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
气资源调中心页岩气室主任包书景直言，页岩气具有高投入、高成本、高风险、投资回收慢等特点，在页岩气的风险勘查阶段，会面临更多的地质和技术难题。

“页岩气空白区支离破碎，多数位于盆地外部，勘探难度大”。

杨堃认为，空白区资料是空白的，这增加了投标的投资风险；而国家在页岩气矿权出让前缺乏页岩气勘探的风险意识和技术辅导。

这给后续的勘探开发工作增加了不少难度。

对此，唐延川表示，国家应该多投入勘探资源的费用。

把资源找准确，让进入的企业少担一些风险。

这样，才能激发大家开发页岩气的热情。

“我国页岩气发展前景看好，但是不能急于求成”。

唐延川认为，页岩气开发应该实行“三步走”。

“第一步是要重点摸清掌握资源，形成完善的配套技术、完善技术设施”。

唐延川强调，要完善政策体系，培养消费市场和矿权市场，加快页岩气产业化示范区建设，形成全产业链经济技术标准体系，稳扎稳打的推进页岩气产业化发展。

其次是普遍运用水平井，全面推广工厂化作业模式。

再者，就是拓展勘探领域，大幅提升关键技术水平，降低开发成本，提高页岩气的规模产量和商业效益。

“任何一个产业，它的生产开发成本是最关键的。

如果成本降不下来，肯定是没有生命力的”。

唐延川强调，“要千方百计的降低成本，提升页岩气开采的经济性。

这是最关键的事情。

说一千道一万，你没有经济效益，那肯定是不可行的，那这个行业肯定会夭折。

”
20、关于页岩气探矿权勘查期满处置结果的公告
据报道（20141031），国土资源部关于招标出让页岩气探矿权勘查期满处置结果的公告（2014年第25号）：
2011年7月18日，国土资源部首次通过招标方式出让的两个页岩气勘查区块：“渝黔南川页岩气勘查区块”（以下简称“南川区块”，许可证号：0200001110291，面积：2197.94平方千米）和“渝黔湘秀山页岩气勘查区块”（以下简称“秀山区块”，许可证号：0200001110292，面积：2038.87平方千米）。

探矿权人分别为中国石油化工股份有限公司和河南省煤层气开发利用有限公司。

两个探矿权勘查许可证有效期均为三年，自2011年7月18日－2014年7月18日。

经国土资源部组织督察，三年勘查期内“南川区块”完成勘查投入 4.3389亿元，为承诺投入（5.910982亿元）的73%；“秀山区块”完成勘查投入1.2684亿元，为承诺投入（2.475604亿元）的51%。

两公司对督察结果无异议。

按照页岩气探矿权出让合同（2011001号、2011002号）的约定，中国石油化工股份有限公司按未完成承诺勘查投入的比例缴纳了797.98万元违约金，核减了“南川区块”面积593.44平方千米；河南省煤层气开发利用有限公司按未
完成承诺勘查投入的比例缴纳了603.55万元违约金，核减了“秀山区块”面积994.15平方千米。

目前，两公司已按核减面积后的区块重新编制勘查实施方案并报国土资源部，办理探矿权延续登记手续。

21、页岩气开发将撬动千亿元装备市场
据报道（20141031），美国的页岩气革命在引起全球对页岩气广泛关注的同时，也赢得了世界天然气市场竞争的主动权。

在页岩气开发热潮席卷全球的背景下，业内专家预测，到2020年，中国LNG的产业规模也将是2013年的4～5倍。

未来10年，中国页岩气的开采利用将进入黄金时期；而页岩气勘探、开采设备等生产企业也将从中受益。

⑴、千亿市场待掘金
为了推动能源生产和消费方式的变革，在2014年政府工作报告中，中国政府重点提出加强对天然气、煤层气、页岩气勘探开采与应用。

国家发改委能源研究所副主任姜鑫民表示，2015年中国将成为世界第二大天然气消费国。

届时，中国天然气产量将达到1760亿立方米，消费量超过2300亿立方米。

中国页岩气的快速发展，也必将会推动油气特种设备行业的发展。

银河证券相关研究报告显示，2020年前，中国页岩气需打井4万口左右，行业总投资约8000亿元。

其中，设备投入约占投资总额的25%，大约2000亿元左右，年均需求近220亿元。

未来几年，中国页岩气设备需求年均增速在50%左右。

业内专家普遍认为，天然气的开发也必将带动上下游多个产业的发展，包括液化天然气船、低温存储、燃气汽车、汽车加气站、天然气发电、天然气化工等。

以汽车加气站为例，根据国家规划，到2020年全国车用天然气加注站会达到1.2万座左右。

根据国金证券研究，到2015年，小型液化装置、车用供气系统和LNG加气站的市场规模，将分别达127亿元、70亿元和66亿元。

而到2020年，中国在LNG接收终端上将投入超过600亿元。

截至目前，中国已建成9座进口液化天然气接收站，分别是广东大鹏LNG、福建莆田LNG、上海洋山LNG等。

⑵、核心技术取得突破
在石油装备领域，近年来中国企业不仅基本实现了国内油田装备国产化，还成功打入国际市场，与北美百年老牌企业同台竞技，抢占国外市场。

以压裂车为例，中国从核心部件全部依赖进口，到目前全套设备出口美国。

山东杰瑞以及中石化等企业，在这一领域做出了杰出贡献。

山东杰瑞集团自主研发的4500马力“阿波罗”涡轮压裂车，是目前全球单机最大功率压裂车。

它的诞生让中国成为继美国、俄罗斯之后，第三个拥有涡轮压裂装备的国家。

杰瑞集团副总裁姜晓宝介绍说，该压裂车最高功率可达4500水马力。

它搭载了5600马力涡轮发动机和由杰瑞自主研发制造的、全球最大功率的5000马力超级压裂泵，性能远超此前国外最大涡轮压裂车3750马力发动机与2250马力压裂泵的组合。

“一直以来，使用世界最顶尖的作业装备进行能源开发是中国石油人的梦想”。

中石协理事长周守为院士感慨道，“此前也曾有行业专家专程到美国、俄罗斯考察过涡轮压裂设备，但都因技术壁垒等问题空手而归。

现在，我们不仅成为了世界上第三个拥有涡轮压裂装备的国家，而且还是设备功率最大、技术最先进的。

这无疑将会大大加快国内非常规油气大开发的进程。

”
此外，姜晓宝对记者透露，根据对页岩气开发的需求，我们也是国内第一家成功研制130bbl闭式混砂车和240桶闭式混砂车的企业。

该混砂车的核心部件是高效纤维添加系统，这一系统是目前最先进的脉冲加砂塞压力工艺。

记者了解到，中石化自主研发的国产桥塞及配套技术，也达到了国际较先进水平。

据介绍，该技术是首次大规模应用于页岩气商业开采。

它的成功应用完成了页岩气工程技术装备自主化、国产化的“最后一块拼图”。

标志着中国页岩气开发核心技术装备制造完全摆脱对外国公司的依赖，全面实现国产化。

中国石化集团公司董事长傅成玉表示，中国的页岩气资源丰富，桥塞等国产化技术及装备的工业化扩大应用，标志着中国页岩气开发核心技术装备全部实现国产化。

将大幅降低页岩气勘探开采成本，实现页岩气的优质、高效、低成本经济开发。

对促进我国页岩气商业化开发，拉动国内相关产业发展，加快我国能源结构调整、节能减排及大气污染治理等具有重要意义。

⑶、国家支持是关键
“石油装备只有走自己的路子，才能使我们的技术达到优化及成型配套。

”中国石油石化设备工业协会首席顾问赵志明对记者说，为了促进相关技术、设备、新能源汽车等其他产业的发展。

未来国家需要积极开展有效推动页岩气快速发展的体制、机制和研究，探索形成低成本发展思路。

他强调，中国页岩气勘探开发能否开局良好，政策扶持至关重要。

对此，赵志明对中国页岩气勘探开发的政策扶持给出了三点建议。

①、价格补贴
中央财政安排专项资金支持页岩气的开发，将有助于页岩气的开发与发展。

②、税费减免
页岩气实现规模开发以前，将前期研究勘探开发费用抵充，不能上缴税费，免交探矿权与采矿权的使用费。

页岩气规模开发盈利后，前若干年免征企业所得税，对增值税实施先征后返，或即征即返。

此外，页岩气新技术、新工艺，研发费参照煤层气税费要给予非常规天然气财税优惠政策，对2020年以前企业在非常规天然气领域投入的勘探开发、关键设备、技术引进、开发与创新费用给予免税政策。

③、设立国家重大科技专项
设立国家重大科技专项，推动页岩气工程技术与配套的设备发展。

重大技术装备还是要国家列入专项来推动发展，相关课题组也建议搭建国家级的平台，切实落实中国非常规天然气资源跟核心区的分布。

他建议国家应建立页岩
气、致密气、煤层气和水合物国家重点实验室，集中优势力量，加强协同攻关，对有利于页岩评价技术，钻水平井及分段压裂改造技术都继续进行技术攻关。

22、页岩气招标须建立良好的示范效应
据报道（20141031），近期有报道称，页岩气第三轮招标即将开始，正等待国土部批复。

页岩气第三轮招标可能不再由国土部统一进行，而将招标下放到地方。

2011年以来国土资源部已经进行了两轮页岩气开采的招标。

2013年，中国天然气表观消费量达到1676亿立方米，同比增长13.9%。

然而受限于国内产量，天然气进口同比大幅增长，达到530亿立方米，进口依存度快速攀升至31.6%。

雾霾治理加速了对天然气的需求。

国内供给虽然也增长比较快，但跟不上需求增长，供需缺口不断扩大。

美国页岩气革命的成功，使中国看到了非常规天然气的发展潜力。

国土资源部的资料表明，中国页岩气的技术可采储量有25万亿立方米，而2013年消费量仅为1700亿立方米，相对来说资源储备非常丰富。

第二轮19个区块对应的中标企业中，除了央企和地方国企外，仅有两家为民营企业。

为了保证开发进度，第二轮招标中探矿权的设定期限仅有3年，远低于常规油气资源的10年。

然而，国土资源部2013年7月公布的调查结果显示，中标区块勘探开发进度的差异较大，总体上说进展缓慢。

为此政府曾发出警告，对圈而不探，甚至利用中标区块进行圈钱的，将缩减区块面积甚至收回。

这也从侧面反映出，中标企业采取中标后观望态度，导致页岩气开发进度“不理想”。

2013年，中国页岩气产量仅为2亿立方米。

根据《页岩气发展规划（2011-2015年）》中设定的目标，到2015年页岩气产量将达到65亿立方米。

尽管业界认为这个目标可以完成，但目前的产量与规划目标还是相距甚远。

进展缓慢的原因很多。

⑴、目标的不一致性
中央希望通过页岩气发展来缓解天然气的供需紧张和改变能源结构。

而地方政府则希望页岩气的项目开发给地方带来收益，比如通过税收来增加财政收入，或者是开采出的部分页岩气供给当地使用。

企业参与开发的积极程度，则取决于项目能否赚到钱，以及能赚多少钱。

这种不一致性使得页岩气招标过程中出现利益博弈。

中国页岩气资源中较好的区块中，相当一部分属于中石油、中石化等油气央企。

根据相关油气开发探矿权的规定，大型油气央企可以通过登记的方式，获得原有常规油气区块的非常规油气资源。

据说，与传统油气企业矿业区重叠的页岩气资源占全国储量约80%。

这说明，传统油气企业拥有的页岩气资源禀赋非常好。

国土资源部也曾在两轮页岩气区块公开招标之前，配给这些企业3万多平方千米的区块，超过了前两轮招标面积的总和。

在第二轮页岩气招标的过程中，区块选择最初由国土资源部拟定，然后与地方进行协调。

而地方出于种种利益考虑，修改后的结果是，原来较好的区块被替换成较差的区块，或者是原定的区块面积被一减再减，导致标的区块质量
的“缩水”。

油气央企拥有的页岩气勘探区块具有较好的资源禀赋，也可能是其在第二轮招标过程中行动“低调”的原因之一。

⑵、投资的收益性
第二轮最初参加招标的企业中，大约有三分之一的企业属于民营；而一部分发电企业和煤炭企业为谋求转型，也积极参与了招标。

可以说，投资者理解页岩气的发展潜力，参与也较为积极；然而也面临着两个难题，即前期高额的投入和出气量的不确定性。

高额的投资在很大程度上取决于区块“好坏”和勘探开发的技术成熟度，短期内难以降下来。

前两轮招标区块资源禀赋不够好，导致一些有开发资质和实力的企业采取观望态度，也是导致页岩气开发进度缓慢的原因之一。

政府虽然出台了对页岩气每立方米0.4元的补贴措施，对于开发企业来说，矿井能够产出足够的气，才有利可图，而如果出气量不够，前期勘探打井的成本则“打水漂”。

将来的招标无论采取统一的形式，还是各地分别进行，关键是拿出好的区块。

高质量的区块，一方面可以降低开发过程中的不确定性，增强对企业的吸引力；还可以增大企业获利可能性，形成“赚钱效应”，从而吸引更多的投资进入页岩气的开发。

参与页岩气开发竞争的企业积极性越大、参与越多、页岩气开发技术进步也就越快，技术进步有利于降低勘探开发成本，反过来促进页岩气开发。

⑶、需要协调中央、地方和企业的利益
对于优质区块的选择，中央、地方政府和油气央企，需要进行充分的沟通和协调。

如果区块邻近现有的管道设施，则有助于降低企业基础设施建设的费用。

政府也可以考虑采用补贴和税收减免等形式，对企业的前期勘探开发进行适当的扶持。

此外，还应该设立恰当的标的区块流转机制，以及对中标之后勘探开发的监督机制，提高中标后的“观望”成本。

当然，企业参与中标之后，可能由于技术、资金等方面的原因，不能够按照原定计划进行开发。

因此，设立恰当的区块流转机制，加快区块的流转，降低交易费用也十分必要。

对勘探开发的严格监督，除了有利于保证进度，避免圈而不探，甚至利用区块圈钱，也有利于环境保护。

中国页岩气具有广阔的发展潜力。

政府将其定位为新兴战略性产业，也采取种种措施来鼓励发展。

该笔者认为，比较好的策略是，在发展的初期，由于技术和经验比较缺乏，需要政府拿出好的区块来。

从相对容易开发（利润比较丰厚）的区块入手。

一方面有利于减少产业前期发展的阻力，另一方面通过建立良好的示范效应，吸引更多的市场主体参与，有利于加强竞争和技术进步，更好地促进页岩气产业的快速发展。

2014年10月8日编写于重庆
2019年8月18日修改于重庆。