页岩气行业分析报告Word文件下载.docx

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学习曲线导致成本合理下降10

三、页岩气单井稳产产量：

平均5-8万方/天12

四、页岩气井施工效率：

井工厂作业13

五、页岩气井施工设备配置：

增产设备弹性大16

1、压裂车设备配置：

页岩气单井压裂施工需16-24台17

2、连续油管车配置：

1个页岩气井场需1台连续油管车18

3、射孔枪需求：

每段需消耗射孔枪约3米，单井需45-75米19

六、页岩气开采对设备的弹性测算：

压裂车采购需求加速19

1、页岩气对压裂车组服务能力的测算20

2、页岩气对压裂车组新增采购需求的测算21

4、页岩气对连续油管车新增采购需求的测算22

七、水平井增产设备与服务谁的受益者25

1、钻完井增产设备25

2、钻完井服务26

八、页岩气勘探开发步入常态，看好压裂设备双雄26

页岩油气勘探开发使得美国成为全球第一大油服市场，形成了接近2000万HHP压裂车组、600台连续油管车的存量市场及2000亿美金油服市场，而我国存量设备仅有300万HHP压裂车组、100台连续油管车及400亿美元的油服市场，但我国川渝地区页岩气开发也盘活石油机械存量设备以及油服队伍产能，导致油气田高端钻机、压裂车、连续油管车等关键设备紧缺。

我们预计国内油服行业长期进入高景气度，设备与工程技术服务都将迎来新一轮发展，页岩气勘探开发提供需求弹性。

认识页岩气：

低渗透、低丰度、低产量。

页岩气也是天然气的一种，但储藏在页岩中，渗透率、孔隙度和丰度没有常规气高，且埋藏通常比常规天然气深，国内页岩气井垂深2000-4000米，单井水平井成本4000-5000万元/口，单井稳产产量仅3-8万m³

/day，单井水平段长度1500-3000米，单井钻井作业时间2-3个月，单段压裂时间缩短到了1/3天，单井钻完井施工周期在3-6个月。

页岩气的潜力：

我国页岩气地质储量30万亿m³

比肩美国，成熟区块不断被发现。

根据国土资源部评估储量和IEA等数据，我国页岩气储量丰富，与美国、阿根廷位居全球前三，国土资源部先后在四川、重庆、湖北、湖南、江西等省市部署探井获得页岩气流，而川渝地区的页岩气勘探自2010年前后主要集中在涪陵、长宁、威远、彭州、川东南的丁山区块、云南昭通等，涪陵已具备100亿m³

产能，长宁-威远、昭通等正处于产能建设高峰，而涪陵页岩气增储、丁山区块和湖北恩施等页岩气勘探2017-2018年持续有新的发现。

页岩气的重要性：

川渝页岩气成为天然气产能增量的三大来源之一。

我国天然气产量主要来自塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地，2017年三大盆地天然气产量占全国总产量的70%以上，未来天然气增量也将来自这三大盆地。

2018-2020年，位于鄂尔多斯盆地的长庆气田计划增产50亿m³

，位于大西北的塔里木气田计划增产67亿m³

，位于四川盆地的中石化西南局计划增产100亿m³

，而中石油西南地区将增产90-100亿m³

，占全国天然气增产目标的60%以上。

中石油中石化在西南地区的天然气建产主要来源于威荣、长宁、威远、昭通等页岩气区块。

页岩气勘探开发对设备需求测算：

水平井增产设备与服务弹性大。

随着平台作业模式推广和对地质构造条件的熟悉，施工作业效率显著提高、单井作业成本也从2014年前后的0.7-1亿元/口井，下降至4000-5000万元/口井的合理水平。

按到2020年产量目标300亿m³

、单井稳产产量5万m³

/day推算，2018-2020年国内页岩气钻井数量1500-1800口，对压裂设备采购需求不低于50万HHP，连续油管车采购需求15-20台，三年内射孔+泵送桥塞约30-40亿元，钻完井服务总计800-1000亿元。

设备采购供不应求，钻完井服务价格有望上涨。

页岩气勘探开发提速，显著带动了高端钻机、压裂车组、连续油管和射孔作业等存量服务队伍的产能利用率，且压裂设备采购传导给四机厂、杰瑞、宝石机械，但受到底盘和发动机等采购周期拉长的影响，压裂车交付进度慢。

鉴于目前已经进入完井施工作业的旺季，我们估计水平井增产设备压裂车、连续油管车在油田的服务能力十分紧张，且在3-6个月很难得到缓解。

今年下半年，钻完井服务价格已普遍上调5%左右，我们预计油服订单价格有望在未来1年内继续向上突破。

储量丰富但开采难度大

1、页岩气的成藏机理

页岩气是天然气的一种，主要是以吸附、游离的方式赋藏于富有机质泥页岩及其它岩性夹层中的热成因气、生物成因气，即滞留在烃源岩层段中的烃类气体，其分布具有在盆地内厚度大、连续大面积等储藏特征。

各类油气资源中，页岩储层通常是孔隙最小、孔隙度最低、渗透率最低的储层，需要进行储层改造才能将页岩气“驱赶”出来，开采技术难度高，但天然气剩余可采储量潜力大，美国的页岩气已成为主要的天然气产量之一，而我国川渝盆地页岩气产能建设肩负我国40%-50%的天然气增量。

2、页岩气的全球储量

IEA数据估计中国的页岩气地质储量30万亿方，和美国、阿根廷位居全球前三。

国土资源部也先后在四川、重庆、湖北（宜昌、恩施等）、湖南、江西等省市部署探井获得页岩气流，而川渝地区的页岩气勘探自2010年前后主要集中在涪陵、长宁、威远、云南昭通、川东南的丁山区块，涪陵已具备100亿m³

产能，长宁-威远、昭通等正处于产能建设高峰，而涪陵页岩气增储、丁山区块、湖北恩施等的勘探2017-2018年持续有新的发现。

我国页岩气资源的分布特征：

我国的页岩气资源主要分布于3大相、9个领域、16个层系：

海相：

南方古生界（震旦系、下寒武统、上奥陶统-下志留统、泥盆系、石炭系），北方上古生界海相（石炭系、二叠系）；

陆相：

东部断陷盆地古近系、四川盆地及周缘上三叠统-下侏罗统、鄂尔多斯三叠系、西北地区侏罗系、东北地区白垩系；

海陆过渡相：

华北地区（石炭系、二叠系）、南方二叠系。

3、页岩气的埋深与水平井储层改造

我国焦石坝页岩气井埋深估计2000-4000米，威荣区块可能深几百米，威远长宁区块的页岩气埋深也在3000-4000米或者更深一点，而美国页岩气储层埋深在2000米上下。

我国页岩气勘探成熟的区块都位于四川盆地，大家都知道四川盆地位于地震带，历史上发生过大大小小的地震很多次，把盆地的地质构造打乱了不少，而且深入页岩气区块调研发现，大多数页岩气井的部署都位于山区地带，地面条件不好，但比鄂尔多斯盆地好一些。

页岩气开发大都用水平井，直井也用，但只是用在探井而不是评价井和生产井，因为压裂或者叫储层改造，才能将吸附在页岩上的天然气驱赶出来，而水平井可以提高压裂的施工效率，并减少垂深部分钻井的成本，2012-2014年的焦石坝水平段长度在1000-2000米，而现在长宁-威远地区的页岩气井水平段在1500-2500米，段数也从10段增加到20段、30段都有，对射孔、压裂、连续油管、完井工具的需求弹性都大。

以美国为例，美国页岩油气在总产量中占比约为50%-60%，也推动水平井作业的钻机数替代了直井作业占到了85%，而直井占比不到10%，而十年前美国的水平井作业的钻机比例仅有25%，这在二十年前，水平井钻机的比例更低到不足10%，而直井占比为70%。

注：

VERT为直井或竖井，HORZ为水平井，DIR为定向井

学习曲线导致成本合理下降

据我们油气田调研，目前川渝地区的威远、长宁页岩气单井成本在4000-5000万元，我们估计现在焦石坝单井成本也降到5000-6000万元，而2013-2014年中石化做涪陵焦石坝页岩气单井成本是7000-8000万元。

但页岩气评价井的单井成本在1亿元，因为评价井部署井场位置不一定是甜点区域所以产量也不一定高，而且仅依赖于已有少数的探井资料和可能有少数的评价井资料，评价井的钻完井施工进度缓慢。

页岩气开发也有学习曲线，随着钻完井施工作业增加，设计与施工队伍熟悉掌握地质构造条件和页岩气储层特征，钻井和压裂等大型施工提速，成本自然会降到一个合理的水平，尽管目前单井成本达到4000万元还比美国的单井成本贵一点，但相比美国在Barnett开发页岩气都有20-30年历史经验、以及美国较好的页岩气储层的地质构造条件和较好的水资源，我们国内单井成本降至5000万元以内已经难能可贵。

参考Marcellus页岩气单井成本，也曾经从第一口750万美元降至430万美元，最大降幅达到40%。

正是在这种学习曲线的理论下，伴随中石油、中石化对国内页岩气示范区内的地层条件、储层位置、钻井技术和压裂技术的熟练程度提高，以及钻井平台工厂化作业的实践应用，页岩气开采成本也呈明显的逐年下滑趋势，下降幅度最大的是钻井成本。

正常情况下，水平井的钻井成本占比30%-40%，而完井成本占比40%-50%。

平均5-8万方/天

页岩气单井产量，通常是指一口井正常产气过程中的稳产产量，与首日测试产量、无阻出气量等概念不同。

通常情况下，无阻出气量>

首日测试产量>

页岩气单井稳产产量。

页岩气井首日测试产量，也就是封井一段时间后打开井的第一天产量，这个产量掉得很快，刚打开的时候井内压力大出气量大，打开几天后井内压力回归正常，出气量自然变小。

通常说页岩气单井产量，应该是指稳产后的日产量，涪陵焦石坝、威远-长宁等的单井日产量在3-8万方/day，每口井产量的差异，取决于地层压力、页岩厚度、压裂效果、页岩气富含情况等多种因素。

我们平均按5万方/day去计算单井产量，相当于一口页岩气水平井的年产量是5*365天=2000万方/年，如果3万方一天，就是1000万方一年，至少不低于1000万方。

我们再来计算一下，达到2020年的300亿方页岩气产量目标，每年需要打多少口井。

2017年我国仅有90亿方页岩气产量，与2020年产量目标相差210亿方，平均每年要新增70亿方的产量。

再考虑页岩气每年10%-20%的自然递减率，平均每年页岩气的新增产量或者产能达到90-100亿方。

再按页岩气单井产量5万方计算，单井年产量1500-2000万方，年均新增90-100亿方的产量相当于每年要打水平井500-600口页岩气井，和中石油中石化部署的未来3年打井计划差不多。

井工厂作业

近年来，页岩气水平井开发模式，逐渐从单口井发展到平台井，即一个井场同时部署4、6或者8口井，因为这样可以减少钻机搬运、安装时间，也可以减少压裂车等的搬运、安装时间，即井工厂作业。

一个作业平台上，如果部署6-8口井，通常调度2部钻机同时作业，完钻后平移到另外2口井同时作业，相比较一部钻机作业，2部钻机并排施工的工作效率会有显著提升。

对于正在勘探及刚勘探成熟的建产区块，一口页岩气井钻井在1年时间，比如探井或者评价井的钻井周期很长，后来涪陵焦石坝钻井时间缩短到4-6个月，因为都是生产井，对钻井施工过程中可能出现的卡钻、井漏、井壁坍塌等情况比较了解并提前做好防范措施，施工能提速。

目前威远、长宁单井页岩气水平井的钻井时间在60-80多天，也就是2-3个月一口井，比4-5年以前快了1倍。

这也是学习曲线的原因，只是效率的提高会边际递减。

总之，一部钻机打一口井2-3个月，一年下来最多打4-5口井。

另外就是压裂施工的效率也提高了很多。

以前水平段1000米分成10段，每天压裂一段，川渝地区大部分页岩气井晚上不能施工，一口井压裂10天，如果不出故障、其他条件都到位的话，不顺利的时候工期会拖延很严重，一个井场涉及到好多作业队伍的协调和100多人的施工安排。

而现在一口井20段，每天可以压裂3段，尽管每一段的长度没有100米那么长，但是压裂效率还是提高了不少。

实际的施