英國石油（BP）在2035年世界能源展望中預測，中國將成為北美之外頁巖氣產量增長最有潛力的國家。20年之后，中國和北美的頁巖氣產量將占全球總產量的85%。BP對中國頁巖氣發展給出樂觀的判斷：到2035年的時候，中國的頁巖氣產量增長將占全球頁巖氣增長的13%。

       前景固然美好，但眼下的頁巖氣開采卻處境尷尬：國際油價低位徘徊，開采頁巖氣幾乎成了賠本賺吆喝；環保壓力越來越大，水資源短缺讓生產商步履維艱。尤其在頁巖氣實現商業化開采的北美大幅削減頁巖氣投資之后，為頁巖氣開發“踩剎車”呼聲不絕于耳，這些都將打擊我國的頁巖氣生產商積極性。北美頁巖氣開采成功真的會成為我國頁巖氣開發的范本嗎？與北美相比，我國的頁巖氣開采存在哪些優勢與不足？在低油價背景下，我國頁巖氣大規模開發利用向左走還是向右走？我國將如何通過頁巖氣理論和技術創新，邁越頁巖氣開采“四道門檻”？

       目前我國頁巖氣開采現狀如何？在全球非常規油氣版圖中處于怎樣的位置，發展前景如何？在較低的油價環境下，我國還需要大力發展頁巖氣產業嗎？

       韓文科：我國高度重視頁巖氣資源的勘探開發。國家發改委、財政部、國土資源部、國家能源局于2012年研究制定了頁巖氣發展規劃，提出2015年實現頁巖氣產量65億立方米，并將頁巖氣開發向民營資本開放，加快了頁巖氣開發利用的步伐。2014年，我國常規天然氣新增探明地質儲量9437.72億立方米，新增大于1000億立方米的大氣田5個。頁巖氣、煤層氣等非常規油氣資源新增儲量取得突破性進展，達1669.43億立方米，各能源類氣體新增儲量總量的15%。其中，頁巖氣新增探明地質儲量1067.5億立方米，是我國自2011年設定頁巖氣新礦種“戶籍”后，首次提交探明儲量；煤層氣探明地質儲量601.93億立方米，較2013年增長155.3%。

       在政策的大力扶持下，我國頁巖氣的發展取得了階段性成果。數據顯示，2014年我國頁巖氣產量達13億立方米，財政補貼約支出4.2億元。2015年預計產量達65億立方米，財政補貼支出達26億元。到2020年，頁巖氣產量預計達300億立方米，財政支出為60億元。目前，我國頁巖氣勘探突破主要在四川、鄂爾多斯盆地的長寧、威遠、昭通、涪陵、延長等地，獲得三級儲量近5000億立方米，頁巖氣勘探開發技術及裝備基本實現國產化，水平井成本不斷下降，施工周期不斷縮短。水平井單井成本從1億元降至5000萬-7000萬元，鉆井周期從150天減至70天，最短的實現了46天的鉆井周期。

       梅新育：在頁巖氣對外合作方面，中國兩大石油公司都取得了顯著進展。中國石化向埃克森美孚、BP、殼牌等國際公司學習，且花巨資收購了美國戴文能源公司5個區塊的頁巖氣資產。中國石油在四川盆地擁有頁巖氣礦權5.65萬平方千米，其中75%國內合作開發、10%國際合作開發、3%風險作業開發、12%自營開發。2014年3月，中國石油啟動長寧-威遠示范區20億立方米產能建設工程。根據開發方案，將新建23個鉆井平臺121口井，到2015年將建成20億立方米產量基地。

       在頁巖氣工藝技術和裝備方面，目前我國已基本形成頁巖氣有利區帶／層系優選與地質評價技術，建立了頁巖氣資源評價和選區評價技術方法和標準體系；初步形成水平井井眼軌跡控制、水平井固井、水平井鉆井液、水平井安全鉆進等長水平井段（1500米-2000米）水平井鉆井、完井的關鍵技術體系。

       康玉柱：從中美泥頁巖儲量及含油性比較中可以看到我國頁巖氣勘探開發的潛力。目前在實現頁巖氣商業開發的北美地區，頁巖含氣量最低為每噸1.1立方米，最高達每噸9.9立方米。而在我國的四川盆地寒武系筇竹寺組，黑色泥頁巖含氣量為每噸1.17立方米-6.02立方米，平均為每噸1.9立方米；下志留統龍馬溪組黑色泥頁巖含氣量為每噸1.73立方米-5.1立方米，平均為每噸2.8立方米（渝東渝頁1井實測含氣量為每噸1立方米-3立方米），這組數據說明什么，說明與北美泥頁巖含氣量相比，我國頁巖氣價值和潛力毫不遜色。

       石元春：有些人認為，國際油價下跌，可以不用發展替代能源產業了，這實際上是一種短視行為。從供需看，全球石油中長期仍將處于緊平衡狀態。隨著世界經濟緩慢復蘇，石油需求會穩步回升。尤其是我國，經濟中高速增長特別是汽車保有量的快速增加，使得未來需求仍會持續增長。從成本考量，50美元/桶上下已觸及原油的地板價，天花板在哪兒卻是個未知數。近期，北美地區尤其在美國，已經有200多個原油鉆井平臺停運，運行的鉆井數量降至2011年以來的最低水平，同時部分頁巖油企業陷入破產邊緣，這說明國際原油價格確實已經跌入成本區。然而，賠本產石油的日子肯定長不了，在有效削弱頁巖油生產國競爭力后，歐佩克最終限產保價是大概率事件。

       從歷史經驗看，國際能源市場具有典型的周期性：需求增加，價格上升，投資進入，產能擴張，新技術涌現；然后需求放緩，市場反轉，進入相對低迷時期。這在多個能源品種和不同歷史時期都重復出現過。石油也不例外。正是因為美元走強、頁巖油供應增加、需求減少等多種因素相結合，才導致了近期的油價下跌，而與之相反的一系列因素也同樣可以導致正好相反的結果。1998年和2008年兩次石油價格大震蕩，就是明證。千萬不要被“亂花漸欲迷人眼”的表象所迷惑。尤其要看到的是，此輪國際油價下跌，還有可能引發世界能源供給格局大變動，進而引發地緣政治的不穩定，并從安全層面給我國帶來較大負面影響，需未雨綢繆、早作打算。

       搶占非常規油氣勘探開發制高點，需要擁有尖端的理論技術支撐。目前我國油企在非常規油氣領域勘探開發理論技術處于怎樣的水平，存在哪些問題？與北美頁巖氣產業相比，我國頁巖氣開發主要存在哪些瓶頸？

       康玉柱：由于地質條件、技術條件和市場條件與北美不同，我國的頁巖氣開發面臨成本與環保的雙重壓力。目前美國已開發的頁巖氣氣藏不僅地層海相沉積穩定、構造平緩，且埋藏深度大部分在1800米-2000米，而我國的頁巖氣地下結構復雜，褶皺強烈，儲層埋深變化大，且多數埋深超過3000米，技術難度更大，開發成本更高。以我國頁巖氣開采第一大省四川為例，頁巖氣埋藏深度一般在2000米-3000米，而在我國其他地區開發難度更大，埋藏深度一般在5000米左右。頁巖氣埋藏深度，直接影響著勘探和開發成本。

       韓文科：與傳統油氣儲藏有所不同，頁巖氣藏的儲層一般呈低孔、低滲透率特征，氣流阻力比常規天然氣大，因此只有采用壓裂技術才能開采出來，這是頁巖氣開發成本高昂的一個主要原因。目前，涪陵頁巖氣開鉆149口，完鉆120口，完成壓裂試氣49口，累計產氣11.36億立方米，銷售10.88億立方米，平均單井成本也從2012年的1億元，降至2014年底的5000萬-7000萬元。但相比之下，美國頁巖氣開采成本更具競爭力。目前海恩斯維爾（Haynesville）油區單井成本930萬美元、馬塞勒斯（Marcellus）油區單井成本600萬美元、巴尼特（Barnett）油區單井成本330萬美元、費耶特維爾（Fayetteville）油區單井成本260萬美元。

       正是由于成本低廉，使得美國頁巖油氣生產商鉆井數量去年初突破了1600口。經過這一輪國際油價下跌，減至目前的1421口，但這只能說低油價下美國頁巖氣開采更冷靜，且根據市場的變化作出合理調整，而美國的頁巖氣產量、市場份額和實力仍然全球第一。可以說，經過30多年的發展，以美國為代表的北美地區非常規油氣開發已經形成了成熟的水平井分段壓裂技術系列，創造了多項分段壓裂工藝世界施工紀錄：裸眼封隔器+滑套壓裂技術最高施工紀錄超過100段；泵送橋塞分段壓裂技術最高施工紀錄超過50段；套管射孔管內封隔器+滑套分段壓裂技術最高施工紀錄超過48段；連續油管環空加砂壓裂技術最高施工紀錄超過45段。而目前我國的分段壓裂施工最高紀錄僅僅為40多段，且需要依靠國外石油公司技術服務才能實現。

       石元春：北美頁巖氣的規模建產，顛覆了我國傳統的石油理論，帶來技術和理論上的突破與創新，具體表現在以下幾個方面：一是水平井分段壓裂等核心技術的廣泛應用，突破了傳統油氣成藏理論有效儲層下限，使原有的低勘探區難動用資源得到有效動用。二是從尋找優質儲層向尋找多類型儲層拓展。三是油氣勘探從高點轉向下凹（洼）領域、從局部構造圈閉轉向大面積巖性和全盆地領域。

       梅新育：目前全球正在形成美國、中國兩大非常規油氣戰略突破區，非常規油氣產量占總產量的比例快速升至10%以上。以頁巖氣革命為代表的非常規油氣理論技術創新，正在推動世界石油工業新的科技革命。

       但必須清醒地認識到，我國常規石油工業體系基本成熟，但與之協同發展的非常規油氣工業化體系尚未建立，還面臨多方面的挑戰。與北美頁巖氣商業化開發相比，我國頁巖氣大開發尚存在資源、技術、理論、基礎管網及政策等方面的差距。

       我國將如何通過頁巖氣理論、技術、環境和成本創新，邁越頁巖氣開采這“四道門檻”？

       韓文科：截至2014年年底，10年時間我國頁巖氣勘探累計投資200多億元，鉆探頁巖氣井400多口，平均單井產量可達10萬立方米/天；已完成多批次的頁巖氣勘探開發先導性試驗和陸上頁巖氣資源潛力初步評價及有利區篩選，在四川盆地海相頁巖氣開始投入商業性開發，在南方地區海相頁巖氣見到較好的苗頭，在鄂爾多斯盆地陸相頁巖氣勘探開發有了實質性突破。

       我國主要發育海相、海陸過渡相-湖沼相和湖相三類頁巖，分別形成于不同類型的沉積盆地，且分布規律不同。大量的地質調查、鉆探、評價等生產實踐和理論研究表明：三類頁巖的地質條件存在很大差異，其中海相是頁巖氣最為富集的近中期可實現商業性開發的頁巖層；海相頁巖氣富集高產區主要得益于五方面因素，即處于寬緩的復背（向）斜區、發育深水陸棚相富有機質頁巖集中段（厚度一般大于30米）、有利含氣層系頂底板保存條件較好、頁巖層總體上呈連續型分布、埋深大于2500米并處于超壓區；四川盆地龍馬溪組是目前我國發現的最有利的頁巖氣富集區，有利面積約4.8萬平方千米，埋深2500米-4500米，目的層平均厚度45米，含氣量4立方米-7立方米/天，頁巖氣可采資源量為4.2萬億立方米，主要分布于蜀南、川東地區。

       梅新育：厘清以四川盆地海相志留系龍馬溪組底部富集段作為頁巖氣大規模商業性開發的主力目的層之后，我國可以通過技術創新、商業模式創新為頁巖氣大規模商業性開發提供有力支撐。

       我國頁巖氣開發模式、組織模式、管理模式和商業模式正逐步形成，頁巖氣開發技術創新和規模化應用也促使頁巖氣開發周期大大縮短、成本明顯下降。目前水平井鉆井周期已縮至46-70天，水平井單井成本已降至5000萬-7000萬元，頁巖氣開采全生命周期成本已降至1.6元-1.8元/立方米。研究結果表明，目前我國頁巖氣開發尚處于初期階段，技術、裝備、管理、體制等方面有待進一步提升和完善，通過創新提升發展空間的潛力還很大，因此降低成本的空間仍然很大。

       康玉柱：2020年，我國頁巖氣年產量要達到300億立方米（其中四川盆地及周緣產量約250億立方米，其他地區產量約50億立方米），還需要做好以下三方面工作：一是還需要提前做好規劃、科學部署，新建PAD井場數需達到2300個，最小核心區面積（采氣井場占用面積）需達到1.6萬平方千米，鉆井數14000口，總投資4000億-7000億元。二是全面完成全國頁巖氣資源潛力調查與評價，準確掌握全國頁巖氣資源量及其分布規律，優選20-30個頁巖氣遠景區和15-20個有利目標區，建成頁巖氣田3-5個，探明頁巖氣地質儲量10000億立方米、可采儲量2000億-3000億立方米。三是大規模商業性開發四川盆地海相龍馬溪組頁巖氣，開發目的層系埋深2500米-4500米，含氣層以超壓區為主；南方其他地區海相頁巖氣開發獲得突破；海陸過渡相-湖沼相和湖相頁巖氣勘探取得較大進展。

       石元春：要想短期內實現技術趕超，相關政策支持必不可少。頁巖氣勘探開發涉及地震勘探、鉆井、水力壓裂、采氣、集輸等多個環節，這些環節均存在對水資源、大氣和土壤等方面的污染及對當地社區的影響，為此須加強對頁巖氣勘探開發事前、事中、事后全過程的嚴格監管。因此，需要盡快制定、完善相關環境監管法律法規和標準；培養充足的許可審批與監管人員；研發現場監測設備和構建系統化檢測方法；推動環境監管的信息公開和公共參與，規范信息披露行為。

       2012年-2015年，我國中央財政對符合相關條件的頁巖氣開采企業按0.4元／立方米的標準給予補貼。“十三五”期間是我國頁巖氣產業發展從投入期步入成長期的關鍵時期，在國際油價大幅下跌并將在未來3-5年內保持60美元-80美元/桶、全球對頁巖氣投資縮減的背景下仍然激勵企業勘探開發頁巖氣的積極性就顯得尤為重要。因此建議將0.4元/立方米的補貼政策延長至2020年。

       此外，應盡快完善頁巖氣資料統一管理制度，將頁巖氣的資料提交與礦業權管理直接掛鉤，實現頁巖氣礦業權管理流程的綜合集成和數據共享。建立頁巖氣資料采集、加工、處理和儲存機制，加快推進頁巖氣資料的數字化，建立健全頁巖氣資料管理和服務工作新機制。加快建立以中國頁巖氣地質調查和勘探開發資料為主要內容的、涵蓋國內外頁巖氣資源信息的國家級頁巖氣數據庫。建設國家頁巖氣資源公共信息網，搭建集動態信息、公共信息、礦業權管理和原始數據管理于一體的頁巖氣信息管理、發布與共享服務平臺，以切實落實頁巖氣礦業權的開放政策，真正做到公平準入，鼓勵有效競爭。（原載《中國石油企業》，記者：田野）