2019年10月中國與美國頁巖現(xiàn)狀、頁巖開發(fā)對比及中國頁巖氣經濟性[圖]

頁巖氣王密 2019-11-18 05:28 來源：智研咨詢

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。根據地質形成條件，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通常有效的開發(fā)方式為水平井+分段壓裂技術。

最早的歷史可以追溯到1820年代，但真正產業(yè)化開發(fā)頁巖氣的嘗試階段起步于1970年代，當時在全球迎來第一次石油危機疊加美國聯(lián)邦政府對天然氣的價格管制的大背景下，美國天然氣產量大幅下降，聯(lián)邦政府開始鼓勵向非常規(guī)替代能源領域投資。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探索研究，技術可采儲量大幅提升；同時逐步形成了全國范圍相互連接的天然氣管網，為頁巖氣市場大發(fā)展創(chuàng)造了條件。2002年水平壓裂技術第一次應用于頁巖氣開采，在這一階段，水平井、水力壓裂等核心技術獲得集中突破和應用，美國頁巖氣年產量正式從10億方量級邁向100億方量級。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，產量大幅增加，2018年美國頁巖氣產量約為5932.4億立方米，頁巖氣產量占天然氣總產量比例達到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)石油產量（千桶/天）

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2007-2019.07美國頁巖地區(qū)天然氣產量（百萬立方英尺/天）

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2019年以來雖然美國鉆機數量有所減少，但當期完成鉆井數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革新的推動作用下，當期新增鉆井量和累計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年增長的當期完成鉆井量中。由于頁巖油開采前期產量爆發(fā)快的特點，加上持續(xù)減少的鉆機數量，頁巖油氣的單機產量快速增長，在19年9月刷新歷史高點，收5479千桶/天，預計19年10月將達到5541千桶/天。頁巖氣的單鉆機產量在19年同樣快速增長，預計19年10月達到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成和變化趨勢，可以判斷頁巖油氣的鉆井成本。EIA發(fā)布數據顯示，EIA將土地使用、鉆井成本、完井成本、租賃費用、設備成本、處理和交通費用納入陸上鉆井的成本計量進行統(tǒng)計。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，其中平均單井完井成本為2.9百萬美元至5.6百萬美元。按照主要技術材料進行成本拆分，鉆機與鉆井液占15%，套管固井占11%，壓裂泵設備占24%，壓裂支撐劑占14%，完井液占12%，其他設備占23%。

2018年水平段最高可達1.6萬英尺，段數高達80，開采時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

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2010-2018年美國頁巖油氣段數（段）發(fā)展趨勢

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2010-2018年美國頁巖油氣成本（萬美元）下降趨勢

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2010-2018年美國頁巖油氣鉆井周期（天）發(fā)展趨勢

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2010-2018年美國頁巖油氣壓裂效率（段/天）發(fā)展趨勢

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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

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開采技術革新推動美國油氣產業(yè)進入穩(wěn)定復蘇周期，單井產能和開采效率持續(xù)增長。根據調查調查報告，自2016年美國油氣產量進入復蘇周期以來，活躍鉆機數較五年前減少40%；以Haynesville產區(qū)為例，在活躍鉆機數保持不變的情況下，該地區(qū)頁巖氣產量在過去一年從4200百萬立方英尺/天上升50%，達到6500百萬立方英尺/天，充分體現(xiàn)技術革新對產能的升級作用。

技術革新從開采效率和單井產能雙管齊下，為產量井噴打下基礎。從開采效率來看，技術進步可以大幅縮短鉆井周期、提升壓裂效率和降低完井成本，因此單個活躍鉆機對應的可開采鉆井數大幅增加。鉆井，壓裂和完井技術的快速發(fā)展顯著提升單井產能。鉆井技術提高鉆井的井測長度和定位精準度，壓裂液的進步釋放出更多的氣體和液體流入管道，均提高單井產出效率。

一、中美頁巖開發(fā)對比

從儲量上看，中美均為頁巖氣儲量十分豐富的國家。最新的聯(lián)合國貿易和發(fā)展會議(UNCTAD)2018年5月發(fā)布的一份報告顯示，中國的頁巖氣儲量排名全球第一（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)。從國內最新統(tǒng)計數據來看，根據中國自然資源部發(fā)布的《中國礦產資源報告2019》顯示，中國埋深在4500米以內的頁巖氣地質資源量為122萬億立方米，可采資源量22萬億立方米，探明儲量在18年突破1萬億立方米，探明率仍僅有4.79%。

聯(lián)合國統(tǒng)計各國頁巖氣儲量（萬億立方米）

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中國自然資源部統(tǒng)計中國頁巖氣三級儲量（萬億立方米）

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

2018年中國頁巖氣產量（億立方米）及在天然氣產量占比

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2018年美國頁巖氣產量（億立方米）及在天然氣產量中的占比

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根據規(guī)劃2020年力爭實現(xiàn)頁巖氣產量300億立方米，2030年爭取實現(xiàn)頁巖氣產量800-1000億立方米。目前中國開采規(guī)模類似美國1998年前后，年產規(guī)模都在100億方左右，正好領先中國二十年。而美國之后的10年，產量提升到10倍，年產1000億方水平。當然，美國實現(xiàn)10年產量增長10倍有其國際高油價背景和金融杠桿要素助推，中國想要達到《頁巖氣發(fā)展規(guī)劃（2016-2020年）》中制定的2030年近1000億方產量目標，需要各方努力，尤其是在開采成本、鉆完井技術和鉆井壓裂裝備方面向美國看齊。

2015-2030年中國頁巖氣產量及預測（億方）

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隨著壓裂和水平井技術在21世紀初在美國得到應用，2000年以來美國先在海相頁巖氣開發(fā)領域實現(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域也實現(xiàn)石油產量大幅提升，引領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，而頁巖油儲集層主要以陸相湖盆富有機質泥頁巖為主，尚未取得規(guī)模性商業(yè)突破，仍有地質科學問題有待解決。

目前我國已經成為僅次于美國的全球第二大石油消費國，隨著常規(guī)石油產量的下降和國內對石油需求的進一步增長，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)技術的提升和成本的下降，未來開發(fā)路徑也將復制美國“先氣后油”的開發(fā)路徑，國內頁巖油相比頁巖氣更具潛力。

中國石油在渤海灣盆地、準噶爾盆地、松遼盆地、鄂爾多斯盆地等大型沉積盆地開展先導試驗，加大風險勘探投入，把頁巖油列為四大勘探領域方向之一，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月已動用鉆機36部，開鉆47口井，完井8口，日進尺2000米以上，累計完成進尺160000余米。根據中石油披露的《新疆油田發(fā)展規(guī)劃》，吉木薩爾頁巖油區(qū)2021年原油產量將達到100萬噸、2025年將達到200萬噸并穩(wěn)產9年。2019年10月，吉木薩爾國家級陸相頁巖油示范區(qū)通過專家論證，預計將成為我國又一個國家級陸相頁巖油示范區(qū)。

除了新疆，天津大港油田也在頁巖油勘探開發(fā)領域取得新突破。根據新華社今年8月28日報道，大港油田計劃在今年實現(xiàn)年產頁巖油5萬噸，到2025年實現(xiàn)頁巖油整體增儲3億噸，年產頁巖油50萬噸，引領中國石油集團陸相頁巖油的開發(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,經過5年來的攻關和試驗，開發(fā)技術基本成熟配套,單井綜合成本降低到5000萬元以內。根據EIA統(tǒng)計目前美國8個主要頁巖氣區(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下降至500萬美元。通過對比可以發(fā)現(xiàn)，14年前后中國單井成本接近美國同期的兩倍，經過5年的發(fā)展，國內在實現(xiàn)了部分裝備國產化和大量技術突破之后，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用、壓裂費用對比可以發(fā)現(xiàn)，國內鉆井費用明顯高于美國。這主要是中國地質條件導致頁巖氣資源埋藏較深，需要更深的鉆井進尺導致。

二、中國頁巖氣經濟性分析

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

從單位產氣成本來看，美國頁巖氣生產成本約為1.5元/立方米，而中國當時頁巖氣生產成本約為2.5-4.5元/立方米。過去5年間國內開采成本大幅下降，目前川南地區(qū)鉆完井成本已經由之前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用、壓裂費用對比（萬元/井）

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隨著國內油服作業(yè)單位對地質條件認識和施工經驗的積累，單井產氣量也明顯提升。2014年9月，涪陵頁巖氣田焦頁6-2HF井累計產量達1億方，成為全國第一口產量突破億方的頁巖氣井。平均單井累計產量（EUR）到當時已經從0.5億立方米增長至1億立方米，根據趨勢判斷當前單井累計產量已經超過1億立方米。而隨著高產井的不斷發(fā)現(xiàn)，單井累計產量仍有提升空間。

由于頁巖具有特低孔滲和儲源同巖的特征，因此在自然產氣狀態(tài)下，單井產量呈現(xiàn)逐年快速衰減的狀態(tài)。國內目前完善的非常規(guī)滲流理論尚未建立起來。根據石油科學通報16年9月的數據，中國石油大學運用傳統(tǒng)Arps雙曲遞減模型和現(xiàn)代擴展指數遞減模型對美國800多口頁巖氣單井產量進行擬合得到產量衰減趨勢。

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

中國當時頁巖氣單位生產成本約為2.5-4.5元/立方米。按照過去5年間國內單井鉆完井成本下降50%（1億下降至5千萬），單井產量（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%計算（單位生產成本=單井鉆完井成本/單井產量），則可以計算得到目前國內單位產氣成本相比2014年2.5-4.5元/立方米下降到1-1.8元/立方米（不含補貼），與目前四川地區(qū)川東天然氣井口價約1.2元/立方米相比，具備了初步經濟性。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年國內頁巖氣單位產氣成本測算（元/立方米）

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按照目前單價開發(fā)成本5000萬元，運營成本0.06元/立方米，入網價按照當前天然氣網公布的川東井口價1.2元/立方米計算，首年產氣量取2500萬方/年，第二年衰減55%，第三年再衰減50%計算，之后按40%穩(wěn)定衰減，單井開采成本回收年限約為3年（不含補貼）。

由于國內頁巖氣開發(fā)尚處起步階段，相關數據并不完善，且單井產量和成本受地質區(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)計角度對當前經濟性進行定性判斷：單位成本和回報周期都已經支撐行業(yè)進行商業(yè)化開采。而且考慮到從2018年開始國內頁巖氣開采規(guī)模迅速增加，隨著規(guī)模效應逐漸提升，國內頁巖氣開發(fā)單價成本和單井產量仍有提升潛力。

模擬中國頁巖氣開采成本回收期