关于页岩气发展状况的报告.docx
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关于页岩气发展状况的报告
关于页岩气发展状况的
报告
中国庆华集团规划发展部
2013年1月
目录
前言1
1页岩气概述1
1.1页岩气气藏特性1
1.2页岩气开发特点1
1.3页岩气开采关键技术1
1.4页岩气开采工艺流程1
2美国页岩气开发状况及成功经验1
2.1美国页岩气开发情况1
2.2美国页岩气开发成功的经验1
3美国页岩气成功开发带来的影响1
3.1对美国的影响1
3.2对全球天然气贸易格局的影响1
3.3对其他国家页岩气开发的影响1
4我国页岩气开发现状及存在问题1
4.1我国页岩气资源丰富，开发潜力大1
4.2勘探开发处于起步阶段1
4.3技术装备已有一定基础1
4.4页岩气开发大幕已拉开1
4.5存在的问题及面临的制约因素1
5附件：
页岩气开发对环境的影响分析1
5.1环境争议的主要问题1
5.2页岩气开发引发环境争议的主要原因1
5.3美国政府的态度和做法1
前言
页岩气开发是全球能源领域的一场革命。
页岩气发现于1821年，但由于开采成本相对较高，开发利用缓慢。
直到上世纪70年代，美国为了摆脱对外能源依赖，开始大量投入页岩气研究。
随着水平井和水力压裂等关键技术的突破，开发成本下降，90年代后期页岩气在美国率先实现商业化和规模化。
2010年美国页岩气产量已达1379亿m³，占全国天然气总产量的23%。
页岩气开发的巨大成功不仅改变了美国的能源战略，大大增强了美国在能源外交和应对气候变化等方面的主导权，也对全球天然气市场、能源供应格局以及地缘政治产生了重要影响，中东地区大量原计划出口美国的天然气转向欧洲和亚太市场，迫使俄罗斯很快调整了对欧洲和中国的能源策略。
页岩气开发对我国具有战略意义。
我国当前能源供应面临煤炭环境压力加大、油气对外依存度高企、核电公共安全突显、水电丰枯水期不均、新能源并网遇阻的严峻形势。
清洁低碳的页岩气一旦实现规模化开采，能够增加我国天然气供应、优化能源结构、缓解减排压力，有助于提高我国在能源外交和能源贸易谈判中的话语权，并拉动国内油气装备制造业与工程技术服务业发展，培育新的经济增长点。
1页岩气概述
1.1页岩气气藏特性
页岩气是赋存于泥页岩中，生成、储集和封盖均发生于页岩系统，主要以游离和吸附态存在的非常规天然气。
页岩气资源量巨大，全球蕴藏量达450万亿m³。
与常规天然气相比，页岩气主要特点表现为气藏不受构造控制，无明显圈闭界限，源、储、盖一体，大面积连续分布，储层连续厚度大，达30m-50m，需规模化开采。
储集层致密，以纳米级孔隙为主，需压裂。
页岩硅质矿物含量高，脆性大，微裂缝发育，适宜压裂。
图1油气藏分布示意图
1.2页岩气开发特点
与常规天然气相比，一是页岩气采收率变化较大（5%-60%），单井的产气量相对较低，其中页岩气主产区单井日产量介于2800-33000m³之间。
规模化发展需“地毯式钻井”，“低产多井”。
二是页岩气的生产周期长，页岩气田开采寿命一般可达30～50年，甚至更长。
开采寿命长，就意味着可开发利用潜力大。
三是页岩气在页岩中除极少量的溶解状态天然气以外，大部分均以吸附状态赋存于岩石颗粒和有机质表面，或以游离状态赋存于孔隙和裂缝之中，吸附状态天然气的含量变化于20%-85%之间。
开采方式上，需先压裂增大裂隙、后排水降压开采。
1.3页岩气开采关键技术
水平井：
2002年Devon能源公司在Barnett7口页岩气试验水平井取得巨大成功，业界开始大力推广，已成为页岩气开发的主要钻井方式。
水平井与页岩层中裂缝（主要为垂直裂缝）相交机会大，一般选择与主要裂缝网络系统大致平行的方位钻井,能够生成众多横向诱导裂缝,使天然或诱导裂缝网络彼此联通,增大了气体接触表面积,提高页岩气采收率。
即使在直井收效甚微的地区,水平井也开采效果良好。
水平井成本为竖直井的3～5倍,但最终可采储量却是直井的3～4倍。
水力压裂：
用高压力的压裂液破裂含气页岩，为气体流动创造途径。
含气页岩储层的基质孔隙度和渗透率总体上非常低，除少数裂缝发育带可能具有较高的自然产能外,一般页岩气藏均需人工压裂改造之后才具有商业价值。
压裂液中含有水、砂和化学添加剂，砂在压裂后留在裂隙内做支撑，以保证天然气的持续流动。
在水平井段采用分段压裂，能有效产生裂缝网络，尽可能提高最终采收率，同时节约成本。
水平井和水力多段压裂技术的综合运用,使原本低产或无气流的页岩气井获得工业价值成为可能,极大地延伸了页岩气在横向与纵向的开采范围，是美国页岩气快速发展最关键的技术。
1.4页岩气开采工艺流程
页岩气开采需要经过5个环节，主要是：
钻竖直井直到页岩层；钻水平井进入页岩储气层；向页岩气井中注入由水、砂及化学添加剂配比而成的高压混合液；进行压裂，即由水压压裂岩层，由砂对裂缝形成支撑，促使赋存在页岩气中的页岩气流入井眼中；将页岩气体从井里抽采到地表。
图2页岩气开采工艺流程（水平井+水力压裂）
2美国页岩气开发状况及成功经验
2.1美国页岩气开发情况
美国页岩气资源丰富，产量大幅上升。
美国页岩气总储量约187.5万亿m³，成藏条件好，埋藏深度适中，单层厚度大，基质渗透率高，页岩脆性好，利于开采。
美国页岩气开采经历了一个较长的过程，1993年产量仅为3.12亿m³，随着技术进步，特别是2006年以来，水平钻井和水力压裂技术的综合运用，页岩气产量不断翻番，2010年达1379亿m³（中国2010年天然气总产量968亿m³），天然气总产量（6110亿m³）一跃超过俄罗斯成为全球第一大天然气生产国。
图3美国页岩气产量变化图
掌握领先技术，培育了具有全球竞争力的新兴产业。
美国页岩气成功开采得益于一系列关键技术的创新和综合运用。
除水平钻井和水力压裂外，还包括：
随钻测井、地质导向钻井、微地震检测等。
大部分技术的突破与率先应用都源于美国。
目前，美国已经掌握了从气藏分析、数据收集和地层评价、钻井、压裂到完井和生产的系统集成技术，并培育了一批国际领先的专业服务公司，如哈里伯顿、斯伦贝谢、贝克休斯等。
围绕页岩气开采，美国形成了一个技术创新特征明显、具有国际竞争力的新兴产业，带动了就业和税收，并已开始向全球进行技术、装备以及服务的输出。
目前面临环境争议，但预计不会停止开发。
页岩气开采是否会带来严重的环境问题在美国引起激烈争论。
反对方认为页岩气开采会消耗大量的水资源（单井压裂耗水约756万-1500万升水，是常规气压裂的10倍以上），压裂液中含有的化学添加剂对地下水会造成污染。
一部名为《Gasland》的记录片报道了页岩气带来的种种疾病和环境问题，在美国引起很大轰动。
支持方则强调，任何能源工业的发展都伴随着负面影响，与常规油气开采相比，页岩气开采并不会带来新的环境污染问题，通过技术进步，开发过程中的地下水污染和气体泄露可以有效控制和解决，页岩气会对地下水资源造成极大污染的说法只是反对者们过分夸大的说辞。
目前美国政府已实行更为严格的环境监管政策，开采公司也采用了更为简单环保的压裂技术——清水压裂法。
从发展趋势来看，美国近期不会停滞开发，未来会以一种环境可持续和更加注重安全的方式实现快速发展。
（环境影响详见附件：
页岩气开发对环境的影响分析）
2.2美国页岩气开发成功的经验
美国页岩气开发获得的巨大成功，是得益于技术突破、天然气价格上升、完善的管网系统等因素，更很大程度上是源于美国系统完善的有利于新兴产业发展的市场环境与体制机制。
1.鼓励市场竞争，发挥中小公司作用，实现技术突破和商业化
美国充分鼓励页岩气勘探开发领域的竞争，注重发挥中小企业的作用，推动技术创新和突破。
页岩气在开发初期经济性和成长性不明朗，且技术驱动性强，大公司不愿介入，而中小公司创新意识强、敢于承担风险，在发现新机会和技术革新上更为快捷。
美国页岩气开采的主要技术都源自中小能源和技术公司，一项技术从研发到商业化甚至经历了数个公司间的更替。
目前美国85%的页岩气由中小公司生产，多数区块被中小能源公司和各类基金控制。
高度市场化的竞争机制推动传统技术装备及服务产业的迅速升级与完善，促进了技术装备的创新、应用实践及新突破，使得页岩气产量大幅提高、成本显著下降，页岩气产业迅速进入商业运营。
2.中小企业与大企业有机接替，大公司推动页岩气规模化
中小公司实现技术突破和商业化后，大公司在长期性和投资能力上更有优势，其后期介入能够将页岩气市场迅速规模化，这种专业化、市场化的资本交接使得美国页岩气产业发展快速而有序。
近几年来，以美国为主的页岩气资产交易非常活跃，一些大型石油公司开始通过合伙、参股或收购拥有页岩区块或开采技术的中小公司、或与中小公司合资合作等方式介入页岩气开发。
美孚石油公司2009年12月以410亿美元（含常规和非常规油气区块）全面收购XTO公司，正式进入页岩气领域。
从2009年1月至2010年4月，页岩气资产的收购兼并交易达到73.33亿美元（未包括美孚收购XTO）。
3.专业化分工与协作有机结合、产业链各环节资本高效流动
在页岩气开发模式上，美国采用投资主体多元化与高度专业化服务的分工和协作，促进了页岩气产业链各节点资本的高流动性和便捷退出，刺激和吸引了大量民间资本投入页岩气领域。
美国矿业权人对页岩气矿业权可以采取自主经营或通过市场交易进行出让。
在页岩气开发产业链的各个环节引进各类专业化的技术服务公司，专业公司在完成本环节相应服务后即可退出，开采工作由下一环节的服务公司接替。
通过分工协作，可提高效率，缩短生产周期，分散开发风险，减少单一主体投资支出，专业公司也能在短时间内积累大量开发经验，有利于技术再创新。
同时，由于高度分工，页岩气开采的单个环节投入小、效率高、作业周期短、资金回收快、资本效率高，吸引了大量风险投资与民间资本投资于页岩气各个环节。
各类资本在页岩气生产的全链条上实现了快速流动，又刺激了技术服务和商业模式创新。
一些重大技术研究是经历了几轮投资或并购重组后得以持续，并最终实现突破。
4.有效的政策支持
政府重点支持页岩气技术研发。
政府牵头组织技术和地质研究，摸清页岩气分布规律并进行资源潜力评价，最重要的是认识到页岩气的吸附作用机理，对页岩气能进入实质性开采起了重要作用。
政府大力资助前期技术研发和勘探研究。
从20世纪80年代至今，美国政府先后投入60多亿美元进行非常规气勘探开发，其中用于培训与研究的费用近20亿美元。
在页岩气发展方向还很不明确的时候，美国投入大量经费去进行当时无人问津的研究，实践证明后来的诸多技术突破都受益于这些研究。
初期对上游开发实施税收优惠。
1980年美国通过《能源意外获利法》对1979-1993年之间钻探与2003年之前生产和销售的页岩气均实施税收减免。
同时将传统油气上游开发的税收优惠政策也移植到页岩气开发领域。
但在实现规模化和商业化后，美国即取消了对页岩气的优惠政策。
5.完善的监管体系和灵活的监管政策
完善的监管体系。
美国形成以州为主、联邦调控的监管框架。
各州负责州内油气生产和环境监管，生产监管内容包括井口设计、地点、间距、操作、报废等。
环境监管包括废水处理与排放、废弃物管理与处置、气体排放、地下注射、野生动物的影响、地表扰动、员工健康与安全等，一个州往往会有多个监管机构来共同执行监管任务。
跨州的监管权分属联邦和州两级，联邦政府主要通过环境和跨州管道准入监管，进行有限介入。
联邦与州的规定冲突时，以联邦法规优先，联邦标准低于州标准时，则同时实施两套规定。
灵活的监管政策。
早在1997年时美国就已经出现有关水力压裂相关法律监管的争议。
美国环保署在2000年至2004年间，曾针对水力压裂对环境影响问题展开调查研究，哈里伯顿公司前CEO、副总统Cheney积极的参与了这一研究（注：
哈里伯顿于20世纪40年代发展了压裂技术，同时也是三大压裂液制造商之一）。
结论认为，压裂环节中向页岩层注入的化学剂对地下饮用水资源的影响几乎不存在，甚至完全不存在危害。
因此，2005年美国国会将水力压裂的环境监管从油气产业中免除，阻止了环境保护局对水力压裂的监管及干预，这项免除就是所谓的“哈利伯顿漏洞”。
在页岩气产业发展初期，较为宽松的环境监管政策让水力压裂技术很快应用起来，很大程度上刺激了页岩气开采，促进了整个页岩气产业的发展，并最终实现规模化、商业化发展。
在页岩气开发实现规模化后，面对带来的环境问题，美国对环境监管开始趋严，通过修改法律关闭了著名的“哈里伯顿漏洞”，允许环境保护局依据《安全饮用水法》监督页岩气开采活动，同时出台了其它相关法规，严格环境监管。
3美国页岩气成功开发带来的影响
3.1对美国的影响
天然气供应能力大增，利于能源自立。
页岩气开发成功使美国国内天然气储量和产量大幅增加。
美国能源信息署的《能源展望2011》预计美国页岩气技术可开发资源量达到24.4万亿m³，约占天然气资源总量（72万亿）的34%，未来页岩气将是美国天然气产量增长的主要贡献者，预计2035年页岩气产量将占到天然气产量的46%。
由于页岩气产量的大幅上升，页岩气在美国“能源自立”战略中的地位越发重要，过去5年美国能源信息署不断降低天然气进口预期，原计划用于进口LNG的气化终端可能转为液化终端用于出口LNG。
美国已将页岩气的开发作为实现能源自立的重要突破口，预计未来几十年内美国将不再从其他国家进口天然气。
天然气价格显著下降。
页岩气供应的大幅提升，使得美国天然气市场呈现供大于求的态势，引发天然气价格持续下降，油气价格联动机制减弱，2009年初至2010年3月1日，原油价格已上涨了73%，而美国天然气价格却下降了15%。
曾经供不应求的国际天然气市场已呈现了买方主导局面。
表1美国2000-2011年天然气价格单位：
人民币/立方米
年份
汇率
井口（美元/千立方英尺）
井口
城市门站（美元/千立方英尺）
城市门站
居民
商业
工业
发电
2000
8.2784
3.68
1.08
4.62
1.35
2.27
1.93
1.30
1.28
2001
8.277
4
1.17
5.72
1.67
2.81
2.46
1.53
1.35
2002
8.277
2.95
0.86
4.12
1.20
2.31
1.94
1.18
1.08
2003
8.277
4.88
1.43
5.85
1.71
2.81
2.46
1.72
1.63
2004
8.2767
5.46
1.60
6.65
1.94
3.14
2.76
1.91
1.79
2005
8.2765
7.33
2.14
8.67
2.53
3.71
3.31
2.50
2.48
2006
8.0067
6.39
1.81
8.61
2.43
3.88
3.39
2.23
2.01
2007
7.633
6.25
1.68
8.16
2.20
3.53
3.06
2.07
1.97
2008
6.8971
7.97
1.94
9.18
2.24
3.38
2.98
2.35
2.26
2009
6.831
3.67
0.89
6.46
1.56
2.93
2.43
1.29
1.19
2010
6.7695
4.16
0.99
6.16
1.47
2.68
2.19
1.29
1.26
2011
6.5693
4.05
0.94
5.65
1.31
2.38
2.03
1.24
1.22
注：
2011年数据为1-4月均值
替代石油和煤炭，能源外交和减排谈判增主动权。
未来将有更多的车辆直接使用天然气，同时将增加气制油（GTL）技术的应用。
此外，2009年美国通过《清洁能源气候法案》之后，面临的问题是采用什么清洁能源来代替传统的煤炭发电。
在页岩气开发取得突破之后这一问题得到解决，天然气发电的资源约束不复存在。
天然气发电相比火电可减少约55%的二氧化碳排放，在作为机动车燃料时，可减少约三分之一的二氧化碳排放。
天然气在发电、交通领域的大量应用减少了石油和煤炭消费，美国在能源外交和气候谈判上有了更大主动权。
为美国制造业的发展提供了强劲的动力。
美国低于全球天然气以及液化天然气的价格正在形成一股工业复兴的浪潮，带给了美国工业和原材料企业结构性利润率优势。
美国的工业给料是天然气和乙烷，美国之外地区则是从石油中提炼的石脑油。
高盛美国工业分析师指出，石脑油-乙烷的成本差异扩大使北美生产企业极大获益，这些企业通过转向采用更轻质、更廉价的乙烷基原料获得全球范围内的竞争力。
廉价天然气已使北美超过欧洲和亚洲，成为全球乙烯生产成本第二低的地区。
天然气是生产氮的重要原料，占据了成本的很大比重。
因此，美国天然气价格大幅下降使得美国氮生产商在一段时期内获得了高额回报。
高盛研究报告显示，美国化肥企业目前正处在成本曲线的低端，并受益于全球较高的氮肥价格，因为其他国家生产企业支付的天然气价格是美国的5倍之多。
其他一些行业也不同程度地受益于美国当前的低气价。
“每生产1吨铝需消耗一千万BTU的天然气，每生产1吨钢铁需消耗五百万BTU的天然气，因此天然气价格走低将温和利好炼铝和综合钢铁企业。
”高盛研究报告指出。
美国天然气生产的下游基建需求也因此被“引燃”，这些基建主要集中在天然气加工分流、乙烷裂解和衍生品工程以及LNG出口装置。
高盛分析师指出，只要天然气作为原材料的优势和成本曲线在全球范围内仍具有竞争力，这些领域的投资势头就不会受阻。
美国化工理事会（ACC）称，美国化工行业在七月、八月和九月近三个月时间已宣布了50个利用天然气的新项目，增长势头迅猛。
创造就业机会、税收收入以及实现区域经济增长。
在页岩气气井开采及生产过程中，由于开采权租赁，矿业权购买，资源税交付等，会给土地拥有者以及当地政府带来相当的经济收入；同时钻井、建设管道及生产设施，经营等活动可创造出大量的就业机会，刺激当地经济增长。
据估计，2008年marcellus页岩气的发展给宾夕法尼亚州带来了23亿美元的经济收入，创造了29000个就业机会，给州政府和当地政府带来了2.4亿美元的税收。
3.2对全球天然气贸易格局的影响
影响全球能源供应和天然气贸易格局。
页岩气不仅让美国国内市场发生了变化，而且使得国际LNG出口目标发生转移。
前几年以美国为目标市场而大规模建设LNG接收终端和运输船，随着美国页岩气开发，天然气市场处于供过于求和高库存的状态，北美发展LNG的空间已经缩小，迫使一些LNG出口商将出口目标从美国转移到欧洲和亚太市场。
如原本面向美国市场的卡塔尔LNG项目Qatargas3和Qatargas4，年总产能约7700万吨，现在不得不另寻买家；美国的近邻特立尼达和多巴哥也不得不开始向欧洲和南美洲出口部分LNG。
由于建设中的LNG液化项目将逐步投产，预计未来5年、甚至更长时间，国际LNG市场供大于求。
影响国际天然气价格。
随着更多的LNG进入欧洲和亚太地区，将进一步造成现货价格降低，长期合同发生变化。
2009年7月，卡塔尔LNG在英国的价格最低跌至75美元/千m³，而相比之下，俄罗斯天然气工业公司与欧盟国家的长期交易价为210～220美元/千m³。
为了防止因价格因素而导致俄气在欧洲的市场份额进一步降低，俄罗斯转变了起初拒绝向欧洲购买商提供价格优惠的强硬态度，提出可以有15%的天然气按照现货市场价出售，意味着俄罗斯主导欧洲天然气市场定价权的形势已经受到冲击。
目前LNG长期合同定价与石油挂钩，未来随着LNG供应的进一步宽松，可能会有更多用户转向现货市场，并促使LNG价格降低。
3.3对其他国家页岩气开发的影响
受美国页岩气开发成功影响，页岩气资源比较丰富的国家纷纷开展页岩气开发工作。
在欧洲，波兰和乌克兰为摆脱对俄罗斯天然气依赖，大力支持开发页岩气。
波兰政府认为开采页岩气是其能源安全战略的组成部分，将创造条件使页岩气得到最大限度的开发。
乌克兰政府也计划于2011年夏天举行首次页岩气招标。
英国尽管面临国内对环境问题的争议，但仍准备在全国境内发放更多压裂许可证。
在亚洲，除中国外，印度已在进行相应的准备工作，已于2012年6月正式开始招标工作。
但同时，法国担心水力压裂带来环境问题，对页岩气开发持谨慎态度。
而俄罗斯则是担心页岩气影响其常规天然气的市场，基本持消极态度。
4我国页岩气开发现状及存在问题
加快页岩气开发，将提高国内天然气产量，降低对外依存度，缓解天然气供需矛盾，对国家能源安全起到重要作用。
同时，能够改善我国能源结构，大幅度降低二氧化碳那排放强度，有助于实现我国减排承诺，增加天然气贸易和国际气候谈判的话语权。
4.1我国页岩气资源丰富，开发潜力大
国土资源部初步估算我国页岩气可采资源量约31万亿m³，接近陆上常规天然气资源量的38万亿m³。
页岩气沉积分布面积多达600万平方公里，海相主要分布在南方扬子地区为主，海陆交互相以华北和西北为主，湖相以松辽、鄂尔多斯、渤海湾、准格尔盆地等为主。
与常规天然气关键在“找气”不同的是，页岩气开发的关键在“采气”，在相对确定的产气区块上，一旦资金大规模投入，极有可能在较短时期内实现规模化发展。
在成本方面，即便我国页岩气赋存条件比美国复杂，前期勘察和直接作业成本可能高于美国，但考虑我国土地成本低、设备国产化、专业服务和人工成本低的优势，有可能使综合开采成本低于美国，商业化前景乐观。
图4我国页岩气富集分布区
4.2勘探开发处于起步阶段
基础性页岩气资源战略调查已在全国范围初步展开，拟对我国页岩气资源潜力进行总体评价。
在点上，以上扬子海相川渝黔鄂和下扬子皖浙苏、东北陆相和华北海陆交互相调查先导区建设为重点。
在面上，将区块划分为上扬子滇黔桂区、中下扬子及东南地区、华北及东北区、西北区、青藏区5个大区，全面掌握发育特点和分布特征，获取主要目的层位的富有机质页岩基本参数，以便优选富集远景区。
石油企业已经开始在川南、渝东鄂西、鄂尔多斯、沁水、松辽等勘探开发，见到较好的页岩显示，积累了一定的开发经验。
通过与国际石油公司合作，目前中石油集团在四川（上扬子地区）已经成功完成威201与宁201这两口勘探井的钻井和压裂工作，结果好于预期。
其中威201井初始产量达到1.1万m³/日。
4.3技术装备已有一定基础
页岩气开发的水平井和水力压裂技术，在我国传统油气领域已很成熟，通过实践完全可以在页岩气领域应用。
我国在关键的钻机、压裂车组、井下工具等装备制造方面已有较强的技术和生产能力。
国内多家制造企业的油气装备甚至远销海外用于常规和非常规油气的钻探开采，部分企业装备在国内首批页岩气试验井中亦得到成功应用。
如：
四川宏华公司的钻机设备已批量出口美国用于页岩气开发，江汉四机厂的车载式全液压顶驱SJ5460T/ZJ10钻机成功应用到中石油在四川页岩气试验勘探井中，国产大马力压裂泵机组也有效解决了效率低和成本高的难题。
我国目前主要在系统性成套技术和一些单项配套技术设备方面有差距。
系统的勘探开发参数测试的实验技术和仪器装备尚未完善，部分单项技术亟需进行重大科技攻关和试验，或通过国际合作和自主创新逐步解决。
包括：
井下技术工艺及设备（如旋转导向技术，随钻测井技术，压裂隔离部件等）缺失或存在薄弱环节，亟需不断提升与完善；软科学类技术（即勘探开采过程中涉及到的模拟、分析、监测等软件工具）仍需研究配套。
这些问题只有通过大量的应用实践来不断积累经验。
此外，美国页岩气技术分散在上百家中小公司手
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