中国页岩气勘探开发进展(7-4)

中国页岩气勘探开发进展（7-4）

胡经国

17、地质条件并非页岩气开发障碍

据报道（20141028），美国能源公司（ECA）首席技术工程师、博士载文指出，中国页岩气开采规模和技术进展迅速，但是离美国等国家仍有较大差距。长期以来，一个认识误区是中国特殊的地质构造条件阻碍了该行业的发展速度。

美国各页岩气田（以海相为主）也存在巨大的地质结构差异，这一点和中国的海相页岩气田的地质条件十分类似。即使在美国第一大页岩气田——马塞勒斯气田的不同区域，其地质条件也存在着巨大差异。如果简单地以某地的地质条件来代表整个区块或者整个国家的地质条件，那么就可能做出偏离实际情况的决策。

美国各页岩气储层的埋藏深度变化很大，这也与中国主要海相页岩气田相似。在美国，不但有埋深在2600米以浅的马塞勒斯页岩气田，也有埋深达到4000米的海恩斯维尔（Haynesville）页岩气田（已大规模商业化开采，目前已形成年均超过800亿立方米的天然气产能）。

由于页岩油气储层的自生自储自封特性，因而根据实际勘探开发经验，褶皱和断层等复杂地质条件对页岩气田的可采储量有一定的负面影响，而储层埋藏深度的加深对成本的增加也确实存在一定的影响。但是，就目前的实际作业结果和当前纽约交易所天然气价格（约人民币0.85元/立方米）来看，一旦可采储量达到商业化开发要求，只要能够有效地把握褶皱和断层的走向分布，结合其他公司在类似地质条件和埋藏深度下作业的经验和教训，合理地设计作业方案，复杂地质条件和4000米以浅的埋藏深度丝毫不妨碍优质高产页岩气田的规模化开发。

需要特别说明的是，任何形式的勘探开发都必须从最基本的地质条件着手。在进行相关勘探开发方案研究和技术体系构建过程中，务必跳出因区域地理位置不同或国别不同则地质条件不同的传统思维框架，而应该从最基本的地质学和物理化学规律去科学分析。

从美国页岩气行业总体情况来看，特定地质条件和深度下的商业化开采，投资回报率受天然气价格影响最大。当纽交所天然气价格突破每立方米2.16元人民币（约10美元每百万英热单位）时，根据经济模型（以气价、井的产气量随时间衰减曲线、10%贴现率及井的勘探开发生产总成本为主要参数的综合模型）的分析结果，对于大多数公司来说，开发3000米以浅（含3000米）的储层可实现远超50%的年化收益；开发4500米以深的具有合理可采储量的储层依旧能够产生年化收益20%以上的良好经济效益。

如前所说，中美各海相页岩气田从地质条件和埋藏深度上存在诸多相似

性，中国目前的天然气价格也普遍高于2.16元。从全球来看，相关开采技术装备和服务市场不但不存在垄断，而且竞争激烈、物美价廉。在此基础上，一旦开放市场且监管到位，中国有关企业便可实现优于美国油气勘探开发企业的投资收益。

在相关技术装备国产化以后，如果市场机制和监管到位，那么开发成本还将显著下降。中国企业将极有可能实现远高于美国油气勘探开发企业的年化收益率。天然气价格也有望在当前基础上实现下调。从而，有望大幅拉动相关工业板块的总体发展。因此，中国页岩气不但开发潜力巨大，各参与企业盈利空间巨大，而且潜在的经济和社会效益难以估量。

18、能源“十三五”规划重点改革领域

据报道（20141030），国家发改委能源研究所能源经济与发展战略研究中心副主任姜鑫民，14日在上海参加第四届ECF亚洲页岩气峰会时表示，能源“十三五”规划已经启动，改革重点提到页岩气和核电，改革重点领域为矿权、投资、价格、管理体制，进一步发挥混合所有制模式实现优势互补。

“搞资源没有矿权不行，资源重叠也不行。”姜鑫民说：“页岩气投资看上去市场很热，但实际上投入多少。比如，第二轮页岩气招标投资看上去很热，但实际落实却不理想。最终雷声大雨点小。”

在定价方面，“如果没有利润的话，投资人是不愿意投的。”姜鑫民坦言，虽然页岩气出厂价实行了市场定价，但销售端还是受调控的。这使得终端销售环节仍存在不到位的地方。

另外，管理体制方面也是政府接下来调整管理职能的一个重点。除了取消下放审批权之外，政府如何发挥角色，如何促进页岩气产业行业发展也是研究的重点。

同时，“十三五”期间，混合所有制将进一步推进，发挥更大的作用，实现各种所有制优势互补。

姜鑫民还介绍，要研究中央企业和地方国企、民间资本如何合作，中央和外资企业也可以混合。“英雄不论出处。民间资本有资金、央企国企有区块资源、外资企业有经验和技术，只要能把页岩气发展起来，都是可以的。”

19、求解中国式页岩气革命路径

据报道（20141030），中国能否“复制”美国页岩气革命？时至今日，业内对此依然持有争议。

虽然官方已将2020年页岩气产量目标下调了一半，但这似乎未能消褪“两桶油”的开发热情。有消息称，中石油砸下重金，计划投入130亿元与中石化开展“页岩气竞赛”，豪言明年的目标产量要飙升10倍以上，达到26亿立方米。

“两桶油”快马加鞭，你追我赶，但民企则望而却步。几年前第一轮招标时的热情早已冷却。这一冷一热之间，道出了中国页岩气开发的尴尬与无奈。中国如何才能实现页岩气开发的大突破？

在近期召开的某页岩气论坛上，业内诸多专家对此问题开出了很多非常有价值的“药方”。华夏能源网研究员吴可仲对专家观点做了梳理，呈现如下：

⑴、涪陵焦石坝是特例？

目前，地处渝中的涪陵是国内页岩气开发仅有的一张“名片”。据介绍，涪陵焦石坝已经初步架起了西部“页岩气走廊”，产建配套60口井，集气干线50公里，日输送能力达600万立方米，开采气体实现了100%商业化销售。

然而，尽管涪陵页岩气开发风生水起，但其他区块的勘探开发工作却迟迟没有取得突破进展。

据专家透露，第一轮页岩气招标中，中标的企业区块分别完钻一口直井（牛蹄塘）和一口水平井（龙马溪），均没有实现突破，主要原因是保存条件差。第二轮中标企业中，基本完成了二维地震勘探和区块评价，少数企业第一口探井进行压裂试气，或进行钻探，没有压裂，多数企业正在部署钻井，还有少数企业在观望。总之，国土资源部前两轮招标区块目前还没有一个实现工业气流的突破！

涪陵页岩气长期一枝独秀，业内有声音认为这可能是中国页岩气开发的一个特例。但是据认然，焦石坝不是特例。焦石坝地区是龙马溪组的一部分，还能找到下一个焦石坝，川南地区就应该有。随着其他区块勘探开发的深入，不排除找到下一个焦石坝的可能性。

⑵、采用“以大带小”的商业模式

目前，页岩气矿权过于集中在少数石油企业手中，而这些企业的主要精力放在常规油气，累计投入有限。虽然中石化在页岩气开发方面投入相对活跃，但也仅仅局限于四川盆地及周缘地区。

据认为，非油企业在中标页岩气区块以后，由于缺乏技术平台支撑，勘探思路不是很清晰，所以投入谨慎。这也是页岩气勘探开发工作为何迟迟难以打开局面的原因之一。

“传统的中石油、中石化这些央企，可以和社会资本、地方资本进行合资来开发页岩气，把央企的技术实力和民营资本结合起来”。中石油政策研究室发展战略处处长唐延川说：“页岩气开发要解放思想，创新发展模式，可以采用‘以大带小’的商业模式”。他认为，大公司和小公司的作用不尽相同。“我们国家的大公司和小公司与美国不太一样。美国的小公司也是长期从事油气勘探开发的公司，具有相当的技术在手里。所以，美国开发页岩气刚开始是靠小公司，小公司资金链断了，就可以卖给大公司来继续开发”。

与之相反，中国勘探开发技术都集中在大公司手里，小公司刚介入。第二轮招标进入的公司规模都比较小，也没有技术，但是具有比较灵活的资金优势，积极性很高。所以，应该和一些大公司合作，形成局部地区的公司。同时，混合所有制改革为大小公司合作创造了条件。

⑶、开发实行“三步走”

在业内看来，目前中国页岩气开发依然存在诸多难题。中国地质调查局油