摘要：目前中国正在形成页岩气开发热潮，为科学看待页岩气开发，分析了美国页岩气发展的有利因素及中国发展页岩气的条件，从资源、技术、政策等方面将中美两国页岩气开发条件进行了对比。结果认为，除资源基础外，中国在自然条件、气藏埋深、开发技术、管网输送及政策等方面与美国差距都较大；参照国内煤层气及低渗透砂岩气田开发参数进行经济评价，在目前国内气价条件下，页岩气开发暂无经济效益。为实现中国页岩气的规模有效开发，提出如下建议：①开展资源评价，制定相关标准；②扩大对外合作，积极引进技术；③制定优惠政策，鼓励页岩气开发。
关键词：页岩气；开发；美国；中国；对比；经济评价；建议
随着中国经济的快速发展及低碳经济的要求，天然气消费需求量将越来越大，作为常规天然气的重要补充，页岩气、煤层气等非常规天然气的开发将会更加受到重视。从美国页岩气快速发展的历程来看，未来中国页岩气也会得到较快发展。针对未来中国页岩气的发展前景，笔者提出自己的一些看法和建议。
1 美国页岩气开发改变了北美供气格局
1.1 美国页岩气开发历史背景
从世界范围看，页岩气资源巨大，资源量约456×1012m3，相当于常规天然气的1.4倍，主要分布在北美、中亚、中国及中东、北非等(据IHS2005)。
世界页岩气资源研究和勘探开发最早始于美国。美国于19世纪30年代开始对页岩气进行研究和钻探，但直到1980年美国政府实施了非常规燃料免税政策后，页岩气才得到广泛的商业性开采，特别是1981年Mitchell能源公司在得克萨斯州北部Fort Worth盆地Barnett页岩的成功钻探，再一次引起了人们对页岩气的兴趣，但由于技术等原因，1989年美国仅产页岩气42×108m3。
到20世纪90年代，在政策、价格和技术进步等因素的推动下，美国页岩气产量增速加快，特别是2003年采用水平井开发技术后，页岩气产量大幅增长，当年达到200×108m3。在美国参与页岩气开发的石油公司，也从2005年的23家发展到2008年的60多家。
2008年美国页岩气井已超过40000口，产量520×108m3，占美国天然气总产量的10%(EIA，2009)；2009年页岩气生产井数增至98590口，产量超过878×108m3，其中Barnett页岩气产量500×108m3。页岩气的快速开发使得美国天然气储量增加了40%，预计2010年页岩气产量将占全美天然气产量的15%以上。随着Haynesville和Marcellus页岩气的快速开发，美国页岩气产量预计到2020年将达到2066×108m3(Kuuskraa，2009)。
1.2 美国页岩气开发的有利因素
1.2.1资源量大、分布范围广
美国本土48个州广泛发育海相暗色页岩，主要产气层位于泥盆系、密西西比系及白垩系。据评价，仅密歇根盆地Antrim页岩、阿帕拉契亚盆地0hi0页岩、沃思堡盆地Barnett页岩、伊利诺依盆地New Albany页岩和圣胡安盆地Lewis页岩等页岩气资源量达25×108m3左右[1]；全美页岩气可采资源量约28×1012m3。
1.2.2成藏条件好
美国目前已开发页岩气气藏具有得天独厚的条件：埋藏深度适中(大部分在180～2000m)；单层厚度大(30～50m)，总厚度超过500m；基质渗透率高(大于100mD)；成熟度适中(Ro在1.4%～3.5%)；有机碳含量大(大于2%)；页岩脆性好(硅含量大于35%)[2]。
1.2.3开发技术有效
2006年以来，美国页岩气开发广泛采用水平井分段压裂技术，水平段一般在1000～1500m；分段压裂的技术特点为：大液量(4000～6000m3)、大排量(8～12m3/min)、大射孔段(100～150m)、低砂比、小粒径支撑等，效果显著，产量比直井提高10～15倍，并使开发成本逐年下降。目前北美开发成熟区亿立方米产能建设投资折合人民币2.5～3亿元，单井费用250～350万美元，每口井的储层改造和钻井费用基本相当[2]。
1.2.4天然气管网发达
据美国能源署网站资料，截至2008年底，美国本土48个州管线长度达49×104km，州际管道34.9×104km，州内管道14.1×104km[3]。从1998—2011年实际建设里程和预测来看，管网年增幅度在2%。完善的输配一体化管网几乎可以为48个州的任何地区输送天然气或从其输出天然气。
1.2.5政策支持力度大
长期以来美国政府对非常规能源开发实施税收补贴政策，1980年美国政府颁布的《能源意外获利法》第29条规定：1980—1992年钻探的非常规天然气可享受税收优惠政策，包括致密气在内的非常规天然气田实行税收豁免(页岩气为3.5美分/m3)；1992美国联邦能源委员会颁布第636号法令，取消管道公司对天然气购销市场的控制，规定管道公司只能从事输送服务；2004年美国能源法案规定10a内每年投资4500万美元用于包括页岩气在内的非常规天然气研究。另外许多州政府也制定了相应的鼓励政策，例如得克萨斯州对页岩气开发免征生产税。
1.3 页岩气开发对天然气市场的影响
美国是世界上天然气消费量最大的国家。据美国能源署资料，2008年美国天然气消费量6581×108m3，产量5825×108m3，进口主要来自加拿大。随着页岩气产量大幅上升，从2007年开始，美国天然气净进口量降幅达29.6%，LNG净进口量减少了42%。同时，还大大降低了美国本土天然气的边际供应成本，也使得中东LNG出口重点转向欧洲和亚太市场，引起了全球天然气价格变化。
因此，从美国页岩气的发展历程及影响来看，可以得到几点启示：丰富的资源奠定了开发基础，市场需求激发了生产动力，技术创新降低了开发成本，优惠政策刺激了快速发展，规模开发满足了国内需求。
2 中国页岩气资源潜力及开发现状
受美国页岩气发展的启发，页岩气业务逐渐成为中国非常规天然气勘探开发的热点。2007年，国土资源部组织相关单位开展了页岩气资源的评价工作，并于2009年在重庆启动了页岩气勘查项目。2010年，中国首个专门从事页岩气开发的科研机构——国家能源页岩气研发(实验)中心在中国石油勘探开发研究院廊坊分院成立。
国内石油公司页岩气评价工作积极展开。中石油开展了南方海相页岩和鄂尔多斯盆地陆相页岩地质评价，目前已经优选出一批成藏有利区，并部署勘探工作。中石化、中海油和相关科研机构也开始对页岩气进行研究和部署。
国外石油公司也积极参与中国页岩气勘探开发。壳牌、康菲分别与中石油签订联合评价协议和合作意向；BP与中石化签订合作意向，共同勘探开发页岩气资源。
2.1 资源潜力巨大
研究表明，在中国南方古生界、华北地区下古生界、塔里木盆地寒武-奥陶系广泛发育有海相页岩，准噶尔盆地的中一下侏罗统、吐哈盆地的中 下侏罗统、鄂尔多斯盆地的上三叠统、松辽盆地的白垩系及渤海湾盆地的下第三系等也发育有大量的陆相页岩。通过类比法初步估算中国页岩气资源量为30.7×1012m3，其中南方古生界页岩、华北地区下古生界页岩和塔里木盆地寒武奥陶系页岩3大地区海相页岩气资源量为21×1012m3，占总资源量的70%。
目前全球页岩气业务主要集中在海相页岩中。研究表明，中国南方古生界页岩最为有利，其页岩气资源量为12×1012m3，元古界-古生界共发育6套海相页岩地层，其中志留系龙马溪组和寒武系筇竹寺组成藏最为有利。龙马溪组和筇竹寺组页岩分布面积广、厚度大、有机质含量高、成熟度适中，有利于页岩气成藏。
龙马溪组页岩厚度50～538m，平均大于100m，有机碳含量为1.9%～4.4%，Ro为2.4%～3.2%，在蜀南、鄂西、苏皖浙3个地区，有利分布面积15.5×104km2。筇竹寺组页岩厚度50～300m，平均大于120m，有机碳含量为1.5%～5.7%，Ro为2.3%～4.1%，在蜀南、鄂西、苏皖浙3个地区，有利分布面积24×104km2。
2.2 勘探评价工作已经起步
目前，国内公司积极展开页岩气的大规模勘探开发准备工作[4～13]。2009年11月，国土部在重庆市彭水县莲湖镇实施了第一口页岩气战略调查井；2009年12月，中石油在四川盆地威远构造上，部署了一口页岩气评价井，该井设计井深2851m，目的层为震旦系黑色页岩，2010年4月完钻，通过压裂，获日产1.08×104m3的工业气流；中石化也积极开展页岩气的勘探开发工作，2010年5月，相继在皖南开钻了宣1井，在贵州对方深1井进行压裂。
在页岩气勘探开发领域中，中石油相对走在前列。目前，中石油已初步开展了选区评价和地质勘查工作，通过物探和钻井，已初步优选出了有利勘探开发区，完成了长宁和昭通区块页岩气产业示范区的建设方案并正式启动，计划2015年建成产业化示范区。
2.3 天然气市场前景广阔
天然气在我国一次能源消费结构中仅占3.950，与世界24%的平均水平相差甚远。2009年中国生产天然气830×108m3，表观消费量为875×108m3，天然气供需缺口超过40×108m3。国内有关机构预测，到2015年，国内天然气需求为2600×108m3，“十二五”期间年均增长16.7%，占一次能源消费比重达到9%左右，2020年国内天然气需求为4000×108m3，“十二五”期间年均增长9%，占一次能源消费比重达到12%左右。2015年和2020年国内天然气产量可望达到1500×108m3和2000×108m3，缺口分别为1100×108m3和2000×108m3，供需矛盾将日益突出。
总之，随着我国经济持续稳定增长以及低碳环保的要求，未来几十年内将是中国天然气产业发展的高峰期，而常规天然气的产量已不能满足国内需求。因此，具有雄厚资源基础的页岩气的勘探开发亟待实现跨越式发展。
3 中美页岩气开发对比
3.1 发展条件对比
1) 自然条件：美国页岩分布地区地表条件优越，地势平坦；我国优质页岩多分布在崇山峻岭间，如蜀南、鄂西、贵州、重庆等地区。复杂的地表条件，给我国页岩气勘探开发带来极大的困难，增加了开发成本。
2) 气藏埋深：美国早期开发的页岩气藏一般在1500m以浅范围，经过近20多年大规模开发，近期才开始开发3000m以深气藏；我国有利页岩气藏埋深大多分布在3000m左右。
3) 输送管网：美国本土天然气管网发达，长度达49×104km，所产页岩气可方便进入管网销售；而我国目前天然气管线总长仅3.5×104km，仅建成两气东输、陕京线等干线，与美国相比差距巨大。
4) 开发技术：经过多年的研究和实践，美国已具有成熟的页岩气开发配套技术，主要包括水平井钻井技术、水平井分段压裂技术等；虽然我国已基本掌握水平井钻井技术，但页岩气钻探仍以直井为主，水平段压裂技术尚处于研究阶段。
5) 财税政策：美国能源部设立专门的非常规油气资源研究基金、得克萨斯州免征生产税等政策，对页岩气开发政府补贴3.5美分/m3；目前我国对页岩气开发尚没有任何优惠政策。
3.2 开发效益分析
参照国内煤层气田和低渗透砂岩气田开发投资、操作成本、税费等基础参数，按评价期20a、亿立方米产能投资3亿元、气价使用发改委公布的2009年平均出厂含税价0.92元/m3测算，投资30亿元5a建成10×108m3产能项目的内部收益率为-0.04%，财务净现值为-78315万元，投资回收期为16a，没有开发效益。
如内部收益率要达到12%，反算天然气临界含税价格为1.373元/m3，投资回收期为7.83a；如内部收益率达到10%，反算天然气临界含税价格为1.294元/m3，财务净现值为-12 951万元，投资回收期为7.51a；也就是说当天然气价格达到1.373元/m3时，页岩气开发才能达到盈亏平衡点。而目前国内天然气生产平均出厂价不到1元/m3，如天然气平均出厂价再涨0.23元/m3，涨至1.15元/m3，仍达不到效益平衡点。
据IEA(2009)资料，美国Barnett页岩气项目的税后内部收益率为11%，盈亏平衡价为1.29元/m3。
中国页岩气要达到效益、规模开发，还需要在降低成本、优惠政策及天然气价格等方面做大量的工作。目前进口天然气到岸价在2元/m3以上，而国内页岩气开发盈亏平衡气价约1.373元/m3。因此，如果国内气价逐步提高到盈亏平衡气价以上，则国内页岩气开发将会快速发展。
4 措施及建议
4.1 开展资源评价，制定相关标准
研究表明，中国页岩气形成的地质背景比北美地区复杂，在页岩气形成条件上既具相似之处，又有明显的差异，这就决定了北美地区页岩气的评价标准、开发经验不完全适合中国页岩气的评价和勘探。
建议国家调拨专项资金，组织有关单位，研究并提出页岩气资源评价、储量计算等方法和标准；根据我国页岩的厚度及分布、有机地化特征、孔渗条件、裂缝发育程度、保存条件等因素，在全国范围内开展页岩气地质评价工作，落实有利目标区，并有针对性地部署实物工作量，进一步评价中国页岩气的资源潜力及经济技术开发界限，为未来页岩气开发提供可靠数据。
4.2 扩大对外合作，积极引进技术
由于页岩气开采特点和采气工艺与常规天然气差别较大，中国页岩气开发技术尚处于探索阶段，应积极扩大对外合作，选择有实力、有经验的国外公司开展合作。一方面引进消化吸收先进成熟技术，缩短研究时间，加快国内页岩气开发步伐；另一方面可借鉴国外开发经验，降低成本，促进规模商业开发。
4.3 制定优惠政策，鼓励页岩气开发
美国页岩气快速发展，一方面是市场需求，另一方面离不开国家政策支持。正是由于美国政府的优惠政策，才使页岩气开发具有经济效益，这点在页岩气开发初期尤为重要。如无优惠政策，以目前国内天然气价格无法进行页岩气效益开发。建议国家借鉴美国页岩气开发的成功经验，尽快制定页岩气开发有关的优惠政策，鼓励企业加大开发力度，促进中国页岩气产业早日进入商业和规模化开发阶段。
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(本文作者：郭宏1 李凌2 杨震3 吉万成1 1.中国石油塔里木油田公司；2.中国石油大学(北京)工商管理学院；3.中国石油天然气集团公司规划计划部)
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