中国页岩气勘探开发进展（8-5）
胡经国
20141121），国务院《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》（下称《行动计划》）指出，要立足国内，加强能源供应能力建设，不断提高自主控制能源对外依存度的能力到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。
⑴、大力发展天然气
在大力发展天然气方面，《行动计划》指出，要按照陆地与海域并举、常规与非常规并重的原则，加快常规天然气增储上产，尽快突破非常规天然气发展瓶颈，促进天然气储量产量快速增长。
①、加快常规天然气勘探开发
以四川盆地、鄂尔多斯盆地、新疆塔里木盆地和南海为重点，加强西部低品位、东部深层、海域深水三大领域科技攻关，加大勘探开发力度，力争获得大突破、大发现，努力建设8个年产量百亿立方米级以上的大型天然气生产基地。到2020年，累计新增常规天然气探明地质储量5.5万亿立方米，年产常规天然气1850亿立方米。
②、重点突破页岩气和煤层气开发
加强页岩气的地质调查研究，加快工厂化、成套化技术研发和应用，探索形成先进适用的页岩气勘探开发技术模式和商业模式，培育自主创新和装备制造能力。着力提高四川长宁威远、重庆涪陵、云南昭通、陕西延安等国家级示范区储量和产量规模，同时争取在湘鄂、云贵和苏皖等地区实现突破。到2020年，页岩气产量力争超过300亿立方米。以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘为重点，加大支持力度，加快煤层气勘探开采步伐。到2020年，煤层气产量力争达到300亿立方米。
③、积极推进天然气水合物资源勘查与评价
加大天然气水合物勘探开发技术攻关力度，培育具有自主知识产权的核心技术，积极推进试采工程。
⑵、清洁高效发展煤电
在推进煤炭清洁高效开发利用方面，《行动计划》指出，要按照安全、绿色、集约、高效的原则，加快发展煤炭清洁开发利用技术，不断提高煤炭清洁高效开发利用水平。
清洁高效发展煤电。要转变煤炭使用方式，着力提高煤炭集中高效发电比例。提高煤电机组准入标准，新建燃煤发电机组供电煤耗低于每千瓦时300克标准煤，污染物排放接近燃气机组排放水平。
①、推进煤电大基地大通道建设
依据区域水资源分布特点和生态环境承载能力，严格煤矿环保和安全准入标准，推广充填、保水等绿色开采技术，重点建设晋北、晋中、晋东、神东、陕北、黄陇、宁东、鲁西、两淮、云贵、冀中、河南、内蒙古东部、新疆等14个亿吨级大型煤炭基地。到2020年，基地产量占全国的95%。采用最先进的节能节水环保发电技术，重点建设锡林郭勒、鄂尔多斯、晋北、晋中、晋东、陕北、哈密、准东、宁东等9个千万千瓦级大型煤电基地。发展远距离大容量输电技术，扩大西电东送的规模，实施北电南送工程。加强煤炭铁路运输通道建设，重点建设内蒙古西部至华中地区的铁路煤运通道，完善西煤东运通道。到2020年，全国煤炭铁路运输能力达到30亿吨。
②、提高煤炭清洁利用水平
制定和实施煤炭清洁高效利用规划，积极推进煤炭分级分质梯级利用，加大煤炭洗选比重，鼓励煤矸石等低热值煤和劣质煤就地清洁转化利用。建立健全煤炭质量管理体系，加强对煤炭开发、加工转化和使用过程的监督管理。加强进口煤炭质量监管。大幅减少煤炭分散直接燃烧，鼓励农村地区使用洁净煤和型煤。
⑶、稳步提高国内石油产量
在稳步提高国内石油产量方面，《行动计划》、要求，坚持陆上和海上并重，巩固老油田，开发新油田，突破海上油田，大力支持低品位资源开发，建设大庆、辽河、新疆、塔里木、胜利、长庆、渤海、南海、延长等9个千万吨级大油田。
①、稳定东部老油田产量
以松辽盆地、渤海湾盆地为重点，深化精细勘探开发，积极发展先进采油技术，努力增储挖潜，提高原油采收率，保持产量基本稳定。
②、实现西部石油增储上产
以塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、柴达木盆地为重点，加大油气资源勘探开发力度，推广应用先进技术，努力探明更多优质储量，提高石油产量。加大羌塘盆地等新区油气地质调查研究和勘探开发技术攻关力度，拓展新的储量和产量增长区域。
③、加快海洋石油开发
按照以近养远、远近结合，自主开发与对外合作并举的方针，加强渤海、东海和南海等海域近海油气勘探开发，加强南海深水油气勘探开发形势跟踪分析，积极推进深海对外招标和合作，尽快突破深海采油技术和装备自主制造能力，大力提升海洋油气产量。
④、大力支持低品位资源开发
开展低品位资源开发示范工程建设，鼓励难动用储量和濒临枯竭油田的开发及市场化转让，支持采用技术服务、工程总承包等方式开发低品位资源。
⑷、积极发展能源替代
在积极发展能源替代方面，《行动计划》表示，坚持煤基替代、生物质替代和交通替代并举的方针，科学发展石油替代。到2020年，形成石油替代能力4000万吨以上。
①、稳妥实施煤制油、煤制气示范工程
按照清洁高效、量水而行、科学布局、突出示范、自主创新的原则，以新疆、内蒙古、陕西、山西等地为重点，稳妥推进煤制油、煤制气技术研发和产业化升级示范工程，掌握核心技术，严格控制能耗、水耗和污染物排放，形成适度规模的煤基燃料替代能力。
②、积极发展交通燃油替代
加强先进生物质能技术攻关和示范，重点发展新一代非粮燃料乙醇和生物柴油，超前部署微藻制油技术研发和示范。加快发展纯电动汽车、混合动力汽车和船舶、天然气汽车和船舶，扩大交通燃油替代规模。
⑸、加强能源储备应急能力建设
同时，还要加强储备应急能力建设。《行动计划》强调，完善能源储备制度，建立国家储备与企业储备相结合、战略储备与生产运行储备并举的储备体系，建立健全国家能源应急保障体系，提高能源安全保障能力。
①、扩大石油储备规模
要建成国家石油储备二期工程，启动三期工程，鼓励民间资本参与储备建设，建立企业义务储备，鼓励发展商业储备。
②、提高天然气储备能力
加快天然气储气库建设，鼓励发展企业商业储备，支持天然气生产企业参与调峰，提高储气规模和应急调峰能力。
③、建立煤炭稀缺品种资源储备
鼓励优质、稀缺煤炭资源进口，支持企业在缺煤地区和煤炭集散地建设中转储运设施，完善煤炭应急储备体系。
④、完善能源应急体系
加强能源安全信息化保障和决策支持能力建设，逐步建立重点能源品种和能源通道应急指挥和综合管理系统，提升预测预警和防范应对水平。20141126），中国能源体制改革让民企在页岩气行业寻觅到新机会。如果有更多好的区块可以参与市场竞争，页岩气行业会发展更可观。在第三轮油气招标中，在优质油气田开放上可能会有所突破。十二五规划的数据显示，预计2015年天然气消费总量在2600亿立方米左右由于国产气量不足，约有30%的缺口。而非常规天然气页岩气、致密气、煤层气和天然气水合物等是目前看来最好的替代气源。
同时，国家政策对于打破能源垄断、推进混合所有制改革的信号越来越明晰。第三轮页岩气招标或将在2015年重启在第二轮招标不限定企业出身的前提下，此轮招标将更加侧重考虑地方国土局的意见，实现页岩气勘探开发属地化。据悉，北京九尊能源技术股份有限公司下简称：九尊公司参加第三轮页岩气招标，并且早就把标书准备好了。
⑴、贵州页岩气区块或明年获批
对主业一直是煤层气的九尊公司来说，页岩气的确是意外收获。据了解，贵州页岩气井是九尊公司为华电等国企做地质评价时勘探发现的。据介绍，在贵州页岩气区块勘探出来以后，目前处于暂停等待阶段，已申报国土部批准最新信息，预计明年初会得到回复。
此前据称，好的页岩气区块都在“三桶油”手中，民企进入意义不大。另据认为，这种言论基本属实，但是不排除“三桶油”所有区块以外还有不错的区块。对于贵州的项目，并未将其划进资源区，但是最后勘探也出气了。九尊公司能够参与贵州国家项目还有一个原因，那就是出于对技术保密等因素的考量，华能集团也更希望竞争对手以外的企业参与开发。同时，能源行业改革的推进也促使更多民企进入这一领域。
据介绍，自混合制政策推广以来，石油行业的一些国企管理层对于政策的变化非常敏感，已经有企业专门拿出来一些业务来打造多元化经济体。目前业界对混合所有制有不看好的声音，是投资自由化程度不够造成的。但是，混合所有制一定是行业发展的方向。
另据透露，国家正在考虑从“三桶油”区块中，拿出一部分对民企开放，不过具体落实还需要有关方面批复。不过，政策及税费支持固然重要，但是对民营企业来说，吸引力最大的还是资源本身。耗资巨大会让民企望而却步。
据预算，现在平方公里打一口井的投入为12个亿贵州区块有4000多平方公里假设这其中有10%可用，那就至少要投入1000个亿。投入高，但是回报也很好。以中石化涪陵项目为例，项目每天可回收27万元，大约两年即可回收成本；而煤层气则需要615年才可收回。这些都更符合投资人的需求。
谈及第三轮页岩气招标，李玉魁表示，九尊公司一定要参加，公司早就把标书都准备好了。
据介绍，第三轮招标会和第二轮招标有很大的不同，会更侧重考虑地方国土局的意见，把页岩气的勘探开放当地化，更重视属地化。地方国土厅也会一定程度上提供保护，让地方公司获得勘探开发权。属地化非常有利于行业的发展。异地开发的情况仍会存在，但不鼓励。
另据认为，第三轮招标的变化，总体来说是有利于行业发展的，但是改变招标方式让权利下并不能从根本上解决页岩气开发存在的问题。这是因为，民企进入页岩气行业最大的阻力还在于机制体制问题项目前期投入比较大，技术以及资本门槛很高，这就涉及哪些部分到底由谁来做的问题
现在的页岩气项目，从油气田归属权开始到后期管道运输、市场销售等方面都存在不确定性。勘探本身的风险是不可预见的，这也是企业应该承受的风险，但是后续产权、进入管道、市场等等，均不够明朗，存在不确定性，民企进入就会很困难，毕竟他们承受能力有限。据介绍，在美国，页岩气行业有很多小公司这些公司只需要考虑如何用最低成本采出气来就行了，产权等问题都很清晰。因此，有关部门应该花更多时间进行研究，比较扎实地解决产权、管道、市场的问题，给民企更多的确定性，让他们能有比较看见的未来。而技术目前是个问题，未来不会成为大问题。技术的进步是很快的。
⑵、民企的页岩气投资机会
自2009年国家非常规油气对民企开放以来，民企的投资增多不少。很多民企公司并不缺钱，拿出几十亿、上百亿的企业不在少数。一般，这种大投入的能源项目多采取财团形式，由若干个公司和机构参与。而目前国内央企少见这种形式的原因是，作为央企，他们相对较容易获得银行资金，所以很少利用此种方式。但是，现在国家鼓励混合制经济。
对于页岩气的开发，民企对于不同类型的项目意愿不同例如，资源类开发耗资巨大，资金雄厚的民企也会出现在投资集团中参与开发。再往下，开发一块油田，会需要钻机、抽气等设备，那么制造相关设备的民企则会希望在这个阶段参与再往后略小的投入，例如投资建加气站、投资加气机等，也是根据自身需求和资金实力而定的。资源的开发会带动一系列的工程投资。
据透露，九尊公司的贵州区块，今年融资5000万元用于早期勘探，等贵州区块资源拿到了，会需要更多的钱。而对于天然气上市价格的问题，页岩气和煤层气一样，国家没有对其有价格封顶的要求，只给出参考价目前，天然气是卖方市场。中石化投产的涪陵页岩气报价为2.78元立方米，较川渝当地天然气价溢价约40%。
页岩气行业在中国遇到的最大问题之一仍然是市场体制问题。市场化不够也会增加投资成本一口井中国投资12个亿，而美国则不会超过4000万同样一个项目，中国的投资是美国项目的2.5倍。如果有更多好的区块可以参与市场竞争，这个行业会发展得很可观。中国迎来页岩气革命20141126），美国的页岩气革命改变了全球能源格局，也使页岩气这种新能源成为备受关注的焦点中国是否也能借助页岩气革命改善能源结构，提高能源供给能力近年来，关于页岩气的新闻隔三差五出现，业内人士也纷纷发表观点其中有乐观派、激进派，也有悲观派、保守派。国页岩气开发的前景究竟如何成本问题、技术问题、环境问题等争论不休。日前，国土资源部召开新闻发布会，有关专家集中就页岩气勘查开发的热点问题进行了权威解答，页岩气革命的中国时代或将到来。国页岩气勘查开发前景广阔
美国从上世纪80年代开始开展页岩气勘查开发技术攻关，直到本世纪初才实现技术突破，2006年以后实现快速发展，先后探索30年。而国真正开始探索页岩气勘查开发只有5年时间。就在这短短的5年时间内，国在页岩气基础调查、勘查、开发以及技术装备等方面都取得了长足进步。国土资源部公布的最新成果显示：国已经探获页岩气三级储量近5000亿立方米，形成了年产15亿立方米产能特别是在四川盆地探明了首个千亿立方米整装页岩气田，标志着国进入页岩气规模化开发初期阶段。预计到2015年，全国页岩气产量将达到65亿立方米2017年达到150亿立方米到2020年全国页岩气产量将超过300亿立方米，如果措施得当，有望达到400600亿立方米，占天然气总产量的15左右。
可以说，国页岩气勘查开发形势大好但我们也应当看到，目前的突破仅仅局限于四川盆地内的海相局部地层其他海相地层以及广泛分布的陆相和海陆交互相地层，尚未形成工业产能。四川盆地的天然气勘查开发已经有半个世纪的历史，勘查程度很高，在这里率先取得重大突破并不让人感到意外。但如今在美国，几乎全国各地都发现了页岩气，而不仅局限于某个地区。
因此，在今后的几年里，国页岩气勘查开发能否按照预期顺利推进，关键在于四川盆地以外地区能否取得突破，比如鄂尔多斯、塔里木、准格尔、渤海湾等地区。同时，四川盆地外围湖南、湖北等广大的中下扬子地区也需要进一步加大勘查力度。
国土资源部地质勘查司副司长车长波指出，页岩气勘查开发意义重大，影响深远。国是人口大国，优质的油气资源严重短缺，迫切需要新的非常规油气资源来改善能源结构。页岩气的开发不仅能提高国内油气资源的供给能力，改善国的能源结构，也能改善大气环境，促进国天然气工业的发展，提高国油气资源勘探开发的能力和水平以及在国际能源领域的话语权。
据报道，因为考虑到地质构造复杂等因素，近日，在中国签署首份页岩气生产分成合同的壳牌公司将缩减在四川的项目规模。对此，中国工程院院士翟光明表示，中国目前的投资回报可能赶不上美国，所以海外集团从战略角度会有所调整，但不能因此否认中国的页岩气前景。
中国地质调查局油气资源调查中心副主任高炳奇指出：我国页岩气勘查开发还处于探索时期，在开发成本上比商业性大规模生产要高一些，这是肯定的。但是从美国的经验来看，如果我们经过探索形成规模化生产以后，成本就会大大降低。再加上生产立方米页岩气国家补贴0.4元，从发展的观点来看，页岩气的经济前景是很可观的。
在一个地区内，生产井越多，产量越高，页岩气的开发成本就会越低。重庆涪陵地区就是一个很好的例子中石化在这一区块施工水平井79口，投产27口，多口水平井获得高产气流，并且计划到2015年将钻井数量增加到253口。据初步了解，目前，在涪陵开发页岩气的成本已经降到每立方米23元之间，这要低于国际上的平均气价。
此外，国目前水平井的单井成本已经从1亿元下降到5000~7000万元钻井周期从150天减少为70天，最短的只有46天。随着技术的发展，页岩气开发成本还会进一步降低。
⑵、页岩气对环境的影响值得关注
页岩气开发是否会对环境产生影响甚至带来灾难，这是公众普遍关心的问题，也存在一些争论。从目前我国施工的130口水平井来看，我们并没有发现这个迹象。同时，从美国近10年施工的近10万口页岩气水平井来看，也没有发现对环境造成严重破坏的现象发生。但是，及早地去探索、研究页岩气开发是否会带来环境污染甚至灾害，并提出预防措施，是很有必要的。目前，我国有关部门和石油企业正在开展相关的工作。关于页岩气开发是否会引发地震的问题，最近不仅国内，还包括美国的个别州也都出现了质疑的声音。目前，国内进行页岩气开发的重庆涪陵以及四川的长宁、威远等地，并没有出现因页岩气开发导致地震的现象发生。
最近，还有研究机构指出，在使用水力压裂开发页岩气时，各国政府和企业可能面临水资源困境。对此，车长波指出，从目前来看，少量的水平井施工都是就近取水，并不存在什么用水困难。像涪陵这样的示范基地，上百口井同时施工，采取的措施是从乌江集中调水，不影响当地居民的用水，也不影响地下水的水位。从长期看，随着人类智慧、能力的增强，一定会找到一个好的办法，解决页岩气水平井压裂过程中用水的问题。美国、俄罗斯和中国的科学家们正在积极探索无水压裂。
⑶、关键技术基本实现国产化
中国地质调查局油气资源调查中心副主任高炳奇介绍说，目前页岩气勘查开发的主要技术包括：页岩气甜点的地球物理识别技术，即找到页岩层里面哪些地方含气量最高，最有希望被开发出来找到页岩气的甜点之后，就要进行钻探，页岩气最常见的是水平井，这时就用到长水平井的钻井技术再就是分段水力压裂技术，有些国家已经能够做到四五十段，国目前最多做到了22段此外还有微地震监测技术、产能预测数字模拟技术以及水平井井工厂的模式。国页岩气勘查开发和技术研究的历史很短，但油气资源勘查开发的历史较长石油公司在勘查开发致密油气过程中积累了大量水平井钻井、完井、压裂等关键技术，有些可以移植到页岩气勘查开发中。同时，中国的石油企业学习和借鉴国外先进技术，并在实践中不断完善，使国页岩气勘查开发技术在短时间内取得了长足进步。国已经初步掌握了页岩气地球物理、钻井、完井、压裂改造等技术，已经具备了3500米以浅水平井钻井及分段压裂能力。有些技术装备的性能指标已经达到或接近国际先进水平，比如非震物探识别预测、整体可移动轨道钻机、压裂车以及环保技术等方面。
但是还有个别关键性技术与国际先进水平相比还不够成熟，比如钻井地质导向、随钻测量、压裂可钻桥塞、微米纳米结构与成分分析等。目前，我国页岩气的主战场是在南方，地质条件比美国复杂美国的一些技术直接引进来可能会出现水土不服的现象，包括在涪陵地区的一些技术方法拿到其他地区也可能出现不适用的情况。因此，这些技术还需要在实践中不断地探索和完善。高炳奇说。
⑷、继续为页岩气革命保驾护航
国土资源地质勘查司司长彭齐鸣表示，国土资源部将继续以机制创新为主线，以开放市场为核心，加强监督管理，充分地调动社会各类投资主体的积极性，进一步促进页岩气勘查开发有序、健康、快速发展。下一步将积极营造有竞争、有活力、有秩序的页岩气勘查开发市场，进一步向社会出让一批页岩气勘查区块，使更多包括民营企业在内的社会资本进入页岩气勘查开发领域;鼓励石油公司在原有的石油天然气区块进一步增加页岩气探矿权，加大综合勘查投入。
同时，中国地质调查局资源评价部副主任龙宝林表示，地质调查工作将加大页岩气基础调查研究力度，为页岩气的勘查开发提供更好的保障。一个是围绕南方古生界海相地层的页岩气部署基础地质调查工作重点部署在一些有潜力的地区，包括四川盆地、武陵山地区、滇黔桂等地区，通过重点地区的调查评价工作，评价、优选有利目标区，为国页岩气的发展提供后备基地。另一项重点工作是全国页岩气资源潜力评价中国地质调查局已经部署了一批重点项目，包括：页岩气资源评价参数体系及技术方法研究、全国页岩气资源动态评价、南方页岩气资源分布区的地应力场调查、页岩气关键实验测试技术研究、南方地区页岩气勘查开发水资源与环境影响因素研究。希望通过这些项目的实施，建立动态评价方法，进行全国页岩气动态评价，摸清国页岩气资源家底。同时，通过调查研究工作，基本摸清不同地区、不同构造单元的地应力场特征、水资源分布，提出环境保护的措施，为页岩气的勘查开发提供保障。页岩气勘探开发任重而道远，现在已经有了良好的开端。相信通过不断的踏实工作，页岩气这种清洁高效资源将成为中国能源的重要组成部分。对国页岩气的未来充满信心。中石油20141128），2014年9月，中石化混改”）方案正式出炉。经过三轮严格筛选，最终共有25家公司胜出，成为中石化销售有限公司的新股东。但是，与中石化相比，中石油却要低调得多。就在各方关注中石油为何迟迟未放出的混改方案时，却有消息称：中石油已经敲定吉林油田、大港油田两家局级单位油田作为试点，各拿出35%的股份引入民营资本，预计在明年1月对外正式公布。十一五以来，中石油投资规模持续增长近3年每年都在4000亿元左右，资产总额增加至3.74万亿元。但是，部分大型投资项目远没有达到预期收益，公司现金流动不足，资产负债率达到45%，过度依靠投资拉动实现规模扩张的增长方式已难以持续。与此同时，中石油的主营业务盈利能力也正逐年减弱。来自中石油内部的报告显示，其上游业务在油价高位运行的情况下，投资回报率仍以每年平均3%4%的速度下滑。
在此背景下，中石油的运营成本呈现刚性增长，加大深化改革步伐已刻不容缓。早在2014年5月，中石油公告就拟以西一、二线相关资产及负债出资设立东部管道公司。新公司成立之后，中石油将通过产权交易所公开转让其100%股权。
据称，此次中石油以两家油田作为试点，各拿出35%的股份来引入民营资本，还可能只是个敲门砖，后续钻井和地球物勘等辅业资产也有望适时放开。但是，最先试点的这两家油田吉林油田和大港油田，却被曝出另有玄机。据媒体报道，吉林油田探明储量已经所剩无几，而地跨津冀鲁3省市的大港油田，其油气产量也在16个油田中排名靠后。这两家油田的现状，引发了多方质疑。在这些质疑中，对中石油混改影响最大的要数民资对中石油混改诚意的质疑。
必须承认对于民营油企来说，吉林油田和大港油田是有一定吸引力的，原因在于民营石油企业长期缺乏油源。但是，这并不意味着民资一定会积极参与。中石油的“混改”方案是否有足够的吸引力，需要看未来能给这些民资带来多少增量。
此外，如果仅仅是参股的话，民营油企依然没有话语权。民营企业参股其中，并不意味着油田开采出来的原油就能直接供给民营油企；而对它们来说，参股最大的动力就是油源能够得到保障。除非中石油在具体细节上规定对参股民营油企优先保障供油，否则仅仅转让35%的股权就稍显诚意不足。从股权转让消息上看，具有很强的不确定性具体的整改方案还没有出台。就此次的试点地区来说，吉林油田探明储量所剩无几这对于民资企业很难有诱惑力民营企业都是从自己口袋里出钱，因而会比国家投资更加谨慎，对于利益的计算更是细之又细。其次，此次引入民营资本的门槛要求锁定在石油类周边企业因此对于一些行业范围外的民资即使感兴趣可能也很难进入。
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