周玉 中国石油集团川庆钻探工程有限公司页岩气勘探开发项目经理部计划经营部

一、中美页岩气开发现状及行业综合发展环境对比

（一）中国的页岩气勘探开发尚处于早期阶段

在页岩气开发方面，美国处于先行者地位，其在2014年时，从页岩中所获取的天然气量页已高达3700亿方。我国的国土资源部于2015年6月所颁布的《中国页岩气资源调查报告（2014年）》表示：“我国页岩中含有大量的天然气，富集规律不清，尚未真正确定可予以开采的天然气资源；勘探后获得多个开发点，但核心技术方面依然存在限制。”早在在2014年。我国从页岩获得天然气已超13亿立方米。尽管国家能源局对我国页岩气产量方式较为看好，但行业普遍对此反应消极，认为存在诸多因素产生影响。当前我国的页岩气开发无论是开发水平还是开发规模，都还属于勘探及开发的初级阶段。

（二）美国页岩气资源条件整体更优

我国南海相页岩层次的年代较为久远，埋藏位置处于较深区域，存在较高的热演化的程度，由于存在多次的改造及断裂发育情况，所以保存条件相对较差，且主体分布区域存在复杂应力结构，受地表条件影响，难以以水平井等相关的平台形式，进行规模化的开采，仅存在局部区域资源相对较好，涪陵区块的礁石坝地区，其与北美的典型盆地页岩气资源条件相似。基于经济性角度分析，中国页岩气普遍埋藏较深，存在较高的钻井和后续成本；级别较高的页岩气资源丰富度较低，在改造规模相同的基础上，可控前提下，单个井的可采天然气储量较少；由于页岩已经达到了较高级别热演化，所以获取的天然气基本都是干气，难以从中获得凝析油、轻烃、液化气和乙烷等高价值组成部分。除此之外，当前四川盆地和其周围人口较为密集的山区，是我国当前已探明的天然气富集的海相页岩气存储区域，需进行大量的钻前工程投资，土地、水资源的使用及废弃物处理方面存在高昂成本，所以勘探开发的成本相对较高。

（三）美国页岩气行业的综合发展环境优于中国

除了拥有相对较好的资源、掌握先进的石油工程相关技术、天然气管网发达，并且存在诸多拥有较强创新能力的中小企业外，页岩气革命之所以可以在美国成功，其关键因素之一是，近年来其通过资本市场融资的成本普遍较低。自2007年起，次贷危机让美国乃至全球出现金融危机后，美联储利率持续降低，当前基准利率总体处于0.25%以下的水平，5年期的国债收益率一直处于2%以下，其社会融资成本较低，所以美国中小企业投资积极性较高，在页岩气相关的项目，设置较低基准收益率。而我国社会融资成本普遍不低于7%，国有油气开采企业，其自有资金属于国资委考核范围，所以普遍在6%左右，而业内通过测算，认为在保持我国现有油气相关财税环境不变化的前提下，页岩气行业相关的基准收益率高达8%，高融资压力难以让中小企业在此行业立足与发展。

二、中国页岩气开发项目经济评价所存在的问题

（一）开发模式方面

页岩气主要以平台为单位，通过工厂化作业模式，采取体积压裂和水平井的方式实现规模开发。通过了解全球范围内在页岩气方面的开发应用可得知，所需应用的技术普遍存在较高成本，例如水平井、大型的压裂改造等，构建单井的人工气藏，并确保其拥有较大储量，才可以确保页岩气的开采处于经济区间。为降低相关成本，降低对于水资源和土地资源的应用，符合相关环保标准，规模化开采页岩气，一般以平台为基础，开发水平井组，完成相关的布井及投产操作，通过滚动建产的方式，实现产能交替；以工业生产的规模，落实钻井及压裂相关施工，确保生产的效率得以提升，大幅降低由于搬迁设备等操作所形成的成本，并且可以以循环再利用的方式降低压裂液、钻井液等耗材使用量，控制单井综合投资；平台式水平井组开发也能够满足地面工程的模块化和集约化建设，可以在新投产平台重复使用撬装化截流设备，有效控制相关成本。

（二）页岩气井生产方面

在初期，页岩的天然气拥有较高的产量，但是其下降速度较快，不同井差距较大，生产难以同步，初期需要节流，后期需要增加，导致生产管理任务繁重，且地面工程配套复杂。为了确保投资可以尽可能短时间内收回，美国所采用的方法为增加生产压差，其第1年的递减率高达65%~75%；中后期递减速度下降。在分析美国的多个页岩气田后可知，前10年，单井可获取气量为总储量的80%，在后续的年限中，其产能相对稳定，但产量较少。为了确保充分发挥气井的产能，可以使用间歇的方式予以开采，使用机械升举或者器具完成排液采气。或者基于集气站、平台等，增压形式完成开采，但此方案实际操作时，很难准确预测平台或单减产量递减情况，无法准确把握增加的规模与时机。而且单井存在配产难问题，在地面集输与处理方面存在高要求，所以会在早期表现出产能不足问题，但后期出现储量较大的情况。

（三）经济评价方面

目前我国在开发页岩气方面还处在起步阶段，在产能、产量的递减规律单井积累可采储量方面存在认识不足的问题，无法准确的把握关键的经济评价参数。所以当前对项目的经济评价相关问题依然集中在单井产能与产量预测方面，基本无完整且真实存在的案例予以借鉴。所以无法确定单井最终可开采的储量，在评价期、之后生产相关的投入、操作成本测算方面也存在诸多困难。由于应用滚动建产与平台接替模式进行生产，所以其较常规气田开发，在项目的现金流 的曲线特点方面，存在明显不同，所以，需要就规模与效益间关系，进行深入的分析对比。

三、提升页岩气开发经济评价与管理措施

按照平台作为评价单位，进行经济状况评价，可以更好的符合我国在页岩气资源方面的开发特点。可以基本使用气田的项目经济评价形式，评价范围为投资项目的财务评价，主要就其盈利能力开展分析，通过现金流量法测算财务内部收益率、财务净现值和投资回收期等主要指标，以此作为投资决策的重要参考依据。由于我国在此行业起步较晚，如果在项目评价中，按照区块为单位，很可能会受建产时间的跨度较大、不确定因素较多等问题的影响，导致评价准确性较低，时效方面也无法有效满足平台相关投资决策的制定需求。平台属于开发页岩气中最小的建设及开发生产单元，在后续稳产操作方面，也是按照平台作为单位，如此可确保投资估算、产量预测、气价水平等参数更为准确、便捷。

四、总结

页岩气开发项目存在周期长、风险高、投资大的特点，技术应用的复杂性和地质条件的不确定性都会影响其经济效益，所以有效的经济评价和管理工作能够提升经济效益，优化投资决策，提升页岩气项目实施的可行性。