2019年10月中國與美國頁巖現(xiàn)狀、頁巖開發(fā)對(duì)比及中國頁巖氣經(jīng)濟(jì)性[圖]

    頁巖氣是指以頁巖為主的頁巖層系中所含的天然氣資源，而與頁巖氣共生、伴生的石油資源頁巖油。根據(jù)地質(zhì)形成條件，又分為海相油氣資源和陸相油氣資源。與美國海相頁巖資源相比，我國頁巖油資源主要屬于陸相頁巖，尤其是陸相頁巖油發(fā)展?jié)摿薮蟆Ｄ壳绊搸r油和頁巖氣全球范圍內(nèi)通常有效的開發(fā)方式為水平井+分段壓裂技術(shù)。

    最早的歷史可以追溯到1820年代，但真正產(chǎn)業(yè)化開發(fā)頁巖氣的嘗試階段起步于1970年代，當(dāng)時(shí)在全球迎來第一次石油危機(jī)疊加美國聯(lián)邦政府對(duì)天然氣的價(jià)格管制的大背景下，美國天然氣產(chǎn)量大幅下降，聯(lián)邦政府開始鼓勵(lì)向非常規(guī)替代能源領(lǐng)域投資。而之后的1980-2000的探索階段，美國政府投入了大量資金用于頁巖氣的地質(zhì)探索研究，技術(shù)可采儲(chǔ)量大幅提升；同時(shí)逐步形成了全國范圍相互連接的天然氣管網(wǎng)，為頁巖氣市場(chǎng)大發(fā)展創(chuàng)造了條件。2002年水平壓裂技術(shù)第一次應(yīng)用于頁巖氣開采，在這一階段，水平井、水力壓裂等核心技術(shù)獲得集中突破和應(yīng)用，美國頁巖氣年產(chǎn)量正式從10億方量級(jí)邁向100億方量級(jí)。而從08年至今的十余年是美國頁巖氣開發(fā)的爆發(fā)階段，產(chǎn)量大幅增加，2018年美國頁巖氣產(chǎn)量約為5932.4億立方米，頁巖氣產(chǎn)量占天然氣總產(chǎn)量比例達(dá)到68.5%。

    頁巖油氣是石化能源未來的重要發(fā)展方向之一，美國的頁巖革命已取得成功并在全球產(chǎn)生廣泛影響，中國也正迎來頁巖氣開發(fā)新階段，成為繼美國、加拿大之后第三個(gè)具備商業(yè)化開發(fā)頁巖氣能力的國家，但中國的頁巖油開發(fā)尚處起步階段。

2007-2019.07美國頁巖地區(qū)石油產(chǎn)量（千桶/天）

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2007-2019.07美國頁巖地區(qū)天然氣產(chǎn)量（百萬立方英尺/天）

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    2019年以來雖然美國鉆機(jī)數(shù)量有所減少，但當(dāng)期完成鉆井?dāng)?shù)量有所上升并在下半年度保持基本持平。這主要是近兩年在技術(shù)革新的推動(dòng)作用下，當(dāng)期新增鉆井量和累計(jì)未完成鉆井量快速增加。頁巖油氣井的完工周期一般在3-6個(gè)月，因此，2018年快速增長的鉆井開工量反映到了2019年增長的當(dāng)期完成鉆井量中。由于頁巖油開采前期產(chǎn)量爆發(fā)快的特點(diǎn)，加上持續(xù)減少的鉆機(jī)數(shù)量，頁巖油氣的單機(jī)產(chǎn)量快速增長，在19年9月刷新歷史高點(diǎn)，收5479千桶/天，預(yù)計(jì)19年10月將達(dá)到5541千桶/天。頁巖氣的單鉆機(jī)產(chǎn)量在19年同樣快速增長，預(yù)計(jì)19年10月達(dá)到44380百萬立方英尺/天，刷新歷史新高。

美國主要頁巖地區(qū)石油單鉆機(jī)采量（千桶/天）

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2008-2019.10美國主要頁巖地區(qū)天然氣單鉆機(jī)采量（百萬立方英尺/天）

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    頁巖油氣為頁巖層系中所含的石油和天然氣資源，需要陸上鉆井開采。通過研究陸上鉆井的成本構(gòu)成和變化趨勢(shì)，可以判斷頁巖油氣的鉆井成本。EIA發(fā)布數(shù)據(jù)顯示，EIA將土地使用、鉆井成本、完井成本、租賃費(fèi)用、設(shè)備成本、處理和交通費(fèi)用納入陸上鉆井的成本計(jì)量進(jìn)行統(tǒng)計(jì)。美國陸上鉆井單井全成本在4.9百萬美元值8.3百萬美元范圍內(nèi)，其中平均單井完井成本為2.9百萬美元至5.6百萬美元。按照主要技術(shù)材料進(jìn)行成本拆分，鉆機(jī)與鉆井液占15%，套管固井占11%，壓裂泵設(shè)備占24%，壓裂支撐劑占14%，完井液占12%，其他設(shè)備占23%。

    2018年水平段最高可達(dá)1.6萬英尺，段數(shù)高達(dá)80，開采時(shí)間和成本均顯著壓縮，單井采量和壓裂效率卻迅速提高。

2010-2018年美國頁巖油氣水平段（英尺）發(fā)展趨勢(shì)

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2010-2018年美國頁巖油氣段數(shù)（段）發(fā)展趨勢(shì)

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2010-2018年美國頁巖油氣成本（萬美元）下降趨勢(shì)

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2010-2018年美國頁巖油氣鉆井周期（天）發(fā)展趨勢(shì)

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2010-2018年美國頁巖油氣壓裂效率（段/天）發(fā)展趨勢(shì)

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2010-2018年美國頁巖油氣單井可采量（億立方英尺/天）發(fā)展趨勢(shì)

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    開采技術(shù)革新推動(dòng)美國油氣產(chǎn)業(yè)進(jìn)入穩(wěn)定復(fù)蘇周期，單井產(chǎn)能和開采效率持續(xù)增長。根據(jù)調(diào)查調(diào)查報(bào)告，自2016年美國油氣產(chǎn)量進(jìn)入復(fù)蘇周期以來，活躍鉆機(jī)數(shù)較五年前減少40%；以Haynesville產(chǎn)區(qū)為例，在活躍鉆機(jī)數(shù)保持不變的情況下，該地區(qū)頁巖氣產(chǎn)量在過去一年從4200百萬立方英尺/天上升50%，達(dá)到6500百萬立方英尺/天，充分體現(xiàn)技術(shù)革新對(duì)產(chǎn)能的升級(jí)作用。

    技術(shù)革新從開采效率和單井產(chǎn)能雙管齊下，為產(chǎn)量井噴打下基礎(chǔ)。從開采效率來看，技術(shù)進(jìn)步可以大幅縮短鉆井周期、提升壓裂效率和降低完井成本，因此單個(gè)活躍鉆機(jī)對(duì)應(yīng)的可開采鉆井?dāng)?shù)大幅增加。鉆井，壓裂和完井技術(shù)的快速發(fā)展顯著提升單井產(chǎn)能。鉆井技術(shù)提高鉆井的井測(cè)長度和定位精準(zhǔn)度，壓裂液的進(jìn)步釋放出更多的氣體和液體流入管道，均提高單井產(chǎn)出效率。

    一、中美頁巖開發(fā)對(duì)比

    從儲(chǔ)量上看，中美均為頁巖氣儲(chǔ)量十分豐富的國家。最新的聯(lián)合國貿(mào)易和發(fā)展會(huì)議(UNCTAD)2018年5月發(fā)布的一份報(bào)告顯示，中國的頁巖氣儲(chǔ)量排名全球第一（31.6萬億立方米），其次分別為阿根廷(22.7萬億立方米)、阿爾及利亞(20萬億立方米)、美國(17.7萬億立方米)和加拿大(16.2萬億立方米)。從國內(nèi)最新統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)來看，根據(jù)中國自然資源部發(fā)布的《中國礦產(chǎn)資源報(bào)告2019》顯示，中國埋深在4500米以內(nèi)的頁巖氣地質(zhì)資源量為122萬億立方米，可采資源量22萬億立方米，探明儲(chǔ)量在18年突破1萬億立方米，探明率仍僅有4.79%。

聯(lián)合國統(tǒng)計(jì)各國頁巖氣儲(chǔ)量（萬億立方米）

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中國自然資源部統(tǒng)計(jì)中國頁巖氣三級(jí)儲(chǔ)量（萬億立方米）

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    2018年，全國天然氣產(chǎn)量1415億立方米，同比增長6.4%。全國頁巖氣產(chǎn)量108.81億立方米，較上年增長21%，全國頁巖氣產(chǎn)量占全國天然氣產(chǎn)量的7.69%。最新數(shù)據(jù)顯示，2018年美國頁巖氣產(chǎn)量約為5932.4億立方米，天然氣產(chǎn)量約為8661.76億立方米，頁巖氣產(chǎn)量占天然氣總產(chǎn)量比例達(dá)68.5%。中國的頁巖氣產(chǎn)量占比相比美國依然有大幅提升空間。

2018年中國頁巖氣產(chǎn)量（億立方米）及在天然氣產(chǎn)量占比

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2018年美國頁巖氣產(chǎn)量（億立方米）及在天然氣產(chǎn)量中的占比

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    根據(jù)規(guī)劃2020年力爭(zhēng)實(shí)現(xiàn)頁巖氣產(chǎn)量300億立方米，2030年?duì)幦?shí)現(xiàn)頁巖氣產(chǎn)量800-1000億立方米。目前中國開采規(guī)模類似美國1998年前后，年產(chǎn)規(guī)模都在100億方左右，正好領(lǐng)先中國二十年。而美國之后的10年，產(chǎn)量提升到10倍，年產(chǎn)1000億方水平。當(dāng)然，美國實(shí)現(xiàn)10年產(chǎn)量增長10倍有其國際高油價(jià)背景和金融杠桿要素助推，中國想要達(dá)到《頁巖氣發(fā)展規(guī)劃（2016-2020年）》中制定的2030年近1000億方產(chǎn)量目標(biāo)，需要各方努力，尤其是在開采成本、鉆完井技術(shù)和鉆井壓裂裝備方面向美國看齊。

2015-2030年中國頁巖氣產(chǎn)量及預(yù)測(cè)（億方）

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    隨著壓裂和水平井技術(shù)在21世紀(jì)初在美國得到應(yīng)用，2000年以來美國先在海相頁巖氣開發(fā)領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)突破，在Appalachia盆地等區(qū)塊建立了一大批頁巖氣田，之后在2010年前后美國在海相頁巖油領(lǐng)域也實(shí)現(xiàn)石油產(chǎn)量大幅提升，引領(lǐng)世界頁巖油氣的勘探。中國現(xiàn)有開發(fā)的頁巖資源集中在四川盆地的海相頁巖氣，而頁巖油儲(chǔ)集層主要以陸相湖盆富有機(jī)質(zhì)泥頁巖為主，尚未取得規(guī)模性商業(yè)突破，仍有地質(zhì)科學(xué)問題有待解決。

    目前我國已經(jīng)成為僅次于美國的全球第二大石油消費(fèi)國，隨著常規(guī)石油產(chǎn)量的下降和國內(nèi)對(duì)石油需求的進(jìn)一步增長，急需探索新的有潛力的原油資源。中國具有良好的陸相頁巖油勘探前景，尤其在渤海灣盆地、松遼盆地、鄂爾多斯、準(zhǔn)噶爾等大型沉積盆地以及許多中小型盆地，陸相頁巖油資源都十分豐富。因此，隨著中國頁巖開發(fā)技術(shù)的提升和成本的下降，未來開發(fā)路徑也將復(fù)制美國“先氣后油”的開發(fā)路徑，國內(nèi)頁巖油相比頁巖氣更具潛力。

    中國石油在渤海灣盆地、準(zhǔn)噶爾盆地、松遼盆地、鄂爾多斯盆地等大型沉積盆地開展先導(dǎo)試驗(yàn)，加大風(fēng)險(xiǎn)勘探投入，把頁巖油列為四大勘探領(lǐng)域方向之一，將大港油田、新疆油田、吐哈油田和長慶油田列為頁巖油開發(fā)重要示范區(qū)。

    截止2019年5月已動(dòng)用鉆機(jī)36部，開鉆47口井，完井8口，日進(jìn)尺2000米以上，累計(jì)完成進(jìn)尺160000余米。根據(jù)中石油披露的《新疆油田發(fā)展規(guī)劃》，吉木薩爾頁巖油區(qū)2021年原油產(chǎn)量將達(dá)到100萬噸、2025年將達(dá)到200萬噸并穩(wěn)產(chǎn)9年。2019年10月，吉木薩爾國家級(jí)陸相頁巖油示范區(qū)通過專家論證，預(yù)計(jì)將成為我國又一個(gè)國家級(jí)陸相頁巖油示范區(qū)。

    除了新疆，天津大港油田也在頁巖油勘探開發(fā)領(lǐng)域取得新突破。根據(jù)新華社今年8月28日?qǐng)?bào)道，大港油田計(jì)劃在今年實(shí)現(xiàn)年產(chǎn)頁巖油5萬噸，到2025年實(shí)現(xiàn)頁巖油整體增儲(chǔ)3億噸，年產(chǎn)頁巖油50萬噸，引領(lǐng)中國石油集團(tuán)陸相頁巖油的開發(fā)。

    2019年，中國的頁巖氣成本已大幅下降，以中石化主力頁巖氣田涪陵氣田為例，其單井成本較2014年開發(fā)初期降低30%以上。比如四川盆地及周緣3500m以淺頁巖氣資源量為2024立方米,經(jīng)過5年來的攻關(guān)和試驗(yàn)，開發(fā)技術(shù)基本成熟配套,單井綜合成本降低到5000萬元以內(nèi)。根據(jù)EIA統(tǒng)計(jì)目前美國8個(gè)主要頁巖氣區(qū)帶的單井開發(fā)成本多在300-900萬美元，平均單井全成本已經(jīng)下降至500萬美元。通過對(duì)比可以發(fā)現(xiàn)，14年前后中國單井成本接近美國同期的兩倍，經(jīng)過5年的發(fā)展，國內(nèi)在實(shí)現(xiàn)了部分裝備國產(chǎn)化和大量技術(shù)突破之后，平均綜合成本降低了50%以上，與美國單井成本差距也縮小至1.3倍左右。

2014-2019年中美頁巖氣平均單井綜合成本比較（萬元/井）

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    通過比較中美頁巖氣單井鉆井費(fèi)用、壓裂費(fèi)用對(duì)比可以發(fā)現(xiàn)，國內(nèi)鉆井費(fèi)用明顯高于美國。這主要是中國地質(zhì)條件導(dǎo)致頁巖氣資源埋藏較深，需要更深的鉆井進(jìn)尺導(dǎo)致。

    二、中國頁巖氣經(jīng)濟(jì)性分析

    對(duì)于油氣開采的經(jīng)濟(jì)性一般有三種測(cè)算方式，第一種是用單井綜合成本（資本開支+運(yùn)營成本）除以單井全生命周期產(chǎn)量（EUR）得到單位產(chǎn)氣成本。第二種方式是采取現(xiàn)金流折現(xiàn)（NPV）方式測(cè)算全周期盈虧平衡。第三種方式是根據(jù)單井早期產(chǎn)氣量測(cè)算成本回收周期，主要考慮開采成本、運(yùn)營成本和資源稅率。

    從單位產(chǎn)氣成本來看，美國頁巖氣生產(chǎn)成本約為1.5元/立方米，而中國當(dāng)時(shí)頁巖氣生產(chǎn)成本約為2.5-4.5元/立方米。過去5年間國內(nèi)開采成本大幅下降，目前川南地區(qū)鉆完井成本已經(jīng)由之前1-1.2億元/口井下降至5千萬以下，單井綜合成本下降50%左右。

2018年中美頁巖氣平均單井鉆井費(fèi)用、壓裂費(fèi)用對(duì)比（萬元/井）

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    隨著國內(nèi)油服作業(yè)單位對(duì)地質(zhì)條件認(rèn)識(shí)和施工經(jīng)驗(yàn)的積累，單井產(chǎn)氣量也明顯提升。2014年9月，涪陵頁巖氣田焦頁6-2HF井累計(jì)產(chǎn)量達(dá)1億方，成為全國第一口產(chǎn)量突破億方的頁巖氣井。平均單井累計(jì)產(chǎn)量（EUR）到當(dāng)時(shí)已經(jīng)從0.5億立方米增長至1億立方米，根據(jù)趨勢(shì)判斷當(dāng)前單井累計(jì)產(chǎn)量已經(jīng)超過1億立方米。而隨著高產(chǎn)井的不斷發(fā)現(xiàn)，單井累計(jì)產(chǎn)量仍有提升空間。

    由于頁巖具有特低孔滲和儲(chǔ)源同巖的特征，因此在自然產(chǎn)氣狀態(tài)下，單井產(chǎn)量呈現(xiàn)逐年快速衰減的狀態(tài)。國內(nèi)目前完善的非常規(guī)滲流理論尚未建立起來。根據(jù)石油科學(xué)通報(bào)16年9月的數(shù)據(jù)，中國石油大學(xué)運(yùn)用傳統(tǒng)Arps雙曲遞減模型和現(xiàn)代擴(kuò)展指數(shù)遞減模型對(duì)美國800多口頁巖氣單井產(chǎn)量進(jìn)行擬合得到產(chǎn)量衰減趨勢(shì)。

    國內(nèi)則有所不同，供氣開發(fā)方案的制定是決定頁巖氣開發(fā)成功的關(guān)鍵因素，國內(nèi)川南地區(qū)目前年衰減率一般在50-60%。

    中國當(dāng)時(shí)頁巖氣單位生產(chǎn)成本約為2.5-4.5元/立方米。按照過去5年間國內(nèi)單井鉆完井成本下降50%（1億下降至5千萬），單井產(chǎn)量（EUR）提升幅度按中石油披露（0.5億立方米增長至1億立方米）增幅的25%計(jì)算（單位生產(chǎn)成本=單井鉆完井成本/單井產(chǎn)量），則可以計(jì)算得到目前國內(nèi)單位產(chǎn)氣成本相比2014年2.5-4.5元/立方米下降到1-1.8元/立方米（不含補(bǔ)貼），與目前四川地區(qū)川東天然氣井口價(jià)約1.2元/立方米相比，具備了初步經(jīng)濟(jì)性。但與塔里木盆地整裝天然氣0.4-0.6元/方的成本相比，仍有下降空間。

2014-2019年國內(nèi)頁巖氣單位產(chǎn)氣成本測(cè)算（元/立方米）

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    按照目前單價(jià)開發(fā)成本5000萬元，運(yùn)營成本0.06元/立方米，入網(wǎng)價(jià)按照當(dāng)前天然氣網(wǎng)公布的川東井口價(jià)1.2元/立方米計(jì)算，首年產(chǎn)氣量取2500萬方/年，第二年衰減55%，第三年再衰減50%計(jì)算，之后按40%穩(wěn)定衰減，單井開采成本回收年限約為3年（不含補(bǔ)貼）。

    由于國內(nèi)頁巖氣開發(fā)尚處起步階段，相關(guān)數(shù)據(jù)并不完善，且單井產(chǎn)量和成本受地質(zhì)區(qū)位、井深長度、開采模式等因素影響有巨大差異，僅能從統(tǒng)計(jì)角度對(duì)當(dāng)前經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行定性判斷：單位成本和回報(bào)周期都已經(jīng)支撐行業(yè)進(jìn)行商業(yè)化開采。而且考慮到從2018年開始國內(nèi)頁巖氣開采規(guī)模迅速增加，隨著規(guī)模效應(yīng)逐漸提升，國內(nèi)頁巖氣開發(fā)單價(jià)成本和單井產(chǎn)量仍有提升潛力。

模擬中國頁巖氣開采成本回收期

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    相關(guān)報(bào)告：智研咨詢發(fā)布的《2019-2025年中國頁巖氣行業(yè)市場(chǎng)現(xiàn)狀分析及投資前景預(yù)測(cè)報(bào)告》