“煤多气少”一直是我国能源结构上的痛点，随着雾霾向更广的区域蔓延，燃煤所造成的空气污染愈发受到百姓的诟病，加之能源对外依存度加大等问题，使得页岩气逐渐走入人们的视野。根据我国《能源发展战略行动计划(2014~2020年)》，到2020年，我国天然气消费占一次能源的比例将超过10%，同时，要重点突破页岩气和煤层气开发，到2020年，页岩气产量力争超过300亿立方米，煤层气产量力争达到300亿立方米。
图为单日脱水处理能力达1650万立方米页岩气的涪陵页岩气田白涛集输站。
“煤多气少”一直是我国能源结构上的痛点，随着雾霾向更广的区域蔓延，燃煤所造成的空气污染愈发受到百姓的诟病，加之能源对外依存度加大等问题，使得页岩气逐渐走入人们的视野。根据我国《能源发展战略行动计划(2014~2020年)》，到2020年，我国天然气消费占一次能源的比例将超过10%，同时，要重点突破页岩气和煤层气开发，到2020年，页岩气产量力争超过300亿立方米，煤层气产量力争达到300亿立方米。
作为一种清洁能源，页岩气无疑将在我国正在进行的能源革命中占有重要地位。那么，面临油价低位徘徊、能源结构变革的现状，我国的页岩气产业将何去何从?是否具备继续壮大的条件?又有哪些瓶颈阻碍页岩气发展?对此，中国化工报记者进行了采访。
陕西延长石油陆相页岩气水平井压裂施工现场。
资源大国 未来前景可期
2013年1月，亚太能源工作组发布《亚太地区非常规天然气状况》，估计中国页岩气资源量约为134.50万亿立方米。美国能源信息署发布的《页岩油与页岩气技术可采资源量：美国之外41个国家137个页岩气区评价》预测，中国页岩气资源量约为4746万亿立方英尺，约合134.39万亿立方米，位于世界第一位。中国石化礁石坝区块页岩气资源丰度高达7.4亿立方米/平方千米，成为世界上资源丰度最高的页岩气区块。
据专家介绍，页岩气在中国南方海相大量分布，主要分布在四川、重庆、贵州、湖北西部。截至2014年12月底，页岩气勘探相继在重庆涪陵、彭水、云南昭通、贵州习水和陕西延安等地取得重大发现，获得三级探明地质储量近5000亿立方米，其中，中国石化在涪陵页岩气田探明储量3805.98亿立方米。2015年8月，四川页岩气勘探获重大突破，经国土资源部审定，中国石油在四川威202井区、宁201井区、YS108井区共提交探明储量1635.3亿立方米。
目前，美国页岩气已经占其天然气总产量的35%，而中国页岩气产量还不到天然气产量的1%，同时，我国石油对外依存度近60%，天然气对外依存度超过30%。对此，中国石化江汉石油工程公司总经理杨国圣表示：“我国探明页岩气储量总量与美国相仿，虽然当前页岩气在能源使用中占比还很小，但作为新型清洁能源，未来页岩气利用空间非常大，将为国家可持续发展提供源源不断的新动力。”
虽然油价、煤价持续走低，页岩气开发因投入大、成本高、回收周期长显现了较大的投资风险，但几大石油公司仍然对页岩气开采显示出积极的态度，经过几年的勘探、试产，逐渐成为了我国页岩气生产的主力军。
2012年，我国开始有试采页岩气产量，估计0.25亿立方米;2014年全国页岩气产量约13亿立方米;而根据《页岩气发展规划(2011~2015年)》，到2015年，中国将基本完成全国页岩气资源潜力调查与评价，建成一批页岩气勘探开发区，初步实现规模化生产，页岩气年产量达到65亿立方米。
2015年12月29日，中国石化正式宣布涪陵页岩气田顺利实现50亿立方米/年产能建设目标，并在1500万立方米/天、54亿立方米/年的水平下连续稳产1个月，这不仅让涪陵页岩气田跃居成为全球除北美外最大的页岩气田，也让页岩气规划中年产65亿立方米的目标得以实现。
2016年1月13日，中国石油首个国家级页岩气示范区建成，四川长宁—威远国家级页岩气产业示范区的页岩气日产量达到700万立方米，年产能达20亿立方米。
中国石化皇家线上官网（中国）有限公司发言人吕大鹏表示，尽管现在页岩气开发面临一定的困难，但从长远看潜力巨大，中石化的开发建设仍会按照计划推进。
中国石化油田勘探开发事业部副主任冯建辉说，现在中石化提出的口号是“战寒冬、求生存、谋发展”，虽然面临一些困难，但还是要保证能力建设。“气价我们管不了，但要保证市场供给。在目前困难的情况下，还是要寻找优质气田，加强产能储备建设。我们相信，油气价格不可能永远这么低，但我们要把产能建设储备好，并且尽量降低开发成本。”冯建辉表示。
苦心钻研 打破技术壁垒
与美国相比，我国的页岩气埋藏较深，一般在3000米以上，更棘手的是储量丰富的四川、重庆、贵州等地多处山区，给开采带来了极大的难度。
近几年，通过积极探索，我国已经从需要使用进口设备作为支撑到实现桥塞、压裂装备、多级射孔等生产设备全部国产化，开采装备打破国外垄断，我国也成为世界上第三个使用自主技术装备进行页岩气商业开采的国家。
中石化采用“井工厂”作业模式，即多口井同时施工。涪陵页岩气田焦页59号平台工作人员黄仲尧介绍说：“‘井工厂’作业模式使得施工效率得到大幅提升，打一口井从50~60天提升到30~40天，最高纪录是两套机组单日施工8段。”
2013年3月大功率压裂设备3000型压裂车问世;2014年8月，中石化取得页岩气核心技术装备重大突破，用于地下水平井分段压裂的“封隔器”——桥塞商用成功。
“拥有水平井分段压裂技术后，页岩气才真正实现了有效开发和商业开发。”据业内专家介绍，普通的天然气来自于砂岩，页岩比砂岩更为致密，为层体状，通过压裂设备产生高压压开裂缝，形成气体输出通道。而页岩气的开发一般采用水平井，长度约为1500米，目前采用的技术是将其压裂为20段左右，单井压裂需要10~15天。
黄仲尧告诉记者：“国外页岩气一般埋藏在1000米左右，而我国的页岩气埋藏较深，垂直深度至少在2400米，最深处已经达到4200米。现在我们的工艺基本上能解决3500米以内的分段压裂，正在研发用于更深层开采的压裂装备。同时，我们在水平钻井技术上也取得了突破，就是俗称的‘贪吃蛇’技术，目前水平钻井距离达到2000米。原来使用国外的油基钻井液约为2万元/立方米，国产化之后成本下降了一半;原来使用国外的桥塞每个要十几万元，国产化后每个只要2万元。”
众所周知，页岩气开采需要消耗大量的水，耗水量是常规天然气的10倍左右。世界能源研究所表示，在美国，仅钻井就需要20万~250万升水，水力压裂环节对水的需求量则高达700万~2300万升。以涪陵页岩气田为例，其每一工段的用水量为1000~2000立方米，打一口井的用水量则为3万~4万立方米。
另据工作人员介绍，为做到不与民争水，中石化专门建设了两条管网将乌江白涛地区的水源引入施工现场。另外，在压裂、钻井、采气、试气等生产过程中产生的污水，基本上都被用于下一个工段的压裂，使得水在工艺中实现循环利用。
谋求发展 成本仍需降低
尽管在设备国产化的基础上，页岩气的开发成本在不断降低，但仍高于常规油气开发。在中国石油和化学工业联合会不久前发布的行业经济运行报告中提到，成本高位运行是石化行业2015年的显著特点之一，而油气开采单位成本增速最快，2015年1~11月，每100元主营收入成本达到73.52元，同比大幅增加18.73元。几大石油公司表示页岩气开发成本已经降无可降，而国际油价一度跌破30美元/桶大关，刷新12年低位，更是雪上加霜。迫于环保压力以及能源结构调整的内在需求，在政策上国家也一直向页岩气开发倾斜，以期更多的投资方能够参与进来，然而还是收效甚微。
一位知情人士向记者透露，我国首次商业化开发的涪陵页岩气能够以较高的价格进入管网，是由于其产能较大，开始开采又无法停产，为确保不压产，经中石化协调，普光气田减产才得以实现。
据国土资源部有关负责人介绍，页岩气开采主要采取水平井分段压裂技术，与常规油气开发相比成本较高。美国水平井钻完井、压裂施工周期为25~30天，单井成本一般低于3000万人民币，其中Barnett单井成本为1600万左右，Haynesville单井成本为4600万元左右。而我国页岩气地质条件复杂，同时施工技术和设备与美国相比起步较晚，单井成本相对较高。第一批水平井施工周期长达5~7个月，单井成本在1亿元左右，但目前水平井施工周期已控制在2~3个月，成本也下降到5000万~7000万元。随着国内技术的不断提高、国产设备和材料的改进、施工经验的不断丰富以及“井工厂”开发模式的应用等，成本会进一步降低。
早在2013年，国家能源局出台的《页岩气产业政策》提出，要将页岩气开发纳入国家战略性新兴产业，加大对页岩气勘探开发等财政扶持力度。除了国家补贴之外，还鼓励地方财政根据情况对页岩气生产企业进行补贴，补贴额度由地方财政自行确定;对页岩气开采企业减免矿产资源补偿费、矿权使用费，研究出台资源税、增值税、所得税等税收激励政策;页岩气勘探开发等鼓励类项目项下进口的国内不能生产的自用设备(包括随设备进口的技术)，按现行有关规定免征关税。
吕大鹏坦言：“产业政策中提出要对页岩气产业发展进行扶持，但目前仅落实了补贴政策，而且补贴标准还在降低。页岩气产业发展需要长期扶持，但现在的政策还不够稳定。”
根据此前财政部、国家能源局页岩气开发利用补贴政策，2012~2015年对页岩气开采企业给予补贴的标准为0.4元/立方米。而2015年4月发布的最新补贴政策中明确，2016~2018年的补贴标准为0.3元/立方米;2019~2020年的补贴标准则降为0.2元/立方米。财政部、国家能源局将根据产业发展、技术进步、成本变化等因素适时调整补贴政策。
冯建辉表示：“为适应形势，页岩气价格已经降到1.5元/立方米，再加上补贴，现在能够差不多达到平衡。如果补贴再下降，我们只能继续想办法降低成本。”
“由于石油价格与页岩气价格是关联的，在目前国际油价较低的情况下，大型企业对页岩气产业的投资积极性并不很高，而中小企业也缺乏投资的实力和积极性。”厦门大学中国能源经济协同创新中心主任林伯强认为，油价必须高到一定程度上，页岩气产业才会发展起来，现阶段的问题不是财政补贴增加或减少的问题，即使补贴增加也抵不过油价减半的压力。
页岩气开发的技术门槛高、资金投入大，投资风险自然不言而喻。虽然在国土资源部招标区块对民营企业开放招标，但大部分民营资本仍处于观望态度。
在国土资源部公布的第二轮页岩气招投标结果中，共推出20个区块，一块流标，而其中17家为煤电国企或省属能源投资公司或省属地质系统企业，仅有华瀛山西能源投资有限公司及北京泰坦通源天然气资源技术有限公司2家为民营企业。不过，此次招标的区块并非经济开发价值的富集区。
国土资源部的页岩气第一轮和第二轮招标分别在2011年和2012年就已完成，第三轮招标却一再延后。
此前，国土资源部公布了第二轮页岩气中标企业的勘查进展情况，16家中标者大部分已完成三年勘查工作总体设计和年度工作部署方案的评审工作;部分企业完成野外调查工作;有多家企业已启动页岩气调查井钻探。而对于进度缓慢的企业来说，或已错失补贴红利，因为从2012年开始的0.4元/立方米页岩气补贴，将在“十三五”期末减半。
相关评论
前路依旧漫长
页岩气曾在美国掀起了不小的浪潮，我国作为储量第一大国，页岩气开发也逐渐步入正轨。然而，目前的现状是产能主要集中于中石油、中石化两大油企，中海油在安徽的页岩气项目在完成钻井后也一度被暂缓开发，其他项目的勘探也基本是由煤电国企、省属能源投资公司等进行。虽然政府在页岩气开发方面给了民企很多政策支持，但对营利更为敏感的民企对此依旧兴趣寥寥。
难道页岩气真的是在赔本赚吆喝?不能否认，页岩气本身作为能源极具优势，其储量丰富，杂质少，与石油、煤炭相比更是能减少二氧化碳等污染物排放。现在抢占市场将对未来的能源格局产生深远影响。笔者认为，民营资本迟迟不敢进入的主要有两方面原因。
一方面是高成本带来的高风险。壳牌中国《技术对页岩气项目成功与否的作用》显示，由于页岩气具有“三低一高一快一长”(气层压力相对较低、单井产量低、采收率低、投入高、产量递减快、生产周期长)的低品位特点，一个成功的页岩气开发项目需要勘探上千口井。哈丁歇尔顿能源咨询公司的研究证明，一个页岩气开发项目成功的几率只有10.8%。有关专家指出，中国的页岩气地质条件比美国更加复杂，投入会更大。这就要求页岩气的开发上具有充分的资金实力。
另一方面是管网和矿权由几大油企占主导地位。页岩气田一般产量较大，加之我国页岩气田通常地处山区，因此将其液化运输并不现实。而天然气管网建设滞后，且握在几大油企手中，能不能入网还成问题。同时，页岩气有利区块主要集中在中石油、中石化、中海油和延长石油等国企手中。同时，中石化在重庆地区的矿权为7308平方千米，其余大部分地区的矿权属于中石油，仅有少部分属于国土资源部招标的区块。国土资源部面向社会招标的页岩气区块，主要位于上述区块的边缘，是之前从未经过勘探开发的“生地”，可想中标企业的勘探难度。
此外，页岩气开发需要大量的水，这对于无论是国企还是民企都是一大难题。我国水资源储备主要集中地在四川盆地和塔里木盆地，这两个区域水资源供应均已非常紧张，油气开采面临巨大挑战。特别是在人口密集的地区，如果要开采，不仅要占据本就紧张的农业用地，还要和工业用水及生活用水竞争，也给开采带来了极大的困难。
因此，纵然页岩气可能成为未来能源市场的明星，但我国页岩气发展还有很长的路要走。
