页岩气跃进遇阻-【zixun】

页岩气跃进遇阻

中国页岩气网讯：页岩气这块饼很大，但仍然难以下口。

截至2013年上半年，全国共有页岩气勘探井和生产井80余口，其中24口井产气，日产量1万立方米以上的高产井只有6口，皆由中石油和中石化完成。页岩气第二轮区块中标企业仍处于前期物探阶段，未有实际产出。

《国家页岩气发展规划（2011-2015年）》（下称《规划》）已出台一年多，按照规划，到2015年页岩气的目标产量将达到65亿立方米，但是在多位业内人士看来，这个数字恐怕难以实现。

国土资源部（下称国土部）矿产资源储量评审中心主任张大伟6月在一次页岩气研讨班上坦承：“面对巨大的成本压力等问题，勘探速度较预期缓慢。”

“美国一口井一年的平均产量大概是500万立方米，要实现65亿立方米，就要1300口生产井。按照现在一口井大约8000万元到1亿元的成本，就算每口井都能成功，就要1300亿元。”中海油能源经济研究院首席研究员陈卫东指出，“要实现页岩气规划的2020年600亿-1000亿立方米的产量目标，最少需要打2万口井，就是2万亿元——这不是‘放卫星’吗？”

或许是风电和太阳能的泡沫殷鉴不远，页岩气的投资巨卷尚未展开，即陷入僵局。国土部地质调查局页岩气室主任包书景6月在一次会议上表示，原计划下半年进行的第三轮页岩气探矿权招标推出的区块数量将压缩在10块以内，而非之前预计的超过前两次招标区块总和（分别为4块和19块），更重要的是，推出时间也较预期延后，最快也要等到年底，且不排除今年搁浅的可能。

储量诱惑

页岩气特指从页岩层中开采出来的天然气，以甲烷为主，往往分布在盆地内厚度较大的页岩烃源岩地层中。

相比常规天然气，页岩气的开采寿命和生产周期更长，可以持续开采30年到50年。但单井稳定日产量为2万-20万立方米不等，与常规天然气单井百万立方米产量差距较大，采收率也仅有20%-60%。和其他非常规油气资源一样，页岩气资源丰度低，单位产出的开采成本比常规天然气要大很多，经济效率必须依靠技术突破。

尽管开采难度很大，饱受能源危机之苦的美国仍然迎难而上，自1821年钻探出第一口页岩气井，经历了漫长的积累和技术攻关过程，直到2005年开始大规模商业开采，近年来产量更是爆发。2009年，全美页岩气产量达到900亿立方米，与中国常规天然气产量相当。当年美国以6240亿立方米的天然气产量，首次超过俄罗斯，成为世界第一天然气生产国，一举逆转了天然气消费长期依赖进口的局面。2012年，美国天然气的净进口量为1516.4亿立方英尺（约合42.9亿立方米），是2007年的一半不到。

2011年，美国的页岩气产量再翻一番，达到1820亿立方米，占其天然气总产量的28%，十年前该比例仅有2.8%。美国目前生产的非常规天然气（页岩气、致密气和煤层气）约占其天然气开采总量的一半左右，预计到2030年这一比例将会达到65%。21世纪以来美国爆发的页岩气革命，不仅满足了国内大幅增长的天然气消费需求，实现了能源独立，更动摇了世界液化天然气市场格局，这一影响还将持续并愈发显著。

陈卫东认为，天然气价格因素是美国页岩气革命的一个重要推动。“在页岩气革命取得成功以前，美国的天然气主要依靠进口，价格比欧洲还高，甚至一度达到13美元/mmbtu（百万英热单位）。在页岩气大规模开发之初，美国国内天然气价格降至7美元-8美元，与欧洲现在的价格相当。而目前美国气价只有4美元，今年年初甚至低至2美元。”

北美能源独立进程为世界所瞩目，低廉的能源价格也拯救了美国的化工等行业。这个故事对“缺油少气”的中国来说诱惑力十足。尽管需求增长强劲，中国在国际天然气市场上的价格谈判却不占优势，非常规天然气的勘探开发也由此被认为是弥补常规天然气产量不足的重要出路。

更令人兴奋的是，根据美国能源信息署（EIA）2011年的统计数据，当前全球页岩气技术可采储量为189万亿立方米，其中，中国页岩气储量为36.1万亿立方米，居世界第一。

然而，专业人士对这个“世界第一”充满怀疑。首先，EIA的储量评价未包括中东、俄罗斯和中亚等地区，因为这些地区有非常丰富的常规天然气资源，还未进入讨论非常规油气的阶段。

2011年，国土部设置了“全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选”项目，将全国陆域分为上扬子及滇黔桂区、中下扬子及东南区、华北及东北区、西北区、青藏区五个大区，并优选出总面积为111万平方公里的180个有利区。评价结果同时得出，除了青藏区，中国页岩气可采资源潜力为25万亿立方米，大于陆域常规天然气22万亿立方米的可采资源量，也高于美国24万亿立方米的页岩气资源量。

不过，中国中化集团公司总地质师李丕龙认为，从中国页岩气评价区的地理构造位置看，“这一可采资源量数据的科学性仍令人难以置信”。有专家估计，中国的页岩气可采资源量为10万亿-12万亿立方米。

当前中国页岩气研究主要集中在页岩气聚集条件、资源潜力和有利区评价方面，全国页岩气资源潜力尚不清楚。2011年末《规划》制定之前，国土部共打了100口地质浅井和50口调查井，数量上并不能支持扎实的资源基础评价。研究表明，并非所有的泥页岩中都能发现具有工业价值的天然气。

资源量是由地层地质资料计算得出的潜在资源数量，而具备一定勘探程度的资源量才能作为资源储量，可在现行经济技术条件下供企业近期或中期开采。中石油西南油气田公司的一位工程师认为：“油气产业的发展不能以资源量为基础，用它来做发展规划基础并不牢靠，不确定性风险太多。中石油制定的页岩气规划，是根据探明储量来做的开发方案。”随着勘探程度的深入和技术的突破，储量才能越来越接近资源量。

由于直接的页岩气井筒资料较少，目前多数研究主要借用常规油气勘探资料数据、煤层气和固体矿产勘探资料数据。国务院研究室综合司副司长范必指出了国土部的难处：“出于成本的考虑，国土部把公益性的地质勘查工作交给了‘三大油’，中石油、中石化掌握了大量的地质勘查资料，但没有把这些资料完整地交给国土部。”他指出，在这样的情况下，国土部通过全面调查掌握页岩气资源分布的难度很大。

在对全国范围内页岩气资源尚未展开统一全面的地质勘探和资源普查的情况下，国土部分别于2011年和2012年进行了两轮页岩气区块招标，在石油企业已登记的矿权区之外的空白地区，划出了21个目标区块。

在此之前的2009年，国土部启动并实施的《中国重点地区页岩气资源潜力及有利区带优选》项目，首次设置了五个页岩气探矿权，鼓励石油企业在已登记的油气探矿权区块内开展老井复查和勘探。同年，云南滇东北页岩气区块获得国土部批准，成为中国首个页岩气探矿权区块。

2009年11月，美国总统奥巴马首次访华，中美签署了《关于在页岩气领域开展合作的谅解备忘录》，就联合开展资源评估、技术合作和政策交流制订了工作计划。2009年12月，中国第一口页岩气井——位于四川威远的“威201井”开钻，2010年8月试气获得成功。

包书景向财新记者介绍，目前全国共有26个页岩气区块，包括在传统油气区内申请批准的5块、第一轮招标的两块和第二轮招标的19块。现在真正进入实务工作量的，只有审批的5块和第一次招标的2块，常规油气区或者是煤层气区块也有公司在开展勘探，主要是中石化、中石油、中联煤层气有限责任公司（下称中联煤）和延长石油。

目前中国页岩气勘探开发主要集中在四川盆地及其周缘、鄂尔多斯盆地、辽河东部凹陷等地。其中中石油在其川南、滇黔北部矿权区内优选了威远、长宁、昭通和富顺-永川四个有利区块；中石化在黔东南、渝东南、鄂西、川东北、泌阳、江汉、皖南等地进行勘探活动，优选了建南和黄平等有利区块；中海油在皖浙等地区开展了页岩气勘探前期工作，以非常规天然气作为陆域油气资源开发的切入口。

据中石油勘探与生产分公司新能源处处长雷怀玉透露，中石油计划在2013年-2015年钻水平井122口，投产113口，到2015年完成页岩气商品气产量15亿立方米，日产气量538万立方米；2020年实现页岩气产量200亿立方米，2030年达到500亿立方米的目标。中石化则计划到“十二五”末新增页岩气探明储量500亿立方米，实现页岩气年产量1.3亿立方米，就地利用量1.0亿立方米。显然，不管《规划》中的页岩气产量目标能否实现，“三桶油”尤其是中石油的角色，都是压倒性的举足轻重。

不曾撕开的口子

这样的发展态势，有违国土部匆忙上马页岩气区块探矿权招标的初衷：打破中石油和中石化对油气区专营权的垄断。

按照当前的格局，参与页岩气勘探开发的企业主体大致可以分为四个阵营：以中石油、中石化、中海油和延长石油为代表的传统油气公司，以中联煤、河南煤层气公司为代表的非常规气公司，以华电为代表的电力企业，以及地方能源和城建投资平台。

长期以来，中国可供油气勘探的区域几乎全被“三桶油”占据，页岩气资源中77%的有利区块面积、80%的资源潜力处于几大油企现有油气资源区块内。国土部试图通过选出具有页岩气资源的空白区块放开招标，设立页岩气独立矿种进行单独管理，其最大意义就是希望在油气领域撕开一个口子，允许多种主体进入，让煤炭、发电等能源企业、地方政府投资平台、民营企业等非传统油气开发商分食页岩气开发的蛋糕。

2011年12月，国务院批准页岩气为中国第172种矿产，其勘探开发不再受油气专营权的约束。当年的6月27日，国土部进行了页岩气探矿权首次招标，中石油、中石化、中海油和延长石油、中联煤、河南煤层气等六家国有企业受邀竞标四个区块的探矿权。但这些坐拥传统油气专营区的企业明显积极性不高，有两个区块流标，只有中石化和河南煤层气中标了两个区块。

与第一轮页岩气探矿权招标相比，2012年12月的第二轮招标进一步放开，对投标企业只要求注册资金3亿元以上，不具备天然气勘查资质的企业可以与当地地质勘探单位合作，且没有国有、民营的身份限制。该轮招标共产生19个区块、16家中标候选企业，其中央企6家、地方国企8家、民营企业2家。

国土部近日有消息称，第二轮页岩气探矿权招标的企业，大部分已完成总体方案设计、调查评价和地震方案设计等前期工作，即将全面进入地震和钻探施工阶段。然而行业内仍对这些区块并不看好。

陈卫东认为，从勘探上来说，现在好的区块都在中石油、中石化手里，在传统油气矿区之外的空白区块很难有丰富产区。包书景也表示：“一般来说没有常规油气的地方，有页岩气的可能性也小一些。凡是有常规油气的区域，一定会有非常规油气，而且是常规油气越丰富，非常规油气也越丰富。”

更好的页岩气资源被拥有油气专营区块的中石油、中石化所占据，这直接导致了传统油气企业对国土部挂牌招标的区块兴趣甚微。

2012年11月，国土部发布《关于加强页岩气资源勘查开采和监督管理有关工作的通知》（下称《通知》），希望针对页岩气区块可能出现的“圈而不探”的问题进行监管。

《通知》中明确，“石油、天然气矿权人可在其矿业权范围内勘查、开采页岩气，但须依法办理矿业权变更手续或增列勘查、开采矿种，并提交页岩气勘查实施方案或开发利用方案。勘查投入不足、勘查前景不明朗但具备页岩气资源潜力的区块，现石油、天然气探矿权人不开展页岩气勘查的，应当退出区块，由国土部依法设置页岩气探矿权。”

上述规定剑指传统油企油气专营区中的页岩气资源，但油企不买账。中石油西南油气田公司的一名工程师向财新记者坦承：“油公司不想做的区块，绝对不是好的区块，都是难啃的骨头，存在打出来‘干井’的可能。它们招标出去的风险会更大，对不搞油气的公司门槛会更高。”

“为什么中石油也只在四川盆地选择两个最容易开采的区块？四川盆地有40多万平方公里，但我们只在1万多平方公里的区块里干。我们肯定先吃肉，然后再去啃骨头，如果让我们退出，我们肯定是拿骨头出来。”上述中石油西南油气田的工程师称，“这个政策实际上是促使我们把资源质量差的区块拿出来，砸碎骨头找骨髓，要么把那些企业搞垮，要么打乱了大公司的勘探程序。”

另外，从客观地质情况和技术角度看，设置独立矿种独立开采的设想确也值得商榷。中石油勘探研究院专家室副主任马家骥认为，在一个地质垂直截面上，往往存在多个储气层，有常规的也有非常规的，实际勘探开采中很难进行划分。包书景则提出了监管上的问题，“页岩气和煤层气、常规天然气的成分基本都是甲烷，到时候气打出来了，是不是页岩气也不好说，资料上做假也不容易发现，很难监管到井口。”

“鳄鱼进去，壁虎出来”

无法打破“三桶油”既有垄断是一方面，让包括“三桶油”在内的页岩气开发者望而却步的，是技术经济可行性难题。

美国页岩气勘探开发的历程证明，规模布井、水平井和分段压裂技术是实现突破的关键。中国的直井技术已经在常规天然气勘探开发中获得了成熟应用。包书景指出，由于页岩储层比较致密，比常规天然气资源丰度低、气量少，要用水平井分段压裂，才能使渗透率低的油气通过人为压裂把小空隙连接起来，扩大空隙释放气体。

资料显示，目前美国页岩气开发钻井中水平井占90%以上，仅2011年全美新增页岩气水平井超过1万口。

“多级清水大注入量压裂”是实现页岩高密度破碎的关键。美国有85%的页岩气井组合使用水平井和多级压裂技术，压裂段级多为20级-30级。而中国仅在四川盆地内部有几口水平井多级压裂取得成功和高产突破，例如中石油的“宁201-H1”和“阳201-H2”水平钻井、中石化的“彭页HF1”等，但整体上压裂段级数只有十多级，关键技术与设备材料需要依赖进口。

马家骥向财新记者透露，尽管中石油和壳牌公司在四川盆地的区块的水平井取得了成功，获得较高产量，但是诸如“旋转导向”钻头等应用在水平井上的关键的技术仍需要向外国第三方油服公司购买，价格不菲。

李丕龙亦指出，美国Barnett和Marcellus等页岩气水平井钻井的单井成本折合人民币约为1200万元-2500万元，压裂工程成本与钻井成本相近，每立方米勘探开发成本为0.30元-0.38元人民币。相比之下，中国页岩气钻井成本太高，每米进度为1.1万元-1.5万元，多级压裂成本每井次在2000万元以上。

2012年，中石油和壳牌合作的“阳201-H2”页岩气井单井日测试产气量一度达到43万立方米，长宁-威远页岩气国家级产业示范区的“宁201-H1”井测试初期日产量也在12万立方米以上；中石化在涪陵页岩气开发示范区的第一口井“焦页1-3HF”，初始日产气20万立方米，稳定产量在11万立方米。

页岩气井开发初期的日产量固然喜人，但仍需经受生产规律的考验。美国石油工程协会的研究报告表明，按照美国页岩气开发的经验，水平井初始日产量为6万-30万立方米，一年后将下降65%-80%，第二年下降35%-45%，第三年下降20%-30%，之后在每年5%的下降幅度水平上持续稳产25年-30年，经济开发极限为单井日产量2800立方米。

另外，虽然中国南方地区具有与美国东部盆地相似的页岩气成藏地质条件和构造演化历史，均属于古生代海相沉积盆地，但客观的地质条件差异，也使得中国的页岩气开采比美国有更大的难度，需要付出更高的成本。

中石油集团咨询中心的一位专家在接受财新记者采访时指出，由于地质条件和技术水平掣肘，加上整体作业效率低，在美国，垂直段3公里、水平段3公里的水平井，大约需要28天可以完成，而中国垂直段3公里、水平段1公里的水平井要打60天。

包书景总结道：“2000多米的直井井深加上1公里的水平段，到开发阶段美国平均每口井的钻井、完井和压裂成本大约是260万美元，我们现在高的差不多要1亿元人民币，低的也要8000万元左右，比美国2倍还要多。”

中国天然气田的管网价格受到发改委的管控，而目前产出的商品页岩气将就近并入天然气管网，按相同价格水平销售，其中川渝气田工业用气的门站价格为1.5元/立方米。中石油多位专家透露，目前该公司开采出来的页岩气，每立方米核算下来有0.6元的亏损。因此，即使占据着最好的区块，但中石油、中石化对页岩气的态度非常谨慎——如果不用“消极”一词的话。

“一个不完全的统计，美国页岩气革命的这五年，就有1600亿美元的投入。”陈卫东认为，开发页岩气是要靠打井堆出来的，由于钻井费用高昂，当前国内的投资能力并不能维系大规模的勘探开发。“无论从技术准备还是天然气价格上看，‘三桶油’内部都认为页岩气开发的时机还不成熟，还处于做技术准备的阶段，等待经济可行。”他说。

一位熟悉油气领域的投行人士亦向财新记者表示：“大油企在页岩气上没有太多动力，它们有更好的投资机会，会优先开发常规气田和致密气等风险低的好项目。”

7月初，中石油曾表示，其在“十二五”期间将“优先发展致密气，积极发展煤层气，稳步发展页岩气”，将页岩气放在非常规天然气布局序列的末位。前述西南油气田的工程师解释说，传统石油公司会根据自身的勘探发展业务的需要，从常规到非常规、从易到难，这是油气行业一以贯之的发展思路。

美国开始在页岩气上发力，肇始于常规天然气的开采程度已经很高，资源潜力下降。马家骥指出，美国常规天然气的开发程度已经超过50%，而中国还没有到这个阶段，常规天然气的开发程度只有10%左右，开发常规天然气的收益更好：同样是打一口井，开发常规气的钻井技术已经成熟，钻井成本比页岩气井低，产量却是页岩气的很多倍。

为调动企业的积极性，财政部与国家能源局2012年11月出台了针对页岩气开发利用的补贴政策，今后三年，中央财政对页岩气开采企业给予每立方米0.4元的补贴。不过，按照政策中的表述，只有开发出来的页岩气才能获得补贴资金，然而目前多数区块尤其是第二轮招标的区块仍处于勘探初期。“只有产出气才有补贴，但是勘探前期投入很大，很难撑到产气的那一天。”陈卫东表示。

这种谨慎态度，似乎也传染到了那些国际能源巨头身上。与中国油气企业签订有页岩气开发合作意向的外国公司包括壳牌、埃克森-美孚、新田、康菲和雪佛龙，但目前取得勘探和产量成果的只有壳牌和中石油合作的项目。中石油和壳牌分别以51%和49%的出资成立合资公司，在四川富顺-永川合作区块勘探开发，并进行产品分成，壳牌承担了主要的投资成本和勘探风险。据壳牌中国知情人士介绍，壳牌每年在中国的非常规油气区块投资规模为10亿美元。

目前看，对页岩气开发投资仍明确保有积极态度的，似乎只有具备雄厚资金实力的非油企国有公司，比如以华电集团为代表的发电企业（详见辅文“电企页岩气冒险”）。对那些意图进入天然气上游拓展业务链的地方能源国企和能源投资平台来说，资金压力巨大。按照标书，第二轮招标出让的19个区块，需要三年内投入128亿元的勘查资金。

以17.35亿元中标重庆黔江页岩气区块的重庆市能源投资集团公司，是第二轮招标的“标王”。但是因其业务领域宽泛，捉襟见肘的资本支出恐怕难以支撑其“尝鲜”页岩气的冲动。2012年该公司的资本支出总额为57亿元，而未来三年其各项业务板块的在建和拟建项目总投资超过400亿元，将面临较大的资本支出和融资压力。

第二轮招标对投标企业的实力要求，只占评价考量因素的很小一部分，而计划资金投入量和勘探开采方案等占据了80%的权重。据了解，招标探矿权的有效期为三年，需要完成承诺勘探储量和投资额，但对产气量并无要求。为了保住矿权，有可能存在盲目投入或者超前投入的风险。

未来发展方向

晚至20世纪80年代，中国地质学家才开始注意到富集于泥页岩中的油气藏，2004年，中国地质大学与国土部油气资源战略研究中心合作，对北美页岩气开发进展进行跟踪。这种“全新的传统能源”在2010年后成为中国产业界一大热点，除了美国榜样的力量，还归因于全国上下保障能源供应、改善能源构成的迫切需要。

2012年，国内天然气产量1077亿立方米，较上年同期增长6.5%；天然气进口425亿立方米，同比攀升31.1%，天然气对外依存度达到了28.9%——这一比例在2007年只有2%。2010年天然气占中国一次能源消费的比例为4.4%，远低于全球23.8%的水平。按照能源发展“十二五”规划，到2015年，天然气在一次能源消费中的比重将上升到7.5%。

尽管页岩气看上去很美，但实现目标仍得依靠常规气。中石化勘探开发研究院咨询委员会副主任张抗指出，现阶段仍要把常规油气的增储上产放在首位，不能主次倒置。“非常规资源的开发应首先在老油气区、经济较发达地区实施，因为老油气区不仅有相当精细的地质和烃源岩资料，也有较为完备的勘探开发基础设施，经济发达地区的市场需求也创造了就近利用的条件。”他认为，“‘十二五’页岩气发展规划不应对页岩气产量设定过高目标，而应该对页岩气资源勘探提出较高目标。”

埃森哲大中华区董事总经理杨葳认为，美国的页岩气之所以能够实现经济开发，是因为这个行业形成了一个生态圈，美国活跃的经济制度环境刺激了生态圈里每一个价值链上的运作者，并能够实现共赢合作。

与中国不同，美国80%以上的页岩气由中小公司生产，而非传统油气巨头。2005年美国页岩气生产商有23家，2007年增加到64家。中小公司迫于高成本压力，不断进行技术革新，成为美国页岩气开采技术快速进步的主要动力。

陈卫东介绍说：“美国一开始掌握技术的都是小公司而不是大公司，因为它们的投资回报模式不一样。它们的页岩气开发更像一个连续生产的过程，打出点气就接到管网出来卖，有了钱继续打，它们的勘探、开发和生产阶段是连续而重叠的。”

美国从区块准入、勘探、服务、生产到消费等各个环节，企业都能随时进入和退出，无论是大公司还是小公司都能实现价值。“从美国的历史上来看，常规的能源资源开发到一定程度的时候，大的石油公司认为没有太多的价值了，可能就把油田卖掉离开。但独立的石油天然气公司还会继续在这个常规的资源层级继续开发或者勘探，去寻找更多的价值，并在进一步的勘探中找到页岩气。”埃森哲清洁能源研究专家梅丽莎·斯塔克（MelissaStark）表示。

对于现行由国土部牵头招标、分区块吸引地方企业和民营企业进入的页岩气开发模式，国务院研究室综合司副司长范必认为，从能源行业改革来说，是打破垄断的很有意义的事情。不过厚朴投资管理公司董事长方风雷则认为，两轮招标后仍未见成果，证明这种由政府主导、中小型企业进入的办法效果并不好。他对财新记者分析，美国页岩气发展依靠的是私营企业尤其是小企业创新的力量，但中国不具备这样的条件。一方面，中国的私营企业规模太小，投资和风险承受能力差；另一方面，中国资本市场不配合，融资受各方限制。

“比较容易见效的办法，应当是由国家出钱，按上世纪80年代搞中海油或者当年大庆会战的办法，由国家立法和统领，设立开放式公司制的国家公司。”方风雷说，“这个国家公司可实行股份制，让民企和外资进来，中石油、中石化也可以入股。”

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