页岩气开采访谈 如何突破瓶颈

       英国石油（BP）在2035年世界能源展望中预测，中国将成为北美之外页岩气产量增长最有潜力的国家。20年之后，中国和北美的页岩气产量将占全球总产量的85%。BP对中国页岩气发展给出乐观的判断：到2035年的时候，中国的页岩气产量增长将占全球页岩气增长的13%。

       前景固然美好，但眼下的页岩气开采却处境尴尬：国际油价低位徘徊，开采页岩气几乎成了赔本赚吆喝；环保压力越来越大，水资源短缺让生产商步履维艰。尤其在页岩气实现商业化开采的北美大幅削减页岩气投资之后，为页岩气开发“踩刹车”呼声不绝于耳，这些都将打击我国的页岩气生产商积极性。北美页岩气开采成功真的会成为我国页岩气开发的范本吗？与北美相比，我国的页岩气开采存在哪些优势与不足？在低油价背景下，我国页岩气大规模开发利用向左走还是向右走？我国将如何通过页岩气理论和技术创新，迈越页岩气开采“四道门槛”？

       目前我国页岩气开采现状如何？在全球非常规油气版图中处于怎样的位置，发展前景如何？在较低的油价环境下，我国还需要大力发展页岩气产业吗？

       韩文科：我国高度重视页岩气资源的勘探开发。国家发改委、财政部、国土资源部、国家能源局于2012年研究制定了页岩气发展规划，提出2015年实现页岩气产量65亿立方米，并将页岩气开发向民营资本开放，加快了页岩气开发利用的步伐。2014年，我国常规天然气新增探明地质储量9437.72亿立方米，新增大于1000亿立方米的大气田5个。页岩气、煤层气等非常规油气资源新增储量取得突破性进展，达1669.43亿立方米，各能源类气体新增储量总量的15%。其中，页岩气新增探明地质储量1067.5亿立方米，是我国自2011年设定页岩气新矿种“户籍”后，首次提交探明储量；煤层气探明地质储量601.93亿立方米，较2013年增长155.3%。

       在政策的大力扶持下，我国页岩气的发展取得了阶段性成果。数据显示，2014年我国页岩气产量达13亿立方米，财政补贴约支出4.2亿元。2015年预计产量达65亿立方米，财政补贴支出达26亿元。到2020年，页岩气产量预计达300亿立方米，财政支出为60亿元。目前，我国页岩气勘探突破主要在四川、鄂尔多斯盆地的长宁、威远、昭通、涪陵、延长等地，获得三级储量近5000亿立方米，页岩气勘探开发技术及装备基本实现国产化，水平井成本不断下降，施工周期不断缩短。水平井单井成本从1亿元降至5000万-7000万元，钻井周期从150天减至70天，最短的实现了46天的钻井周期。

       梅新育：在页岩气对外合作方面，中国两大石油公司都取得了显著进展。中国石化向埃克森美孚、BP、壳牌等国际公司学习，且花巨资收购了美国戴文能源公司5个区块的页岩气资产。中国石油在四川盆地拥有页岩气矿权5.65万平方千米，其中75%国内合作开发、10%国际合作开发、3%风险作业开发、12%自营开发。2014年3月，中国石油启动长宁-威远示范区20亿立方米产能建设工程。根据开发方案，将新建23个钻井平台121口井，到2015年将建成20亿立方米产量基地。

       在页岩气工艺技术和装备方面，目前我国已基本形成页岩气有利区带／层系优选与地质评价技术，建立了页岩气资源评价和选区评价技术方法和标准体系；初步形成水平井井眼轨迹控制、水平井固井、水平井钻井液、水平井安全钻进等长水平井段（1500米-2000米）水平井钻井、完井的关键技术体系。

       康玉柱：从中美泥页岩储量及含油性比较中可以看到我国页岩气勘探开发的潜力。目前在实现页岩气商业开发的北美地区，页岩含气量最低为每吨1.1立方米，最高达每吨9.9立方米。而在我国的四川盆地寒武系筇竹寺组，黑色泥页岩含气量为每吨1.17立方米-6.02立方米，平均为每吨1.9立方米；下志留统龙马溪组黑色泥页岩含气量为每吨1.73立方米-5.1立方米，平均为每吨2.8立方米（渝东渝页1井实测含气量为每吨1立方米-3立方米），这组数据说明什么，说明与北美泥页岩含气量相比，我国页岩气价值和潜力毫不逊色。

       石元春：有些人认为，国际油价下跌，可以不用发展替代能源产业了，这实际上是一种短视行为。从供需看，全球石油中长期仍将处于紧平衡状态。随着世界经济缓慢复苏，石油需求会稳步回升。尤其是我国，经济中高速增长特别是汽车保有量的快速增加，使得未来需求仍会持续增长。从成本考量，50美元/桶上下已触及原油的地板价，天花板在哪儿却是个未知数。近期，北美地区尤其在美国，已经有200多个原油钻井平台停运，运行的钻井数量降至2011年以来的最低水平，同时部分页岩油企业陷入破产边缘，这说明国际原油价格确实已经跌入成本区。然而，赔本产石油的日子肯定长不了，在有效削弱页岩油生产国竞争力后，欧佩克最终限产保价是大概率事件。

       从历史经验看，国际能源市场具有典型的周期性：需求增加，价格上升，投资进入，产能扩张，新技术涌现；然后需求放缓，市场反转，进入相对低迷时期。这在多个能源品种和不同历史时期都重复出现过。石油也不例外。正是因为美元走强、页岩油供应增加、需求减少等多种因素相结合，才导致了近期的油价下跌，而与之相反的一系列因素也同样可以导致正好相反的结果。1998年和2008年两次石油价格大震荡，就是明证。千万不要被“乱花渐欲迷人眼”的表象所迷惑。尤其要看到的是，此轮国际油价下跌，还有可能引发世界能源供给格局大变动，进而引发地缘政治的不稳定，并从安全层面给我国带来较大负面影响，需未雨绸缪、早作打算。

       抢占非常规油气勘探开发制高点，需要拥有尖端的理论技术支撑。目前我国油企在非常规油气领域勘探开发理论技术处于怎样的水平，存在哪些问题？与北美页岩气产业相比，我国页岩气开发主要存在哪些瓶颈？

       康玉柱：由于地质条件、技术条件和市场条件与北美不同，我国的页岩气开发面临成本与环保的双重压力。目前美国已开发的页岩气气藏不仅地层海相沉积稳定、构造平缓，且埋藏深度大部分在1800米-2000米，而我国的页岩气地下结构复杂，褶皱强烈，储层埋深变化大，且多数埋深超过3000米，技术难度更大，开发成本更高。以我国页岩气开采第一大省四川为例，页岩气埋藏深度一般在2000米-3000米，而在我国其他地区开发难度更大，埋藏深度一般在5000米左右。页岩气埋藏深度，直接影响着勘探和开发成本。

       韩文科：与传统油气储藏有所不同，页岩气藏的储层一般呈低孔、低渗透率特征，气流阻力比常规天然气大，因此只有采用压裂技术才能开采出来，这是页岩气开发成本高昂的一个主要原因。目前，涪陵页岩气开钻149口，完钻120口，完成压裂试气49口，累计产气11.36亿立方米，销售10.88亿立方米，平均单井成本也从2012年的1亿元，降至2014年底的5000万-7000万元。但相比之下，美国页岩气开采成本更具竞争力。目前海恩斯维尔（Haynesville）油区单井成本930万美元、马塞勒斯（Marcellus）油区单井成本600万美元、巴尼特（Barnett）油区单井成本330万美元、费耶特维尔（Fayetteville）油区单井成本260万美元。

       正是由于成本低廉，使得美国页岩油气生产商钻井数量去年初突破了1600口。经过这一轮国际油价下跌，减至目前的1421口，但这只能说低油价下美国页岩气开采更冷静，且根据市场的变化作出合理调整，而美国的页岩气产量、市场份额和实力仍然全球第一。可以说，经过30多年的发展，以美国为代表的北美地区非常规油气开发已经形成了成熟的水平井分段压裂技术系列，创造了多项分段压裂工艺世界施工纪录：裸眼封隔器+滑套压裂技术最高施工纪录超过100段；泵送桥塞分段压裂技术最高施工纪录超过50段；套管射孔管内封隔器+滑套分段压裂技术最高施工纪录超过48段；连续油管环空加砂压裂技术最高施工纪录超过45段。而目前我国的分段压裂施工最高纪录仅仅为40多段，且需要依靠国外石油公司技术服务才能实现。

       石元春：北美页岩气的规模建产，颠覆了我国传统的石油理论，带来技术和理论上的突破与创新，具体表现在以下几个方面：一是水平井分段压裂等核心技术的广泛应用，突破了传统油气成藏理论有效储层下限，使原有的低勘探区难动用资源得到有效动用。二是从寻找优质储层向寻找多类型储层拓展。三是油气勘探从高点转向下凹（洼）领域、从局部构造圈闭转向大面积岩性和全盆地领域。

       梅新育：目前全球正在形成美国、中国两大非常规油气战略突破区，非常规油气产量占总产量的比例快速升至10%以上。以页岩气革命为代表的非常规油气理论技术创新，正在推动世界石油工业新的科技革命。

       但必须清醒地认识到，我国常规石油工业体系基本成熟，但与之协同发展的非常规油气工业化体系尚未建立，还面临多方面的挑战。与北美页岩气商业化开发相比，我国页岩气大开发尚存在资源、技术、理论、基础管网及政策等方面的差距。

       我国将如何通过页岩气理论、技术、环境和成本创新，迈越页岩气开采这“四道门槛”？

       韩文科：截至2014年年底，10年时间我国页岩气勘探累计投资200多亿元，钻探页岩气井400多口，平均单井产量可达10万立方米/天；已完成多批次的页岩气勘探开发先导性试验和陆上页岩气资源潜力初步评价及有利区筛选，在四川盆地海相页岩气开始投入商业性开发，在南方地区海相页岩气见到较好的苗头，在鄂尔多斯盆地陆相页岩气勘探开发有了实质性突破。

       我国主要发育海相、海陆过渡相-湖沼相和湖相三类页岩，分别形成于不同类型的沉积盆地，且分布规律不同。大量的地质调查、钻探、评价等生产实践和理论研究表明：三类页岩的地质条件存在很大差异，其中海相是页岩气最为富集的近中期可实现商业性开发的页岩层；海相页岩气富集高产区主要得益于五方面因素，即处于宽缓的复背（向）斜区、发育深水陆棚相富有机质页岩集中段（厚度一般大于30米）、有利含气层系顶底板保存条件较好、页岩层总体上呈连续型分布、埋深大于2500米并处于超压区；四川盆地龙马溪组是目前我国发现的最有利的页岩气富集区，有利面积约4.8万平方千米，埋深2500米-4500米，目的层平均厚度45米，含气量4立方米-7立方米/天，页岩气可采资源量为4.2万亿立方米，主要分布于蜀南、川东地区。

       梅新育：厘清以四川盆地海相志留系龙马溪组底部富集段作为页岩气大规模商业性开发的主力目的层之后，我国可以通过技术创新、商业模式创新为页岩气大规模商业性开发提供有力支撑。

       我国页岩气开发模式、组织模式、管理模式和商业模式正逐步形成，页岩气开发技术创新和规模化应用也促使页岩气开发周期大大缩短、成本明显下降。目前水平井钻井周期已缩至46-70天，水平井单井成本已降至5000万-7000万元，页岩气开采全生命周期成本已降至1.6元-1.8元/立方米。研究结果表明，目前我国页岩气开发尚处于初期阶段，技术、装备、管理、体制等方面有待进一步提升和完善，通过创新提升发展空间的潜力还很大，因此降低成本的空间仍然很大。

       康玉柱：2020年，我国页岩气年产量要达到300亿立方米（其中四川盆地及周缘产量约250亿立方米，其他地区产量约50亿立方米），还需要做好以下三方面工作：一是还需要提前做好规划、科学部署，新建PAD井场数需达到2300个，最小核心区面积（采气井场占用面积）需达到1.6万平方千米，钻井数14000口，总投资4000亿-7000亿元。二是全面完成全国页岩气资源潜力调查与评价，准确掌握全国页岩气资源量及其分布规律，优选20-30个页岩气远景区和15-20个有利目标区，建成页岩气田3-5个，探明页岩气地质储量10000亿立方米、可采储量2000亿-3000亿立方米。三是大规模商业性开发四川盆地海相龙马溪组页岩气，开发目的层系埋深2500米-4500米，含气层以超压区为主；南方其他地区海相页岩气开发获得突破；海陆过渡相-湖沼相和湖相页岩气勘探取得较大进展。

       石元春：要想短期内实现技术赶超，相关政策支持必不可少。页岩气勘探开发涉及地震勘探、钻井、水力压裂、采气、集输等多个环节，这些环节均存在对水资源、大气和土壤等方面的污染及对当地社区的影响，为此须加强对页岩气勘探开发事前、事中、事后全过程的严格监管。因此，需要尽快制定、完善相关环境监管法律法规和标准；培养充足的许可审批与监管人员；研发现场监测设备和构建系统化检测方法；推动环境监管的信息公开和公共参与，规范信息披露行为。

       2012年-2015年，我国中央财政对符合相关条件的页岩气开采企业按0.4元／立方米的标准给予补贴。“十三五”期间是我国页岩气产业发展从投入期步入成长期的关键时期，在国际油价大幅下跌并将在未来3-5年内保持60美元-80美元/桶、全球对页岩气投资缩减的背景下仍然激励企业勘探开发页岩气的积极性就显得尤为重要。因此建议将0.4元/立方米的补贴政策延长至2020年。

       此外，应尽快完善页岩气资料统一管理制度，将页岩气的资料提交与矿业权管理直接挂钩，实现页岩气矿业权管理流程的综合集成和数据共享。建立页岩气资料采集、加工、处理和储存机制，加快推进页岩气资料的数字化，建立健全页岩气资料管理和服务工作新机制。加快建立以中国页岩气地质调查和勘探开发资料为主要内容的、涵盖国内外页岩气资源信息的国家级页岩气数据库。建设国家页岩气资源公共信息网，搭建集动态信息、公共信息、矿业权管理和原始数据管理于一体的页岩气信息管理、发布与共享服务平台，以切实落实页岩气矿业权的开放政策，真正做到公平准入，鼓励有效竞争。（原载《中国石油企业》，记者：田野）