中国页岩气：从“引人入胜”到“实在惊喜”有多远

□《地质勘查导报》记者 赵玲玲 刘静文

中国页岩气：从“引人入胜”到“实在惊喜”有多远

□《地质勘查导报》记者 赵玲玲 刘静文

“没想到，页岩气这三个字的号召力这么大。”11月2日临近深夜时分，中国产业海外发展和规划协会组织的页岩气勘探与开发研讨会现场仍然高朋满座。这让原本只想借第二届中国对外投资合作洽谈会之机，组织个小范围业内讨论的主办方大感意外。热情的根源，来自于美国在2009年掀起的“天然气革命”。大家都想弄清：页岩气是否能够成为世界油气规则的改变者？页岩气能否为我国这个能源进口大国带来惊喜？

页岩气引发美国能源革命，改变全球天然气供求关系

“它（页岩气）会对一个国家的能源格局产生重大影响……它不只是改变了一些场景，而是游戏规则改变者。”剑桥能源研究协会主席丹尼尔·尤金曾这样说。“当勘探技术成熟到一定程度，非常规能源也就成了非常常规的能源。”国土资源部油气资源战略研究中心发展战略研究室研究员李玉喜说。这些，在2009年被证实。

2009年，美国页岩气产量接近1000亿立方米，超过我国常规天然气的年产量。页岩气开发的成功及商业化使美国天然气储量增加了40%，一举超过俄罗斯跃居世界首位。一夜之间，美国从天然气进口国成为潜在的出口国。大批美国计划中的LNG进口订单被停建或缓建。

美国作为世界最大的能源消费国，一举一动都关联着世界能源市场的起落涨跌，因此，其主要进口来源国——加拿大的天然气生产受到显著影响。北美及全球天然气和LNG市场的供求关系也因此改变。

以今年春天在美国休斯敦举办的剑桥能源周为显著标志，页岩气走进世界能源舞台的中心。据中海油能源经济研究院首席能源研究员陈卫东介绍，页岩气是能源周上一个重大的讨论议题。

“在能源周上，我第一次听到‘页岩气革命’的说法，有一种震撼的感觉。现在页岩气已达北美天然气生产总量的17%，而2006年仅为1%，预计到2030年页岩气的供应量有可能超过北美天然气总量的50%，是未来几十年最有增长潜力的天然气供给来源。页岩气是21世纪北美能源最重大的突破，在价格没有明显增加的前提下，天然气的供应量有可能大幅度提高。”陈卫东说。

“如果页岩气成功地进入商业领域，世界天然气传统格局将发生根本性的转变，天然气定价的话语权也将转移。”发改委能源研究所能源经济与发展战略研究中心副主任姜鑫民预计。根据目前世界范围内进行的页岩气勘探结果，世界页岩气储量与常规天然气相当，其资源潜力甚至可能远大于常规天然气。

中国页岩气开发之利：家底丰厚，政府支持

页岩气的冲击波让深受“气荒”困扰的中国为之振奋。

中国地质大学（北京）教授张金川介绍，根据页岩气聚集的机理条件和中美页岩气地质条件的相似性对比，中国页岩气富集地质条件优越。采用不同方法对中国页岩气可采资源量的初步估算结果表明，我国重点盆地和地区比较现实的页岩气可采资源量大约为26万亿立方米，与美国的可采资源量大致相当。“如果投入与美国大致相当的页岩气勘探工作量，中国的页岩气将达到与美国基本一致的产量水平。”张金川说。

页岩气产业的发展已经提上了我国政府的议事日程。据姜鑫民介绍，我国的天然气需求量非常巨大，根据测算，到2015年，中国天然气消费量将达2000亿立方米，但国内产量只有1400亿立方米，缺口达到600多亿立方米。而到2030年，国内预测需求量将达4000亿立方米，但产量只有2500亿立方米，缺口扩大至1500亿立方米，天然气进口的依存度将上升到40%。因此，在制定中的《科学发展的2030年国家能源战略》将页岩气摆到重要位置。在“十二五”期间，天然气占一次能源的比重要从目前的4%提升至8%，其中包括常规和非常规天然气。

页岩气的补贴政策也逐渐掀开盖头。“我国目前的煤层气补贴政策，是世界上最好的补贴政策。对待页岩气，我们将比照煤层气补贴政策，甚至更优惠。”姜鑫民说。随着政策的到位，国土资源部将开展全国性的页岩气地质调查，根据调查的结果，优选出50～80个有利目标区，进而提交20～30个页岩气勘探开发区。根据目标，到2020年，页岩气可采储量将增长到1万亿立方米，生产能力达到150亿～300亿立方米，产量占常规天然气产量的8%～12%。

中国页岩气开发之弊：家底不清，政策缺位

页岩气能否在中国也产生革命？

与会专家认为，中国页岩气开发利用产业前景光明，但道路曲折。目前我国页岩气开发尚无较为完善的开采规划、计划，技术不成熟、经验不足、政策缺位等问题成为页岩气开发利用的障碍。开采这一“看上去很美”的战略性资源，中国还有很长的路要走。

相比美国页岩气广泛地进入商业应用的现状，中国页岩气产业仍处于“零勘探”状态。“我们现在面临的问题主要是二手资料多，一手资料少，直接资料只有中石油页岩气一口浅井，中国地质大学采集的零星资料。”李玉喜颇为惆怅，“由于缺少第一手资料，很难确定页岩气资源潜力评价和有利区优选的参数。”

除了基础资料和理论的缺乏，技术也是中国开采页岩气的门槛。

“开采出页岩气并不难。”与会专家解释道，“难的是实现商业性开发，也就是稳定、持续、有经济效益地开发。”页岩气的特点决定了其很高的开采难度。打个比方，常规天然气好比是储存在岩石构成的“仓库”里，打好井，它自己就顺着管子往外跑。页岩气则吸附在“仓库”的“四壁”和“盖子”的裂缝上，开采难度高。另外，裂缝的发育程度是页岩气运移聚集、经济开采的主要控制因素之一，仅有少数天然裂缝十分发育的页岩气井可直接投入生产，其余90%以上的页岩气井需要采取压裂等增产措施将其“拽”出来。其地质特点决定了它的单井低产性。

业内专家表示，在美国，因为不同地区的页岩气赋存状态、开发技术参数等存在极大差异，相邻开发井间对比困难，分段压裂技术也探索了较长时间。而中国页岩气藏储层产状与美国的相比差异明显，难以直接引进美国技术，最关键的两大难题必须攻克：南方海相页岩有机质演化的高成熟度和北方陆相条件下页岩分布及其中页岩气的富集所带来的勘探评价和开发技术问题。

页岩气开发中的环保问题也让业内专家担忧。首先，页岩压裂需要大量的水资源，美国在页岩气钻探中有约70%的水来自水力压裂回收水，而我国的页岩气大多分布在水资源不丰富的地区，保护水资源的任务更艰巨。其次，从美国的页岩气开发资料来看，为了使水具有凝胶特性进而利于压裂，压裂水溶液中须有针对性地添加化学用品，该类化学品可影响施工区及其下游流域的生物、生态。

会上还有人提出：“说煤层气补贴优厚，可中国的煤层气在发展了多年以后，仍然进展寥寥，那页岩气会不会也遇到这个问题？”业内人士认为毛病出在垄断体制上。

“国内的能源企业垄断思维不利于中国新兴能源的开发。”中海油能源经济研究院首席能源研究员陈卫东表示，在美国的页岩气发展过程中，多为小公司进行前期开发，当项目进展到一定规模时，再由大公司收购，进行规模建设。美国8000余家石油公司中，85%的页岩气由中小公司生产，迫于低回报，高成本的压力，这些小公司不断进行技术革新，成为推动美国页岩气技术快速发展的主要动力。

“不同于国外的技术垄断，我国目前在常规石油天然气领域资源的探矿权和采矿权都由国有企业行政垄断。”姜鑫民表示。由于首次勘探，采矿权招标限于国有企业范围中，“开放矿业权”的呼声随之而来。

“在非常规油气领域，可以探索适当放开矿业权，允许有能力、有技术也达到准入标准的民间资本进入。”姜鑫民表示。但相关政策还在研究中，民间资本进入页岩气领域的政策依据只有国务院于2010年5月13日发布的《国务院关于鼓励和引导民间投资健康发展的若干意见》中关于民间资本进入垄断领域的叙述。

破题之道：向外“取经”，探寻中国路径

其实，中国页岩气开发起步不算晚。国土资源部、中国地质大学等单位一直跟踪调研我国页岩气资源状况和世界页岩气资源发展动态。

为了尽快掌握关键技术，向国外公司合作“取经”可视为一条捷径。去年11月18日，中美还签署了《中美关于在页岩气领域开展合作的谅解备忘录》，将两国在页岩气方面的合作提升到了国家层面，打通了向外“取经”的道路。

但业内专家强调指出，中国的页岩气开发不宜照套美国的理论和技术参数，应着重于借鉴、参考、启迪，因地制宜地最终发展成适合我国地质特征的页岩气开发理论和压裂技术。因为，中国页岩气藏储层产状与美国的相比差异明显。例如四川盆地的页岩气层埋藏深度较大，美国的页岩气层埋藏深度多为200～2000米。而我国四川盆地的页岩气层埋藏深度多为1500～4000米；黔、渝、湘等地页岩层厚度较薄且常呈现多层叠置，局部亦见程度不同的变质；我国不同地区间页岩气藏也难以对比，井间参照、类比、连层等也可能较为困难。因此，美国的分段压裂技术在我国相关地区的实际应用效果需要进一步探讨。

为此，李玉喜建议推动页岩气战略调查，在页岩气藏资源潜力初步分析、估算基础上，应进一步对页岩气资源量乃至储量进行认真、细致的研究、评价及以可行的方法计算，对页岩气藏类型进行划分，落实有利开发类型，构建我国页岩气地质理论体系。李玉喜强调，摸清“家底”是开采页岩气最基础、最迫切的工作。

与会专家还提出，国家应该在制定勘查开发计划的同时，考虑网管等基础设施的配套问题。因为，美国页岩气能快速实现商业化，还得益于其高度成熟的天然气工业体系为页岩气的革命性发展奠定的基础设施条件。美国的天然气管网长度有41.4万公里，上游天然气生产商有6800多家，天然气管道运营商有160多家，天然气交易商250多家，有近1200个地区配气公司和6500多个终端用户。有了发达的管网和天然气接入的非垄断性，使众多中小厂商可以方便地将自己生产的页岩气出售给交易商。

有专家指出，中国的天然气发展还处于初级阶段，管网密度低且垄断性强，不可能很方便地就近接入。这将成为页岩气商业化进程的拦路虎。因为，中国页岩气的富藏区主要集中在南方地区，目前天然气的主要消费区分布在东南沿海，供应区则分布在西部和北部。遥远的距离带来了运输压力、能源安全、市场稳定等一系列问题。