中国页岩气勘探开发进展（9-2）
胡经国
页岩气成为油气体制改革突破口20141204），中国油气体制改革是能源和经济体制改革中一个重要的组成部分，但与某些部门相比，其改革有相对滞后之势。这令业内人士颇为焦虑。人们议论纷纷：卡在哪里了？突破口在何处？怎样走上一条较顺畅的改革之路？
中国油气工业在取得辉煌成绩的同时，也存在着许多问题。特别是现今的状况难以适应经济持续健康发展的要求，难以匹配深化改革的进行。
一方面油气储产量上升缓慢，另一方面存在大量探明而未动用的储量，无力进行新区、新领域的开拓。为此，油气工业经营管理体制必须要进行重大的改革以使之具有更強的活力，以适应经济和社会的发展。
⑴、产业上游垄断制约市场化
在目前上中下游都有相当充分且相对平衡发展的情况下，油气产业链的正常运行和持续发展更大程度上决定于上游不断发现、探明新油气田并向市场提供稳定且不断增长的供应。因而掌握上游的企业也往往有更大的发展主动权和更高的利润。
显然，油气管理经营体制的改革也必须顺应油气产业发展的这一客观情况，由局限的点式改革向全产业的链式改革发展不但不能回避，而且必须特别重视上游存在的问题，以其之破解来带动整个油气领域的改革。
近年来的实践进一步使人们深化了上述认识。以中游的管线为例，其连通上、下游的作用是不言而喻的管线的垄断分割局面明显影响到油气行业的发展。在强烈的呼声下，国相应主管部门最近出台了改革管线经营管理的《油气管网设施公平开放监督办法》。这是件大好事但事后观之对产业发展的促进作用却不够明显。
新条例要求管线对所有用户公平准入但由于上游垄断局面没打破，没有几个新用户要求这个准入几个老用户仍将油气在由自己管理的管道上运输。那么，该条例至少到目前还难以发挥其预期的推动产业发展和改革的目的。国在原油成品油进口上的开放程度很有限即使允许少量非油国企按配额进口原油（包括用以深加工的燃料油）也必须交国有油企安排炼油。
至于产业链末端油品的销售，早就有民营企业存在。为了使外方保障对国原油的供应，曾实行以市场换资源的政策允许外国公司在持续供应原油的条件下在国合资建炼厂并经营一定数量的加油站。显然，这种下游的有限开放仍难以改变整个石油工业处于垄断、低效和发展速度相对缓慢的状态。
上游企业存在的前提是取得有法律保障（一定时间内的排他性）的矿权，即勘探开发区块。按目前的解释国具有申请这类区块资质的只有三个国有油企（即被简称为中石油、中石化、中海油的三大公司）和一个地方国有油企（即陕西省延长石油公司），它们被称为三桶半油这就使上游处于行政性垄断中。
其他即便是大型国有涉油企业（如中国化工公司、振戎公司及大型电力企业新成立的若干石油公司）也无资格进入此领域，更何况民营中小石油企业。于是这些企业被逼只能向国外的上游求发展，有的还取得令人瞩目的成绩。长期执行此政策使中国可能有油气远景的地区被三桶半油全覆盖有进入无退出的区块管理成为死水一潭，整个油气工业被拖入缺乏生命活力的状态。
⑵、区块管理未能实施
按照国相关法律法规，获准进行勘探、开发区块是有条件的要求在规定年限内完成相应工作量，未能完成规定工作量者必须逐步缩小直至完全退出已占有的区块。换言之，区块不能终身占有，不能占有大面积区块而不去充分勘探、开发。
但是，这些规定没有落实：占有区块者没有按时报告工作，区块管理部门也没有按期检查区块投入的工作量，没能使过期或投入工作量不足的区块及时退出。退一步说，即使该主管部门想管此事，也缺乏相应规章具体赋权，更无相应的监管机构和专业人员。
因此，中国油气勘探开发区块长期不变地被三桶半油全覆盖式占有的状况，固化了上游的“垄断”。这也就导致上面提到的大量已探明储量长期被空置而不能投入开发、贡献产量。
而且，“垄断”上游区块的国家石油公司长期未履行有关规定上交地质资料。当然，也必须承认，目前国对地质资料上交、保管、获得的有关规章也还不够完善，缺乏可操作性。
此外，区块管理的相关规定中要求：区块持有者可依法转让其持有权，但须经管理部门批准并备案。此类规定也未获执行。实际情况是油气区块的持有者对无力勘探开发的区块在未经原批准单位批准的情况下，私相授受给民营企业（多数是与各公司有密切关系者），从而出现了许多权力寻租的暗箱作业。针对上述情况，强调依法对现行区块管理体制进行改革就十分重要、迫切。为此，要求目前的勘探开发区块所有者对持有的区块先行自查并主动退出然后由主管部门组织力量分批对其进行复查并提出整改意见。
这个过程中可能会有来自利益相关方的干扰。这就要求执法者熟悉专业知识，防止出现所报工作量的虚假，如把规定地块外、规定时间外的工作量混入；防止把勘探与开发这两种不同阶段（他们分别持有区块登记证书）的工作量混淆和重复计算等。对已把区块的勘探开发权私自转让给其他企业者，其工作量如何计算也应有明确规定。
⑶、页岩气适合作为油气体制改革突破口
油气体制改革是经济体制改革大局中的一部分，是对能源革命全局有重大影响的系统工程，也一定是复杂艰难并且会有曲折的。为此，既需要有高屋建瓴的顶层设计又需要有逐步完善的实施细则。在分步实施中首先选点进行实验是一个好的做法。页岩气及相关的页岩油初步探索的成功恰恰提供了这样的机遇。
页岩气和页岩油在赋存空间地区和层位上是密切不可分的统称页岩气来涵盖这类非常规油气。页岩气发展快、潜力大，因而在中国非常规油气中具有代表性。而非常规和常规油气的差别主要在技术上，从管理体制上看基本上是一致的。因此，以页岩气为整个油气体制改革的突破口是合适的。
试验区必须落实在地区上。页岩油气在川、渝两地最发育，特别是已取得的初步成果和认识，两地地方政府又有很高的积极性。所以多建议将该试验区设在川、渝两地。显然，它不仅是国家从生产上设立的页岩气勘探开发示范区，而更重要的是油气体制改革的综合性试验区。
既然是综合性的，那么就应该是全面的但是，从首先必须进行的工作上看，认为，应强调综合勘探、综合开发、综合利用。这是因为，页岩气与页岩油常伴生于同一油气藏，甚至同一口井中。页岩油气、致密（砂岩）油气、煤层气等非常规油气也可在同一区块内共生。进而常规与非常规的界限可以是过渡的两者是可以共生于一个地区、区块，甚至同一层位的不同埋深处。因此，综合勘探、综合开发、综合利用是合乎资源赋存客观规律的，也有利于提高经济效益。这对于资源相对缺乏的国特别重要。
⑷、探索新的油气管理监督体系
既然称综合试验区，那么体制改革就是其重点。这是个涉及全局的系统工程，限于篇幅本文中仅涉及几个须首先关注的问题：
①、在油气管理上政府与市场边界的界定
国内外的实践已证明获得油气持续发展的动力来自市场竞争带来的科技进步和效率提升。显然，油气体制改革也必须首先理顺本领域内政府与市场的关系，实现政府归位、市场松绑。
②、中央和地方政府责权利的界定
目前，油气作为特殊矿种由国家进行一级管理，在实践中已暴露出许多问题。在政府机关编制已严格限定的情况下，要求中央部门（如国土资源部）管理监督大量的区块准入和退出转让，甚至数十上百个公司的运作是不现实的。可以借鉴美国的经验实行中央和地方的多级管理的试验。当然，这就要涉及责、权、利的划分，涉及到税收。
③、试行油气统一监管
显然，不可能把页岩油气的管理与整个油气工业分割进行所有的改革都要以页岩气入手而为整个油气体制的改革所用。进一步看，还有各界十分关心的环境保护的监管问题。将专业性相当强的油气环保与油气监管分割进行、各立部门显然是不利的。在加强政府监管中青岛市推行综合执法的网格化运作的经验有值得借鉴之处。此外，也要对非政府机构（NGO）对环境的监管留下一定的空间。
④、完善法规体系
无论是从目前的行业管理上看还是从改革和发展的要求上看，涉及油气的法规体系都还不够完善有的要新立，有的要补充修改。这涉及到立法机构要完成久议未决的一批法律涉及到各级政府陆续出台的法规需要重新清理、修改和新立涉及到过去由公司执行的一大批国标、行标和内部规章亦要适应新的形势予以肯定、修订和制定等。所以，帮助有关方面完善相应的法规体系也是综合试验区必须承担的工作。页岩气“蛋糕”要做大分好20141208），目前，国页岩气勘探开发已累计投资200亿元，钻井400口其中水平井130口，获得三级储量近5500亿立方米，已形成年产18亿立方米产能。虽然页岩气开发的成绩巨大，但若称之为中国的页岩气革命还为时尚早。未来，如何做大和分好蛋糕，是页岩气开发的关键。这是记者在12月3日于北京举行的中国天然气国际高峰会议上了解到的。
⑴、技术政策仍需再支持
国土资源部油气资源战略研究中心副总工程师岳来群介绍，国目前页岩气勘探开发集中在长宁、威远、昭通、涪陵、延长等区块。截至2014年10月31日，中石油、中石化、延长石油在这些区块已累计生产页岩气13亿立方米。预计2014年页岩气产量可达16亿立方米，2015年有望达到或超过65亿立方米的规划目标。目前，国内已掌握页岩气地球物理、钻井、完井、压裂改造等相关技术，具备了4000米以浅水平井钻井及分段压裂能力，可自主研发、生产压裂车等装备。水平压裂最多可达26段，最长达2130米，少数页岩气钻井深度超过4500米。
岳来群表示，在短短的五年间，能取得如此大的成绩是值得肯定的但这并不代表中国的页岩气革命已经开始。相较于美国3209亿立方米年的利用规模，国页岩气仍处于工业起步阶段。
在技术上，目前国的大部分技术仍然是借用美国在页岩气开采方面的经验虽然可以实现国产化，但是创新能力不足，有些技术无法适用于国的地质和岩层类型。过大的泥浆、井液比重会导致地层漏浆、漏水加重、井壁垮塌和压裂效果不理想等情况。特别是中国页岩气储集层深度大，地表条件更为复杂且水资源极度缺乏，因此要做大国的页岩气开发这块蛋糕，必须要对关键技术攻关创新。
在管网建设上也存在着瓶颈。2013年底，国油气管道总长已超过10万千米。其中天然气管道约6800千米但互联度低，因此即使有气可通，也难以入网输出，且大多数管道归大型石油企业所有。因此做大页岩气开发蛋糕还必须推进管网建设，扩大管道网络的覆盖面。
在成本核算上，以川渝地区为例，宏观上每口井的投资成本在7000万元这相当于一口日产10万立方米的气井3年产量的门站销售收入。未来，国际油价如果继续下跌，将对国内页岩气投资有一定影响。因此，岳来群认为应加大投资，加强钻探，并吸引社会资本进入。此外，也有企业呼吁，希望延长开采页岩气的补贴政策并加大政府资金的扶持力度。
⑵、矿权流转有待新突破页岩气开采第三轮招标正在准备中在前两轮招标中，部分企业的项目进展和前期的预判存在很大出入这可能造成其他介入者有所警觉因此第三轮招标的进展并不会太快。如何提供更有吸引力的区块，这是第三轮招标面临的问题。岳来群在接受记者采访时表示。
截至目前，前两轮中标企业的总毛投资超过20亿元其中某些区块完成二维地震测量、资源调查，只有少数区块已经实施钻探。而事实上，真正实现商业运转的只有中石油、中石化等大型央企。除了拥有雄厚的资金实力以及先进的技术水平，大型央企在页岩气开采上所获得的成功与他们拥有优质的区块开采权密不可分。据了解，油气矿业权区的资源量占到页岩气总资源量80%，而第二轮招标的区块都回避了与它们重叠的位置因此勘探开采有一定的难度，开发成果并不显著。
岳来群表示，2012年，国家发改委、财政部、国土资源部联合发布的《页岩气发展规划：20112015年》已经表示，将页岩气设为独立矿种，符合资质的企业均可介入，促进上游一定程度的竞争。在第二轮竞标的75家单位中，民营企业所占比例约为三分之一。第三轮招标有可能进一步降低民营企业准入的门槛。但第三轮招标成功的关键，还是要抛出有吸引力的区块来吸引投资者。从目前来看，优势区块矿权极难流转，因此难度比较大。对于小企业而言，要提前了解所承担的勘探风险，不能盲目跟风进入市场。在投标前，企业须向相关专家咨询，以加强前期地质工作，指导后期投资，提高效益。
2014年12月3日编写于重庆
2019年9月3日修改于重庆
2022年6月2日修改于重庆
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