中石油"激進"打井 中國頁岩氣能否迎來技術突破？

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國內石油巨頭似乎正在加大馬力發展頁岩氣。

6月26日，財新發文稱，中石油計劃2018年在四川頁岩氣田計劃打井330余口、生產約56億立方米頁岩氣，這一數字與截至2017年底共210口存量井、2017年全年開採頁岩油30.6億立方米相比，顯得十分激進；未來三年，中石油還計劃再打700餘口井。

這一次，是國內天然氣產業被“氣荒”逼到墻角，還是，“頁岩氣陰謀論”魔咒破除，國內技術迎來了大發展？

“十二五”目標未完成，“十三五”依然大跨步

一直以來，市面上關於中國要不要開展頁岩氣革命的討論很多。

支持者認為，中國對清潔能源的需求不斷擴大，天然氣價格未來可能持續上漲，而中國又是世界上頁岩氣儲量最豐富的國家，在美國已經通過開採頁岩油頁岩氣躋身世界產油產氣大國後，中國也需要開展這項革命，奮起直追，努力降低能源的對外依存度。

反對者則認為，頁岩氣在中國發展的條件與環境同美國之間存在很大差異，在中國開採頁岩氣的成本遠高於美國，現階段在中國大力開挖頁岩氣井並不劃算，美國的經驗也無法簡單複制或者照搬到中國來。

政策制定者們不是不知道在我國實現大規模頁岩氣開采的難度，但依然積極鼓勵企業進行開採活動。

“十二五”規劃提出，2015年，我國要實現65億立方米的開採目標，但直至“十二五”結束，我國頁岩氣的實際產量仍不足45億立方米。

“十三五”規劃將這一目標進一步提升，“在政策支持到位和市場開拓順利情況下，2020年力爭實現頁岩氣產量300億立方米。”

對此，諸多業內人士都曾認為，實現難度很大。

卓創資訊分析師劉廣彬在年初接受《能源雜誌》采訪時表示，2016年，中國頁岩氣產量達到了78.82億立方米，2017年則達到91億立方米。從天然氣產量來看，增速基本不會超過10%，2017年消費增速重回兩位數達17%。即便按照未來三年頁岩氣每年20%的產量增速來算，也很難達到300億立方米產量的目標。

但也有學者認為，300億立方米的目標不僅能夠實現，甚至還偏保守。

中國科學院趙鵬大院士、金之鈞院士，與中國工程院康玉柱院士、胡文瑞院士等國內頁岩氣領域專家研究在為相關“十三五”國家重點圖書作序時指出，中國頁岩氣勘探開發在“十三五”期間將進入快速發展階段，頁岩氣儲量、產量將實現新的跨越。

財政補貼、稅收減免，仍然不夠？

目前，國家對頁岩氣行業的扶持主要集中於財政補貼和稅收減免兩個方面。

據財政部文件顯示，2016年至2018年，國家給予每立方米頁岩氣0.3元的補貼，2019年至2020年，降低到每立方米0.2元；自2018年4月至2021年3月，頁岩氣資源稅實行減徵30%的優惠政策。

但有業內人士提出，這樣的財政和稅收補貼，對石油企業發展頁岩氣來說，是遠遠不夠的。

中國石油經濟技術研究院天然氣市場研究所高級經濟師徐博在此前接受中化新網採訪時說，“盡管頁岩氣開發受到國家財政的扶持，但對企業來說，目前的減稅政策仍不足以減輕高昂的初期投入帶來的壓力。”

“雖然頁岩氣資源稅給予了減徵，但力度遠遠沒有達到預期。”有頁岩氣生產企業相關人士表示，“除了資源稅外，頁岩氣勘探開發還有企業所得稅、增值稅等諸多稅費。中國石化、中國石油已經獲得穩定頁岩氣產量，但新興油氣企業在頁岩氣方面的投入都還沒見到回報。雖然暫時不需要繳納資源稅，但多種稅費的存在，讓企業對頁岩氣發展的預期不好、信心不強。”

這位企業人士建議全免頁岩氣資源稅，而且至少在2035年之前應該全免。

在徐博看來，“想要吸引更多資本進入頁岩氣產業，目前的資源稅減徵措施仍不夠，還需要推進天然氣市場化改革，以及繼續提高國家補貼力度。”

中國頁岩氣的起起伏伏

但頁岩氣企業究竟如何行動，似乎更多還是與市場需求與價格相關。

2011年6月，國土資源部首次舉行頁岩氣探礦權出讓招標，渝黔南川頁岩氣勘查和渝黔湘秀山頁岩氣勘查區塊的探礦權順利出讓；

2012年，頁岩氣探礦權又進行了第二輪公開競招標，受到資本熱捧，20個招標區塊吸引了83家企業參與競標。

2014年下半年開始，隨著國際油價暴跌、天然氣市場過剩、天然氣價格下跌，頁岩氣開採行業整體呈現出不樂觀、不景氣的傾向，第三輪頁岩氣招標也一拖再拖；就算是在此前年拿到了頁岩氣探礦權，開採企業也紛紛因資金需求過大、成果乏善可陳而放緩了開採的腳步。與此同時，國內巨頭也在不同程度收縮了上遊勘探開發的投資；甚至殼牌、康菲石油等也先後退出了四川頁岩氣區塊的合作，外界普遍認為這是因為外國石油巨頭在中國暫時看不到大規模開發的前景。國內巨頭也在不同程度收縮了上遊勘探開發的投資。

自2017年下半年起，國際油價緩慢復甦，近幾個月以來已反彈至每桶70美元左右，處於令油氣資源開採商比較舒服的價格區間內。而國土資源部也在2017年7月6日，啟動了此前5年時間中的首個頁岩氣資源出讓項目。《能源雜誌》認為，這一招標預示著“凍結”期已經走向尾聲，沈寂許久的頁岩氣市場將再次走熱。

“氣荒”為頁岩氣發展加碼

除了國際能源價格的變動，在考量需求和價格時，國內的情況也對頁岩氣開採企業的決策起到了很大影響。

去年冬天“煤改氣”導致國內“氣荒”的場景至今依然歷歷在目。如何充分發揮和調動國內天然氣資源，做好今年冬天的天然氣保衛工作，也是決策層關心的問題。事實上，去年冬天“氣荒”時，決策層就多次催促國內石油巨頭盡力保障居民生產生活用氣安全；而翻過年來，國內石油巨頭也把加快國內氣田建設作為重要任務予以布置。

目前，國內兩家最主要的頁岩氣生產主力分別為中石油和中石化。除了上文已經提及的中石油，據新華社此前報道的數據，中石化涪陵頁岩氣田2017年的產氣量為60億立方米，而據中石化稱，其涪陵頁岩氣田已在2017年建成每年100億立方米的產能，實際生產中尚未滿負荷生產。而據財新介紹，國際石油巨頭也參與了中國頁岩氣的開發，但截至目前收效甚微。

痛點和挑戰

那麽，目前我國的頁岩氣開採技術究竟發展到了怎樣的水平？花大力氣開採頁岩氣究竟劃不劃算？

對於頁岩氣開採方面的技術難題，決策層是有認識的。

頁岩氣“十三五”規劃中具體指出了我國頁岩氣發展的四個挑戰和痛點：

首先，建產投資規模大。頁岩氣井單井投資大，且產量遞減快，氣田穩產需要大量鑽井進行井間接替，因此，頁岩氣開發投資規模較大，實施周期長，不確定因素較多。

其次，深層開發技術尚未掌握。埋深超過3500米頁岩氣資源的開發對水平井鑽完井和增產改造技術及裝備要求更高。目前頁岩氣重點建產的川南地區埋深超過3500米的資源超過一半，該部分資源能否有效開發將影響“十三五”我國頁岩氣的開發規模。

第三，勘探開發競爭不足。頁岩氣有利區礦權多與已登記常規油氣礦權重疊，常規油氣礦權退出機制不完善，很難發揮頁岩氣獨立礦種優勢，通過市場競爭增加投資主體，擴大頁岩氣有效投資。

最後，市場開拓難度較大。國內天然氣產量穩步增長，中俄、中亞、中緬及LNG等一系列天然氣長期進口協議陸續簽訂，未來天然氣供應能力大幅提高。頁岩氣比常規天然氣開發成本高，市場開拓難度更大。

至於頁岩氣的開採成本，據中國工程院院士翟光明稱，幾年前國內單井成本將近億元人民幣，而美國只要3000萬；而據財新此次給出的數據，目前中石油在四川盆地的頁岩氣鑽井成本約為每口4500萬元左右，與五年前相比下降了一半。但業內專家介紹，目前，包括國內巨頭在內，頁岩氣開發仍處於成長和探索階段，基礎理論研究仍然不足，一些核心技術還掌握在國外公司手中，鑽井提速與成本控制方面仍有較大提升空間。

中石化機械公司總經理謝永金則在此前的“第七屆中國頁岩氣發展大會”上表示，目前頁岩氣勘探開發的成本過高主要是因為工程整體的成本較高，而並不是某一塊的成本較大，拉高了整體成本。他表示，目前國內鑽井工程、采採氣工程等系統都有，從地面裝備到地下工具都是配套的。不過，這些工程和技術雖能解決現實中的問題，但整體的經濟性依然較低。

要解決該問題，謝永金認為，應在涉及頁岩氣的幾個專業方面協同作戰，“單個的突破也許可行，但是否滿足整體的需求還需要考量。”

除了技術和成本，我國與美國等頁岩氣主要產國在資源分布和地質環境上都有較明顯的不同，這些因素會使得在我國進行頁岩氣開採的風險、成本以及技術要求天然高於美國。

美國的主要頁岩氣產區，其氣藏深度普遍在10000英尺以下（約合3050米），而最大產區馬賽魯斯盆地，根據現有統計資料，其平均氣藏深度為7500英尺（約合2285米）。也就是說，美國大部分在開發的頁岩氣藏，其埋深均在3000米以下。這大大降低了開發難度。

而我國的頁岩氣地下結構複雜，褶皺強烈，儲層埋深變化大。我國主要的頁岩氣富集地，四川盆地，頁岩氣的埋藏深度就比美國平均水平深不少，大多數超過3000米；而在我國其他地區開發難度更大，埋藏深度一般在5000米上下。

在我國，頁岩氣開發的有利區多以丘陵山地為主，人口密集且土地和水資源短缺，受技術條件的制約，頁岩氣開採所使用的水壓破裂技術需要擠占大量的土地和水資源。大量的水還會回流到地表，鑽井使用的化學添加劑會對地下水和地表造成污染威脅，一旦處理不當，將會加劇當地資源短缺的矛盾和環境污染的風險。

美國等頁岩氣大國的做法正是這樣——占用過度土地、耗費過度水資源、進行海量運輸，最終已在部分人口稀疏區影響了生態環境。而大量鑽井液、壓裂液需要無害處理，作業過程中烴類氣體逸散等問題，已導致美國、加拿大、歐洲叫停了一些頁岩氣項目。我國多數地區能否承受這樣一套做法，仍有待深入研究。

不過，在更多的人看來，頁岩氣是否是“騙局”或“陰謀”已經不重要，畢竟美國頁岩氣的成功客觀存在，我們也確實有清潔能源的現實需求，就算是出於戰略考慮，眼下也有積極發展頁岩氣的必要，緩解我國對能源的過度隱患，避免能源安全隱患。

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