2014年12月，在時隔3個月之后，中國能源網再次走進川渝，我們和非常規油氣產業聯盟的專家們一道考察中國頁巖氣產業。這一次與先前相比，最大的變化是國際油價下跌之后，美國頁巖油氣產業正面臨著沖擊，中國的頁巖氣因產量較少加之國內天然氣市場的特殊性，低油價的影響還未過多顯露。

榨菜幫助國人讀準了"涪"字，但現今讓涪陵揚名的卻成了頁巖氣。

雖然目前在重慶涪陵國家級頁巖氣示范區和四川長寧-威遠國家級頁巖氣示范區，中國頁巖氣已經交出了不錯的答卷，但業界仍有人對頁巖氣的資源前景、技術裝備和能否經濟性開發仍持有懷疑態度，悲觀預測直觀的顯現在對三輪招標期待降低和股市頁巖氣相關板塊起伏，無形中卻裹纏著頁巖氣健康發展的腳步。

資源、技術和效益，“老三樣”的問題真會成為中國頁巖氣前進路上邁不過的三道坎么？

“家底”之爭

從重慶市區出發，向東驅車近100公里便可到達涪陵。通往焦石鎮最近的路線由于坡陡彎急，考察組選擇沿烏江向南繞行。隨著距離目的地越來越近，沿途來自中石化、中石油和民營油服公司的大型頁巖氣作業車也更加密集，這讓兩邊樹著“高規格建設能源示范鎮”標語的道路顯得有些擁擠。當前，焦石鎮政府的工作基調中包含著“與重點工程相結合”，這指的是中石化的涪陵頁巖氣開發。

油氣開發能夠帶動區塊周邊的經濟發展、改善老鄉生活水平，這原本不是新鮮事，但隨著我國頁巖氣資源量及分布的數據被公布出來，這塊“大蛋糕”吸引了太多人的目光。

據2012年國土資源部評價結果，中國南方三套海相層系（龍馬溪組、牛蹄塘組、泥盆系-石炭系）頁巖氣地質資源量65.3萬億立方米，占全國48.6%；技術可采出資源量9.6萬億立方米，占全國38.3%，資源潛力巨大。在我國《頁巖氣“十二五”發展規劃》中，2020年頁巖氣產量要力爭達到600～1000億立方米。

但是，國家能源局在今年的“十三五”能源規劃會議上，國家能源局局長吳新雄表示，到2020年我國頁巖氣產量將達300億立方米。這與“十二五”目標相比，此次規劃目標產量下限下調一半。

有專家推算，我國海相頁巖氣可落實的資源量估算值進一步縮減。有人悲觀預測，因為我國頁巖氣資源稟賦不清，地質條件遠比美國復雜且開采難度大，在第三輪頁巖氣招標進入倒計時之際，國內頁巖氣開發的形勢看來不太樂觀。

關于頁巖氣資源問題在2009-2011年討論較為集中，美國貝克休斯公司北亞區銷售總監胡泊在接受筆者采訪時表達了自己的看法。他認為，對于中國頁巖氣的技術可采資源量，是通過相對簡單的幾何算法，通過頁巖區塊的面積、地層厚度、延展寬度以及有機質的含量和成熟度，大致計算出來的總量，因此準確性不會很高，對于真正有意義的技術可采儲量恰恰是最不確定的部分。

殼牌中國上游業務負責人也表示，針對中國的頁巖氣儲量，多家機構采取在大規模地質概念基礎上進行預測和評估，因此出現不同的數據結果。中國的頁巖氣開發目前沒有形成成熟的市場，自然會存在著觀念上的差異。

在川渝考察期間，有專家向中國能源網表示，當前能否實現商業性開發和經濟開采是關鍵問題，各頁巖氣區塊地質情況不同，應該通過技術創新、工程工藝攻關實現新的突破。而就中美兩國頁巖氣地質條件的對比，美國專家指出，通過比對北美東、西海岸鉆井后各自取得的巖芯資料，它們在地質結構上同樣存在差別。

據國土資源部的數據顯示，截至2014年7月底，全國共設置頁巖氣探礦權54個，面積17萬平方公里；累計投資200億元，鉆井400口，其中水平井130口。國土部表示，我國頁巖氣勘探力度不足。即便在美國，能源信息署的頁巖油氣數據與其他方面的數據一直有比較大的出入，這也說明獲取頁巖油氣相關數據的困難性。

中國工程院院士、石油勘探開發專家胡文瑞認為，對頁巖氣要少點悲觀多點自信。非常規天然氣是一個“過程性概念”，他認為，待完成技術成熟和價格合理等因素后，非常規天然資源可以轉化為“常規資源”進行開發。

位于美國德克薩斯州的EagleFord初期僅被認為是普通的天然氣田，從2009年開始，頁巖油開發逐漸興起，通過配套基礎設施逐步完善，在EagleFord作業的公司在過去5年頁巖油氣產區新打油井的初始產能提高了65%。

技術創新與進步，使得過去無法有商業利潤開采的頁巖油氣資源可以吸引新的風險投資并持續擴大開采規模。中國有約600萬平方公里頁巖分布，理應有相當豐富的頁巖油氣資源，關鍵在于能否在體制機制和技術雙創新中獲得可觀的投資回報，實現商業可持續性。

技術、裝備進展無礙

非常規油氣資源開發，必須走一條非常規開發之路，胡文瑞院士分析指出，要堅定不移的“技術為先，致力于低成本開發”。頁巖氣勘探開發主體技術也是實現規模效益開發的重要因素，那么發展情況到底如何呢？

頁巖氣開發的大型車輛讓武陵山深處的小鎮顯得有些擁擠。身著杰瑞工裝的工人指揮著對向開來的江漢連續管作業車從川慶測井的車輛旁通過，涪陵頁巖氣開發的開放程度可見一斑。

當涪陵頁巖氣考察組所乘的車輛還在武陵山深處跋涉時，另一組考察團也已經啟程趕赴威遠。在考察過程中，中國能源網在川渝對頁巖氣水平井多級壓裂、“井工廠”作業模式和適合中國地質特點的頁巖氣開發技術等進行了解。

在頁巖氣開發成本中，鉆機及相關設備租賃費用占較大比重，提高鉆井效率自然成為降低成本的重要手段。在中石油，西南油氣田公司運用水平井+體積壓裂工藝提高單井產量，以井組接替實現穩產、市場化運作、工廠化作業、標準化設計、數字化管理為手段提高效率和效果。其實，中石油在常規領域早已開展鉆井提速工作，該公司頁巖氣事業部總地質師王蘭生告訴中國能源網，在頁巖氣開發中，通過優化井身結構，運用旋轉導向、旋轉下套管等工藝技術，鉆井速度提高。按照他給出的數據，長寧地區鉆井周期由140天縮短到60天以內，最短34天；威遠204井區鉆井周期由150天縮短到90天以內。

中石化則在涪陵重點推進“工廠化”鉆井。據中國能源網了解，通過“工廠化”作業，頁巖氣井口間距10米，鉆機以軌道和步進方式進行移動，可以實現橫塊預設、位置預設和快拆快轉裝，其中裝備由江漢四機完成制造。此外，實現了同開次鉆井液的循環利用，研發了“井工廠”地面設備配套方案、三維井眼軌跡優化設計技術和山地“井工廠”作業程序。

目前，中石化在焦頁30號平臺，國內首次陸上輪軌式“井工廠”鉆井試驗已經取得成功，將以往單井縱向一次完鉆優化為同平臺多口井流水線、批量化鉆井作業，該平臺4口井完井周期共205天，平均單井完井周期控制在51天以內。國內頁巖氣開發最大規模“井工廠”同步交叉壓裂施工在焦頁42號平臺取得成功，4口井17天壓裂75段。

頁巖氣開發中，水平井和多級壓裂相關技術、工藝和裝備的突破至關重要。中石油通過與中石化、殼牌公司交流，共同研討頁巖氣體積壓裂改造技術，結合長寧、威遠區塊地質特征優化壓裂設計及施工方案，完成威遠H3-1井壓裂施工體積改造，完鉆井深4850米，水平段長1505米，壓裂19段。

中石化則形成了頁巖氣長水平段壓裂試氣工藝技術及組織模式，最引國人關注的國產化復合橋塞送進工具應用成功，打破了坐封復合橋塞必須依賴進口的送進工具的制約，為降低頁巖氣開發成本提供了新的技術手段。

中國能源網考察得知，民營裝備制造和油服企業參與頁巖氣開發熱情普遍高漲，在世界石油價格低迷的大格局下，中國的頁巖氣開發為包括傳統油企下屬的裝備制造和油服隊伍都開辟了新的市場空間，吸引了包括宏華、杰瑞、科瑞等一批民營裝備制造企業和油服隊伍。

“若論頁巖氣勘探開發相關的單項技術，中國基本都可以，但整體應用起來還需要更加穩定。”這是現場聽到的較實在的一句評價，對于一線的作業者，他們需要時間。

商務模式待創新

中國能源網對同行的第二輪頁巖氣開發招標中標企業進行了解后發現，這些企業在開發過程中普遍遇到較大困難。由于中標區塊地層地質條件復雜，地下情況難以摸清，地方國企和民營企業的承受風險能力與國有大型油氣公司無法相比。根據目前開發情況看，在“十三五”期間，這些中標企業的區塊還難以建立穩定產能，實現商業化存在難度。

威遠頁巖氣工廠化壓裂現場

從2012年開始，中石油和中石化等國內主要油氣公司在以四川盆地為中心的南方地區開展頁巖氣攻關工作，現已在涪陵、長寧、威遠和昭通地區獲得較大突破。但從公開發布的我國頁巖氣單井成本發現，中石油平均5500萬元，中石化涪陵8000萬元左右。

偏高的單井成本雖然可以通過系統的技術進步和規模化開發來降低，卻也暴露出我國部分企業還是以常規思維開發非常規油氣從而步入困境。

（一）開發模式與投資回報成矛盾

在考察前一天的會議中，頁巖氣單井造價和頁巖氣成本成為重點討論的問題。

考察中專家指出，結合頁巖氣發展的階段實際，單井成本會與作業時選擇的壓裂段數、工藝選擇等關鍵因素不同而存在差異。

當前，計算中國頁巖氣鉆井成本比較復雜，在并不充分的市場環境里，要完全成單井核算幾乎做不到。采訪中專家也表示，盈虧需要產量衰減曲線判斷，由于目前示范區生產井開發時間較短，仍需1-2年后才會明確顯現，并對盈利與否進行判斷。在此情況下，想入圍的企業很難獲得一個重要的投資判斷標準。

從中石化得到的最新數據顯示，涪陵頁巖氣田從2013年起進行開發試驗，當年建成5億立方米生產能力，2014年累計建成產能25億立方米。其中，焦頁1HF井按照6萬立方米/天配產，目前已連續穩定生產760天；在焦頁6-2HF井，采取放大壓差方式生產摸索頁巖氣生產規律，該井從2013年9月29日開始至今已累計產氣1.3億立方米。

限于中國頁巖氣開發理論和技術有待摸索，放大壓差生產模式僅在頁巖氣評價井中應用，而生產井采取的定產模式則讓有意投資頁巖氣的企業有些迷茫。

目前，在我國公布的頁巖氣開發井中，井口成本氣價約為1.78-1.8元/立方米。但在實地考察中得到的回答是：該井口氣價卻是基于油氣行業內通用的公式計算得來。方法是采用按配產6-7萬立方米/天、穩產20年、行業基準收益率為12%，結合當前對外公布的單井成本和可借鑒的頁巖氣產量衰減曲線而最終計算出來的數字。而對應的井口價格已經不低，如果是這樣，12%的收益率對投資方的確沒有吸引力。

但實際情況是，井口配產的多少對頁巖氣收益計算的影響一目了然。盡管對于頁巖氣井快放和慢放的選擇與保護地層壓力提高采收率和保障地方用氣到底有多大作用誰也沒有明確的定論，但許多業內專家們還是會以“常規的一直這么操作”作為依據。

在美國，頁巖氣生產方通常采取“井井核算”，投資方要求3年內收回初始投資，頁巖氣井產量會根據市場需求及價格進行調整，屬市場行為，即便采取限產也是出于對于當前氣價高低和管道輸送能力限制等條件的考慮而定。

“咨詢美國本土頁巖氣生產企業和在中國開展業務的油服公司得到的結果是，頁巖氣生產中采取快放和慢放情況都存在，但是選擇快放的越來越多。”中國能源網首席信息官韓曉平認為，采取快放方式帶來幾個好處，一是可以快速回收投資，二是良好的內部收益率結構可以在資本市場吸引更多投資者；三是可以進行季節性壓力。

但在我國目前天然氣市場環境下，擁有資源的兩大油氣企業，同時具有代表國家為經濟發展保證能源供給的任務，以及肩負社會責任，但作為企業還必須國資委要求完成收益率考核，如何確定合理的開發模式確實很難判定。因此，在我國當前油氣生產模式下，若想采取北美快速鉆井、快速生產、快速回收的模式，存在制度上的制約因素，同時被制約的還有外來投資進入的可能。

（二）常規生產思維阻礙融資模式創新

2006年之所以被稱為北美“頁巖氣革命元年”，正是因為這一年美國頁巖氣開發投資主體發生了重大的變化。當時，雖然投資者仍然為中小企業，但支持者已經從傳統大油氣公司和以華爾街為首的保險基金、養老基金、教師退休基金等，轉向硅谷原本支持IT的創業型基金。這些基金投入后的最大變化是在油氣投資中沒有任何負擔和包袱。

據了解，美國支持頁巖氣的私募股權基金、創業投資基金和風險投資基金，對于投入并不需要快速回報，且在產業面臨危機時迅速做出退出和繼續投資的選擇。頁巖氣產業需要將這類風險資本引入。

我國頁巖氣開發沿襲常規油氣的長鏈條產業模式，正在阻礙民間資本進入和增加民間投資的風險。作為長鏈條的油氣工業，需要直至最后賣掉產品才能回流現金。美國的工業體系已經將產業鏈條打散，每一段資本可以自由進出。這當然基于美國擁有活躍的交易市場，而中國目前油氣工業結構是從上游、下游、工程服務到裝備制造等環節都集中在大公司手中。

即便資本和中小企業“天生逐利”，但這些外來者卻擁有無窮的活力，他們需要的僅僅是還原頁巖氣的真實資源商品屬性和探索有利可圖的開發模式，這樣他們盡可找到在產業鏈條上的所處位置并盡其所能。首先，要將思維中的溝溝坎坎鏟平。

川渝頁巖氣一線考察，讓我們見到了傳統油氣企業“石油人”的責任擔當，地方官員為抓住機會造福民眾的積極奔走，民營企業老板坐擁優勢技術卻難以進場的無奈……他們面臨的現實困境，也揭示了當下中國成功開發頁巖氣急需新的改革與創新。