创新推动我国页岩气持续发展
□ 中国石油经济技术研究院 徐博
2013年初以来，我国页岩气开发喜讯频传，钻遇多口高产井，许多以前认为有困难的勘探领域实现突破，涪陵页岩气田已经投入商业开发。业界认为，不仅2015年国家页岩气开发规划65亿立方米的产量目标可能完成，2020年600亿～1000亿立方米的目标实现的可能性正在增长。但是，我国页岩气开发总体仍处于初期阶段，未来发展的不确定性还很大，必须在技术、管理、环境和对外合作等方面持续创新。
页岩气开发展现光明前景
1．四川盆地及周缘地区勘探开发全面展开
截至今年4月底，我国以三大石油公司及延长集团为主的各类页岩气勘探开发主体累计投入资金超过150亿元；累计完成页岩气钻井322口，其中调查井108口，探井118口，评价井96口（水平井）；累计完成二维地震近19139公里，三维地震1451平方公里，初步评价6万～10万亿立方米的勘探靶区。颁发页岩气探矿权52个，勘探面积16.4万平方公里，主要集中在四川盆地及周缘地区。
2．已在三个领域实现突破和进展
（1）南方下志留统海相页岩气勘查开发取得重大突破，产能建设启动 中石化涪陵区块焦页1HF井，实施15段水力压裂，2012年10月，初始产量20.3万立方米/日，实现了中国石化海相页岩气勘查重大突破。在焦页1HF井突破的基础上，部署了600平方千米三维地震和焦页2HF、焦页3HF、焦页4HF三口评价井，分别试获日产35、15、25万方高产气流，试采产量稳定、压力稳定，实现了对焦石坝构造主体页岩气分布的整体控制。
2013年，中国石油围绕突破井—宁201-H1井部署了H2、H3两个平台，共15口水平井，按照“井工厂”的生产模式实施钻井和压裂，已完成的7口水平井均获得页岩气流；在富顺-永川合作区，在201-H2井分段压裂获得高产页岩气流后，部署钻探了7口水平井，投入试采井4口，累计生产销售商品气6284万方。
（2）南方下寒武统海相页岩气取得突破与进展 2013年，中国石化井研-犍为区块金石1 井（直井）在下寒武统筇竹寺组海相页岩压裂最高日产3.6万立方米， 实现了下寒武统页岩气勘探突破。
（3）陆相页岩气勘查在多个领域取得突破和进展 建南地区下侏罗统自流井组东岳庙段页岩气勘探率先突破，截至2012年3月1日，建111井累计产气量为84.3万方，平均产气 2056方/天。在鄂尔多斯陆相三叠系，完钻页岩气井39口，完成压裂34口。柳评177井日产量达2350方，新57井日产量达2413方，延平1井7段压裂，产气8000～10000立方米/日。初步落实页岩气探明面积130平方公里，落实地质储量290亿立方米。
3．三家石油企业已经形成产能，中石化涪陵区块进入商业开发
中石化、中石油、延长石油在涪陵、长宁、威远、昭通、延安等区块通过扩大勘探，明确了一批产能建设区块，并加紧实施“井工厂”水平井组钻探和产能建设。中石化、中石油、延长石油分别形成10亿立方米、 3亿立方米、1亿立方米产能。今年3月，中石化宣布第一个大型页岩气田——涪陵页岩气田进入大规模商业化开发，比原先预计的10年实现规模开发时间大大缩短。
总体处于发展初期，必须在多方面持续创新
虽然我国页岩气开发取得了超过预期的进展，但与美国页岩气开发相对成熟的国家相比还处于初期。主要问题表现在如下几个方面：一是开采技术仍有许多待解决的问题，包括精确的钻井导向技术、分段压裂技术、压裂废液的无害化处理；二是适应页岩气大规模开发的监管体系还有许多工作要做；三是如何搞好页岩气的对外合作要有新思路等。
1．持续加强开发技术创新
美国页岩气成功开发，技术创新是关键因素。目前，我国页岩气开发的良好局面也是依靠部分技术的突破，但还需要在以下方面持续创新：（1）富集区预测技术；（2）岩心测试技术，这项实验测试技术是页岩气勘探开发研究的关键技术之一；（3）储层改造技术；（4）压裂液无害化处理技术。一是研发简便实用，稳定可靠，高效价廉且无二次污染的压裂废液处理剂；二是优化压裂废液处理工艺，简化处理流程，降低处理成本；三是开发环境友好型压裂液添加剂，尽可能从根源上减轻压裂废液对生态环境造成的影响。
2．加快建设高效、环保的勘探开发新模式
（1）开展勘探开发全过程优化研究 一是建立盆地模型、地质模型和油藏模型，了解富含有机质页岩和煤的沉积过程，预测盆地有机质含量；二是通过“古环境重建”、“露头模拟”等预测盆地潜在的储油气能力；三是利用“三分量地震”、“油藏特征”、“测井解释与岩芯分析”等手段预测页岩气可能的富集区域；四是通过“岩芯综合资料分析”、“压裂流动油藏模拟”、“水平井钻完井”、“水力压裂优化”等方面的研究，开发页岩气资源；五是开展勘探、开发和投产全过程优化，如在沿着最小水平主应力方向钻井，压裂后将形成横向裂缝以增加泄气体积。
（2）继续深入研究与实施页岩气“井工厂”开发模式 我国的“井工厂”技术还处在探索应用阶段，在配套装备仪器方面还存在明显的差距与不足，需要在以下几个方面继续开展工作：一是必须树立成本控制理念，从勘探评价、开发方案制定、地面工程建设到后期调整等方面精打细算，确保各项技术经济适用；二是在学习借鉴国外“井工厂”先进技术的同时，不断总结分析国内的成功经验，如海洋平台丛式井钻井技术和苏里格模式，形成适应我国地质特征的页岩气“井工厂”开发模式；三是开展个性化工具及配套技术的研发；四是尽快制定适应我国页岩气“井工厂”钻井的行业标准和钻后评价体系。
3．加快创建开发监管模式
（1）环境监管模式 就目前来看，页岩气在我国的开发主要面临三个方面的环境问题：一是大量钻井导致占地和生态环境影响问题突出；二是高耗水量导致水资源及水环境污染问题更突出；三是对空气质量和气候变化的影响不可忽视。页岩气开采和常规天然气相比，温室气体甲烷泄露的隐患也更大。
随着我国“十三五”期间页岩气开发力度的加大，环境监管体制必须加快建设，几个基本原则应该是明确的：一是源头控制原则。要依据现有的环境法律法规加强环境保护工作，环保部门应该及时、及早介入页岩气开发的项目战略性规划和路线图，方案设计体现环境友好；二是要注意监测与监控。在页岩气项目开始前建立各环境要素的本底状况档案，在项目进行过程中进行定期环境要素的监测和监控； 三是加强环境保护的组织管理。包括相应的环境保护人员配置，实施环境信息公开制度，并邀请独立环境评估和验证机构参与环境监管；四是建立风险控制机制。包括时刻注意广泛的风险排查和统计，确保应急响应计划和能力，以及风险控制和应急能力的持续改善。
（2）社会风险控制模式 页岩气的社会风险控制包括以下三个突出方面：一是页岩气开发用地与粮食、居民生活用地的矛盾。二是页岩气地区拆迁安置和生计的矛盾；三是噪声影响。
要防范页岩气开发的社会风险，必须注意做好以下几个方面的工作：一是加强开发企业的社会责任感。在勘探开始前即识别利益相关方，并将其融入开发的每个阶段；提供充足的机会，倾听利益相关方对项目规划、运行和表现的意见和建议；二是加强与当地政府的合作。通过这种方式取得当地政府对社会风险控制的协助；三是注意在项目前期的风险调查，建立社会风险的预警机制，同时积极参与当地的公益活动，真正使页岩气开发为当地经济发展和社会福利做出贡献。
4．积极探索页岩气投融资模式
按照我国页岩气开发规划，2020年产量要达到600亿～1000亿立方米，开发投资需求巨大。有关机构曾做过初步估计，投资额在3000亿到1.75万亿元之间。长期以来，我国油气行业投资主体主要是三大石油公司，而在页岩气开发主体更多转向多元主体的前提下，创新我国页岩气开发投融资机制十分必要而紧迫。
（1）政府直接拨款持续研究开发，并研究国家投资探明区块储量后进行招标的机制 建议国家首先拿出资金进行风险勘探，待页岩气储量确定后再招标，通过招标收回勘探投资，同时进入下一轮勘探。
（2）发挥国家开发银行在页岩气开发投资中的重要作用 在页岩气开发的上游领域，国开行或其集团下属金融公司可为开发页岩气公司提供开发贷款或股本方式融资。同时，国开行可协助相关企业开展项目经济评估，提高其融资的可能性和可行性。
（3）充分利用我国私募股权投资基金（PE）和产业投资基金 虽然这两种基金的规模目前都不大，但在页岩气产业发展初期应该有一定的帮助，要使这些基金能够了解油气行业的发展情况，提供渠道吸引基金的股权投资。
5．优化页岩气开发对外合作模式
（1）充分利用国外股权投资基金，加速与国际石油公司的资金合作 目前，国外在中国的基金十分活跃，一是专门的独立投资基金，如 The Carlyle Group、3i Group等；二是大型的多元化金融机构下设的直接投资部，如Morgan Stanley Asia、JP Morgan Partners、Goldman Sachs Asia、CITIC Capital等。另外，壳牌、埃克森美孚、康菲、英国石油、道达尔等跨国公司都对中国页岩气市场有强烈兴趣，外资的注入也有助于中国企业获得开发页岩气的相关技术。
（2）政府间合作有待扩展 目前，中国开发页岩气主要与美国开展合作。美国在页岩气领域的领先地位毋庸置疑，但是中美页岩气的开发并不处于同一个阶段。相比之下，加拿大、墨西哥、阿根廷等国家的页岩气开发处于起步阶段，正致力于解决技术、市场、政策等方面的问题，与中国有诸多类似之处。因此，政府间的合作可以考虑选择更多的合作对象。