作为本轮油价下跌的“罪魁祸首”，页岩油气行业在经历了最初的“阵痛”和“调整”后，已经全面适应了低油价环境。欧佩克试图通过低油价抑制页岩油生产的算盘并未如愿，北美的页岩油生产商通过积极创新和有效降本，爆发出了令人刮目相看的蓬勃生机。这一方面把美国的石油行业推向一个新的高峰，助力美国“能源独立”的全面实现；另一方面，在全球范围内，带动阿根廷、中国等主要国家的页岩油气产业迅速发展。
页岩油气助力美国
“能源独立”
根据美国能源信息署（EIA）的统计数据，美国在2017年9月份的石油产量约为948.1万桶/日，其中一半以上是页岩油，预计美国2017年全年的石油产量为930万桶/日，仅次于1970年的960万桶/日，有望成为美国历史上石油产量第二高的年份；2018年，美国的石油产量预计达到990万桶/日的年度平均水平，有望创下历史新高，以二叠盆地为代表的页岩油是推动美国石油产量增长的主要动力。另一方面，美国的石油对外依存度也在页岩油大发展的影响下逐年降低，2015年时曾低至35%，2016年因页岩油产量下降略增至37%，预计2017年整体将低于2016年的水平。另外，由于美国的天然气市场相对于全球而言具有相对独立性，虽然其国内气价仍较低，但随着LNG出口能力的扩大，美国的页岩气勘探开发活动和产量仍在稳定增长，足以弥补其国内常规天然气和其他非常规天然气产量的下降，促使美国在2012年超过俄罗斯，成为全球最大的天然气生产国，并使其在2017年初完成从天然气净进口国向净出口国的转变。因此“能源独立”对于美国而言已经不再遥不可及。
目前，美国境内的油气钻探活动仍旧由页岩油气主导，截至2017年12月15日，在美国境内从事油气钻探活动的作业钻机数量为930台，同比增加了约45%，其中从事页岩油气钻探的有757台，同比增幅超过50%，海上、阿拉斯加和陆上其他地区的作业钻机数为173台，增加了约25%，主要来自墨西哥湾海上，页岩油气作业钻机数在全美油气作业钻机数中的占比超过了80%，而在油价下跌前这一比例一直保持在75%左右（图1）。钻机数量的增加带来了油气勘探开发作业量的回升，页岩油气继续在美国油气产量增长中扮演主要角色。根据美国能源信息署的统计，截至2017年11月底，美国的页岩油气产量分别为621.7万桶/日和17.4亿立方米/日，预计12月份将分别增至631.4万桶/日和17.6亿立方米/日，2017年全年平均产量将分别达到575.4万桶/日和16.3亿立方米/日，同比分别增长8.2%和7.7%，在全美油气总产量中的占比将分别达到61.9%和73.2%。
页岩油气勘探开发的成功促成了美国油气出口禁令的取消，随之而来的是其油气出口量的快速增长。根据美国能源信息署2017年12月初的统计，随着目前美国唯一在运行的LNG出口终端-萨宾帕斯（Sabine Pass）LNG终端的第四条LNG生产线在8月份建成投产，美国的LNG出口能力已增至0.79亿立方米/日，预计美国2017的LNG生产线开工率可达80%，2018年为79%，2017年的LNG出口量可达0.54亿立方米/日。萨宾帕斯终端的第5条生产线正在施工，建成后可将终端LNG产能提高至约1亿立方米/日。目前美国还有5个LNG终端在建，其中Cove Point终端的一条0.2亿立方米/日的LNG生产线可在2017年底前建成；Elba Island终端的10条生产线（单线产能均为85万立方米/日）中的6条将于2018年6月前建成，其余4条将在2019年5月前建成；Freeport终端的三条生产线（单线产能均为0.2亿立方米/日）中的1条将于2018年11月前建成，另外2条在2019年第一季度完工；Corpus Christi终端拥有2条产能均为1.7亿立方米/日的LNG生产线，预计可在2019年投产；Cameron终端设计有3条产能均为1.7亿立方米/日的生产线，也将在2019年投产。在新LNG生产线陆续投产的推动下，美国的LNG出口能力有望在2019年底前达到2.7亿立方米/日（图2）。石油出口方面，得益于页岩油的快速发展，美国的原油和油品出口量持续增长。美国能源信息署2017年10月底的数据显示，2017年上半年，美国的原油和油品出口量创下历史新高，其中原油出口量同比增加30万桶/日，至78.4万桶/日，出口目的地由2016年上半年的19个增至27个；丙烷出口量同比增加15%，至91.3万桶/日；馏分燃料油出口量同比增长14%，达到130万桶/日的历史最高水平；汽油出口量增长3%，至75.6万桶/日（图3）。
阿根廷页岩油气前景可期
除美国外，阿根廷近两年在页岩油气勘探开发方面取得较大进展。阿根廷的页岩油气勘探开发活动主要在内乌肯（Neuquen）盆地的瓦卡穆尔塔（VacaMuerta）页岩区，被认为是最近十年最具开发潜力的页岩油气资源。截至2017年11月底，该区内1/3的地区已经通过直井或水平井验证，预计拥有20亿~30亿桶页岩油和95亿桶油当量的页岩气资源，另外2/3的地区仍有待进一步钻井验证来确定资源潜力。目前，瓦卡穆尔塔页岩区的勘探开发以页岩气为主，因为生产试验表明页岩气井的生产特征更好，而且该国的气价政策对页岩气开发更有利，预计这一情况将持续到2021年。2010年以来，阿根廷国油（YPF）及其合作伙伴雪佛龙、陶氏化学等公司已在瓦卡穆尔塔页岩区完钻了588口直井和水平井，目前其页岩气产量为651亿立方米/日，页岩油产量约为5万桶/日，页岩油气水平井的钻井、完井成本也一直在降低，目前约为650万~780万美元。
中国页岩油气勘探蓄势待发
中国是继美国和加拿大后第三个成功实现页岩气开发的国家。近两年来，一方面涪陵页岩气田的开发在如期展开，截至2017年上半年，已累计投产254口页岩气井，建成73.25亿立方米的产能，页岩气累计产量在2017年3月突破100亿立方米。另一方面，涪陵以外地区的页岩气勘探活动也在稳步推进，湖南、湖北、贵州等地的页岩气勘探取得一定进展，南方地区的页岩气资源潜力正逐渐被揭开，为中国页岩气产业的进一步发展奠定了基础。
尽管如此，中国的页岩油开发还面临着巨大的挑战。中国页岩油总体上属于陆相沉积，与美国海相盆地沉积有很大差异。在地质上，中国陆相页岩沉积相变快、非均质性强、热演化程度低、成岩作用弱，难以借鉴北美资源评价和选区评价方法。在工程上，与美国海相页岩油储层相比，陆相页岩油储层塑性强，地层压开难度大，难以形成有效的压裂缝网，人工裂缝波及体积小，北美相对成熟的水平井多分段体积压裂技术对这类储层的适应性差，前期压裂试验基本不成功。同时还存在陆相页岩油粘度较高等因素导致流动能力差，采出困难等具体难题，需要不断创新技术，才能带来突破性进展。
对中国而言，国内原油生产能力能不能保持2亿吨的规模，是一个严峻的问题。从美国石油发展经验来看，页岩油是目前现实的相对可靠的石油替代资源，中国页岩油能否突破，规模大小，是关系国内石油供给、保障能源安全的关键因素之一。中国页岩油勘探开发工作起步晚，页岩油主导技术没有突破。在目前低油价时期，由于降本增效压力，国内各大石油公司基本停止了对页岩油勘探开发工作的投入，导致勘探开发工作基本处于停滞状态，这种状况将严重影响页岩油勘探开发的发展。因此，需要从国家层面上统筹考虑，制定出页岩油产业发展路线图和相应的政策措施，激励不同类别市场主体的投资和研发热情，国家主导整合科技资源，加强科研基础设施建设，组织开展重大项目攻关，建立国家页岩油先导试验区，做好重点突破和产业布局。充分发挥国家的战略引导作用，为国家经济发展提供能源保障。