长1505米，压裂19段。

中石化则形成了页岩气长水平段压裂试气工艺技术及组织模式，最引国人关注的国产化复合桥塞送进工具应用成功，打破了坐封复合桥塞必须依赖进口的送进工具的制约，为降低页岩气开发成本提供了新的技术手段。

中国能源网考察得知，民营装备制造和油服企业参与页岩气开发热情普遍高涨，在世界石油价格低迷的大格局下，中国的页岩气开发为包括传统油企下属的装备制造和油服队伍都开辟了新的市场空间，吸引了包括宏华、杰瑞、科瑞等一批民营装备制造企业和油服队伍。

“若论页岩气勘探开发相关的单项技术，中国基本都可以，但整体应用起来还需要更加稳定。”这是现场听到的较实在的一句评价，对于一线的作业者，他们需要时间。

商务模式待创新

中国能源网对同行的第二轮页岩气开发招标中标企业进行了解后发现，这些企业在开发过程中普遍遇到较大困难。由于中标区块地层地质条件复杂，地下情况难以摸清，地方国企和民营企业的承受风险能力与国有大型油气公司无法相比。根据目前开发情况看，在“十三五”期间，这些中标企业的区块还难以建立稳定产能，实现商业化存在难度。

威远页岩气工厂化压裂现场

从2012年开始，中石油和中石化等国内主要油气公司在以四川盆地为中心的南方地区开展页岩气攻关工作，现已在涪陵、长宁、威远和昭通地区获得较大突破。但从公开发布的我国页岩气单井成本发现，中石油平均5500万元，中石化涪陵8000万元左右。

偏高的单井成本虽然可以通过系统的技术进步和规模化开发来降低，却也暴露出我国部分企业还是以常规思维开发非常规油气从而步入困境。

（一）开发模式与投资回报成矛盾

在考察前一天的会议中，页岩气单井造价和页岩气成本成为重点讨论的问题。

考察中专家指出，结合页岩气发展的阶段实际，单井成本会与作业时选择的压裂段数、工艺选择等关键因素不同而存在差异。

当前，计算中国页岩气钻井成本比较复杂，在并不充分的市场环境里，要完全成单井核算几乎做不到。采访中专家也表示，盈亏需要产量衰减曲线判断，由于目前示范区生产井开发时间较短，仍需1-2年后才会明确显现，并对盈利与否进行判断。在此情况下，想入围的企业很难获得一个重要的投资判断标准。

从中石化得到的最新数据显示，涪陵页岩气田从2013年起进行开发试验，当年建成5亿立方米生产能力，2014年累计建成产能25亿立方米。其中，焦页1HF井按照6万立方米/天配产，目前已连续稳定生产760天；在焦页6-2HF井，采取放大压差方式生产摸索页岩气生产规律，该井从2013年9月29日开始至今已累计产气1.3亿立方米。

限于中国页岩气开发理论和技术有待摸索，放大压差生产模式仅在页岩气评价井中应用，而生产井采取的定产模式则让有意投资页岩气的企业有些迷茫。

目前，在我国公布的页岩气开发井中，井口成本气价约为1.78-1.8元/立方米。但在实地考察中得到的回答是：该井口气价却是基于油气行业内通用的公式计算得来。方法是采用按配产6-7万立方米/天、稳产20年、行业基准收益率为12%，结合当前对外公布的单井成本和可借鉴的页岩气产量衰减曲线而最终计算出来的数字。而对应的井口价格已经不低，如果是这样，12%的收益率对投资方的确没有吸引力。

但实际情况是，井口配产的多少对页岩气收益计算的影响一目了然。尽管对于页岩气井快放和慢放的选择与保护地层压力提高采收率和保障地方用气到底有多大作用谁也没有明确的定论，但许多业内专家们还是会以“常规的一直这么操作”作为依据。

在美国，页岩气生产方通常采取“井井核算”，投资方要求3年内收回初始投资，页岩气井产量会根据市场需求及价格进行调整，属市场行为，即便采取限产也是出于对于当前气价高低和管道输送能力限制等条件的考虑而定。

“咨询美国本土页岩气生产企业和在中国开展业务的油服公司得到的结果是，页岩气生产中采取快放和慢放情况都存在，但是选择快放的越来越多。”中国能源网首席信息官韩晓平认为，采取快放方式带来几个好处，一是可以快速回收投资，二是良好的内部收益率结构可以在资本市场吸引更多投资者；三是可以进行季节性压力。

但在我国目前天然气市场环境下，拥有资源的两大油气企业，同时具有代表国家为经济发展保证能源供给的任务，以及肩负社会责任，但作为企业还必须国资委要求完成收益率考核，如何确定合理的开发模式确实很难判定。因此，在我国当前油气生产模式下，若想采取北美快速钻井、快速生产、快速回收的模式，存在制度上的制约因素，同时被制约的还有外来投资进入的可能。

（二）常规生产思维阻碍融资模式创新

2006年之所以被称为北美“页岩气革命元年”，正是因为这一年美国页岩气开发投资主体发生了重大的变化。当时，虽然投资者仍然为中小企业，但支持者已经从传统大油气公司和以华尔街为首的保险基金、养老基金、教师退休基金等，转向硅谷原本支持IT的创业型基金。这些基金投入后的最大变化是在油气投资中没有任何负担和包袱。

据了解，美国支持页岩气的私募股权基金、创业投资基金和风险投资基金，对于投入并不需要快速回报，且在产业面临危机时迅速做出退出和继续投资的选择。页岩气产业需要将这类风险资本引入。

我国页岩气开发沿袭常规油气的长链条产业模式，正在阻碍民间资本进入和增加民间投资的风险。作为长链条的油气工业，需要直至最后卖掉产品才能回流现金。美国的工业体系已经将产业链条打散，每一段资本可以自由进出。这当然基于美国拥有活跃的交易市场，而中国目前油气工业结构是从上游、下游、工程服务到装备制造等环节都集中在大公司手中。

即便资本和中小企业“天生逐利”，但这些外来者却拥有无穷的活力，他们需要的仅仅是还原页岩气的真实资源商品属性和探索有利可图的开发模式，这样他们尽可找到在产业链条上的所处位置并尽其所能。首先，要将思维中的沟沟坎坎铲平。

川渝页岩气一线考察，让我们见到了传统油气企业“石油人”的责任担当，地方官员为抓住机会造福民众的积极奔走，民营企业老板坐拥优势技术却难以进场的无奈……他们面临的现实困境，也揭示了当下中国成功开发页岩气急需新的改革与创新。