楊國豐 周慶凡 盧雪梅

（ 中國石化石油勘探開發(fā)研究院 ）

0 引言

本文所討論的頁巖油為廣義頁巖油，指的是蘊(yùn)藏在大套富有機(jī)質(zhì)頁巖層系中的石油資源，包括頁巖及致密砂巖和碳酸鹽巖夾層中的石油資源[1]。頁巖油勘探開發(fā)的成功推動了美國石油產(chǎn)量在2010—2018年期間從550×104bbl/d增加到1090×104bbl/d[2]，極大提高了美國的石油供應(yīng)能力，使其“能源獨(dú)立”從夢想成為現(xiàn)實(shí)，同時(shí)也影響了美國的能源和外交政策乃至世界能源市場格局，成為本輪油價(jià)下跌的重要因素。本文在調(diào)研美國頁巖油勘探開發(fā)現(xiàn)狀、主要頁巖油公司經(jīng)營情況和頁巖油勘探開發(fā)成本構(gòu)成的基礎(chǔ)上，以巴肯頁巖區(qū)為例對頁巖油的勘探開發(fā)成本進(jìn)行估算;同時(shí)對中國陸相頁巖油資源潛力、勘探開發(fā)現(xiàn)狀和費(fèi)用情況進(jìn)行了系統(tǒng)梳理，就中國頁巖油百萬噸年產(chǎn)量建設(shè)投資做了大體估算。

1 美國頁巖油生產(chǎn)現(xiàn)狀

美國能源信息署（EIA）的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示[3]，2017年美國頁巖油證實(shí)儲量同比增加了近30%，為199.7×108bbl，約占全美石油證實(shí)儲量的48%，其中二疊盆地頁巖油證實(shí)儲量從2016年的49.6×108bbl增至83.19×108bbl，成為第一大頁巖油資源區(qū)，威利斯頓盆地的巴肯（Bakken）和墨西哥灣盆地的伊格爾福特（Eagle Ford）分別位居第二和第三，這3個(gè)地區(qū)擁有美國90%以上的頁巖油資源（表1）。

表1 美國主要盆地頁巖油證實(shí)儲量[3]Table 1 Proven reserves of shale oil in major basins in the United States[3]

威利斯頓盆地巴肯組是美國頁巖油產(chǎn)業(yè)的發(fā)源地，1953年便開始生產(chǎn)頁巖油，但由于當(dāng)時(shí)的認(rèn)識和技術(shù)水平有限，頁巖油產(chǎn)量很低，直到水平井、水力壓裂等技術(shù)在頁巖氣勘探開發(fā)中成功應(yīng)用并向頁巖油轉(zhuǎn)移后，美國頁巖油開發(fā)才真正獲得突破，產(chǎn)量在2008年前后開始快速增長，并一路高歌猛進(jìn)，在2015年3月達(dá)到468×104bbl/d;在此后的一年半內(nèi)，頁巖油公司為應(yīng)對低油價(jià)削減了投資和作業(yè)量，頁巖油產(chǎn)量持續(xù)下降，2016年9月降至375×104bbl/d的階段低值;此后在油價(jià)總體回升和頁巖油項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)效益改善的推動下，頁巖油產(chǎn)量快速回升，不到一年便恢復(fù)到油價(jià)下跌前的水平。2018年，美國頁巖油產(chǎn)量已超過640×104bbl/d，2019年第一季度創(chuàng)下733×104bbl/d的新高（圖1）[4-8]。二疊盆地憑借獨(dú)特的地質(zhì)條件和地理優(yōu)勢成為美國頁巖油產(chǎn)業(yè)發(fā)展的最大亮點(diǎn)，2019年第一季度產(chǎn)量已超過330×104bbl/d，占美國頁巖油總產(chǎn)量的45%，巴肯和伊格爾福特分別以134×104bbl/d和124×104bbl/d的產(chǎn)量位居第二、第三。

圖1 2000年以來美國頁巖油產(chǎn)量變化[2]（2019年為截至第一季度數(shù)據(jù)）Fig.1 Shale oil production changes in the United States since 2000[2] (by the first quarter of 2019)

雖然頁巖油產(chǎn)量規(guī)模持續(xù)擴(kuò)大，但美國頁巖油生產(chǎn)商至今仍未能解決頁巖油井產(chǎn)量遞減快的問題，而且頁巖油采收率較低，只有不到10%，新增鉆井是生產(chǎn)商保持頁巖油產(chǎn)量穩(wěn)定和增長的主要手段。根據(jù)EIA的統(tǒng)計(jì)，二疊盆地、巴肯等頁巖油主產(chǎn)區(qū)的月度新增鉆井和完井?dāng)?shù)量自2018年初以來一直保持在1000口以上[2]，但與2014年相比，相同產(chǎn)量增幅所需的鉆井?dāng)?shù)量明顯減少，表明頁巖油的單井生產(chǎn)效率在持續(xù)提高（圖2）。

圖2 美國主要頁巖油區(qū)帶鉆井完井?dāng)?shù)量與頁巖油產(chǎn)量變化[2]Fig.2 The number of wells drilled and completed and production changes in major shale oil areas in the United States[2]

2 美國頁巖油公司經(jīng)營概況

參與主體多元化是美國頁巖油行業(yè)的一大特點(diǎn)，2014年油價(jià)下跌初期，每年在美國鉆1口以上頁巖油井的公司超過3000家;2015年和2016年油價(jià)持續(xù)走低，這一數(shù)字下降到不足2000家;2017年和2018年油價(jià)總體回暖，又恢復(fù)到2300家左右。本文按照上市公司、能獲得連續(xù)5年以上年報(bào)、美國本土產(chǎn)量占公司總產(chǎn)量的60%以上、石油在公司油氣產(chǎn)量中的占比超過60%、頁巖油在美國本土石油產(chǎn)量中的占比超過50%的標(biāo)準(zhǔn)，從這些頁巖油公司中選取10家作為研究對象，分析其在本輪油價(jià)下跌前后的經(jīng)營情況。這幾家公司2018年的產(chǎn)量和頁巖油資產(chǎn)情況如表2所示。

表2 作為研究對象的美國10家頁巖油公司2018年生產(chǎn)概況Table 2 Production of the targeted 10 US shale oil companies in 2018

對以上10家公司在2013—2018年期間的產(chǎn)量和自由現(xiàn)金流的統(tǒng)計(jì)情況表明，其油氣產(chǎn)量已經(jīng)恢復(fù)至甚至超過油價(jià)下跌前的水平（圖3），2016年開始已有公司自由現(xiàn)金流為正，2018年除Hess公司、Laredopetro公司和WPX能源公司外，其余幾家公司自由現(xiàn)金流均已轉(zhuǎn)正（圖4），全美頁巖油公司也首次實(shí)現(xiàn)自由現(xiàn)金凈流入，表明頁巖油公司的經(jīng)營狀況開始好轉(zhuǎn)。不過由于在前期運(yùn)營中積累了大量債務(wù)，美國頁巖油公司目前的資產(chǎn)負(fù)債率仍較高，上述10家公司的負(fù)債率普遍超過50%，有的公司在2015年和2016年時(shí)曾一度超過80%。石油行業(yè)資深研究人士Mike Shellman通過對政府公共債務(wù)和私人債務(wù)相關(guān)資料、新聞稿等的調(diào)查認(rèn)為，頁巖油公司的累計(jì)債務(wù)規(guī)模已經(jīng)接近3000億美元;2018年，美國頁巖油公司每生產(chǎn)1bbl石油就需要拿出四分之一來作為債務(wù)利息;償清所有債務(wù)需付出約90×108bbl的頁巖油，大致相當(dāng)于近10年頁巖油產(chǎn)量之和[9]。因此，雖然美國頁巖油公司正逐漸從之前一味追求規(guī)模的“粗放式”發(fā)展轉(zhuǎn)為注重效益的“精細(xì)化”發(fā)展，但在可持續(xù)性方面仍有不確定因素。

圖3 2013—2018年10家頁巖油公司產(chǎn)量情況Fig.3 Production of 10 US shale oil companies from 2013 to 2018

3 頁巖油勘探開發(fā)成本

成本是決定產(chǎn)業(yè)發(fā)展的根本因素，頁巖油也不例外。自2008年美國頁巖油產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展以來，外界便開始關(guān)注其成本問題，不同機(jī)構(gòu)和學(xué)者得出的結(jié)論也不盡相同。本文以美國能源信息署和IHS Markit的相關(guān)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)[10]，研究美國頁巖油的成本構(gòu)成，并據(jù)此估算巴肯頁巖油的勘探開發(fā)成本。

3.1 頁巖油勘探開發(fā)成本構(gòu)成

頁巖油的勘探開發(fā)包括礦權(quán)購置、鉆井、完井、油田基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)、油氣的采集和處理、運(yùn)輸、污水處理等過程，據(jù)此將整個(gè)過程的成本分為以下5個(gè)部分。

3.1.1礦權(quán)購置成本

從事頁巖油勘探開發(fā)必須先獲得礦權(quán)，在美國現(xiàn)行礦產(chǎn)資源法案框架下，公司獲得頁巖油區(qū)礦權(quán)的方式有4種：

（1）早期戰(zhàn)略性購置。作業(yè)者在頁巖區(qū)塊被開發(fā)前，僅以初步地質(zhì)評價(jià)為依據(jù)購置礦權(quán)，此時(shí)區(qū)塊內(nèi)沒有或僅有極少的頁巖油鉆探活動，且未開始先導(dǎo)生產(chǎn)，前景上無法確定。這類區(qū)塊由于缺少成功的勘探和商業(yè)生產(chǎn)案例，可能面臨后續(xù)勘探不成功、無法實(shí)現(xiàn)商業(yè)開發(fā)的危險(xiǎn)，其風(fēng)險(xiǎn)較大，但獲取成本一般非常低，在200～400美元/acre。

（2）常規(guī)礦權(quán)擴(kuò)展。目前美國主要頁巖油區(qū)均位于成熟盆地內(nèi)，有較長的常規(guī)油氣勘探開發(fā)歷史，有些作業(yè)者的頁巖油礦權(quán)是通過早期收購或前期持有的常規(guī)油氣區(qū)塊所獲得。這類頁巖油礦權(quán)獲取方式的費(fèi)用幾乎可忽略不計(jì)，持有者有一定的成本優(yōu)勢。

（3）快速跟進(jìn)購置。沒有能力獨(dú)立獲取頁巖油區(qū)塊的公司，可能會選擇與已有相關(guān)資產(chǎn)的公司組建合資企業(yè)的方式獲得進(jìn)入機(jī)會。這通常出現(xiàn)在目標(biāo)區(qū)塊內(nèi)已有頁巖油勘探開發(fā)成功案例，相關(guān)風(fēng)險(xiǎn)大幅降低之后。但由于此時(shí)甜點(diǎn)區(qū)尚不明確，存在所進(jìn)入?yún)^(qū)塊無經(jīng)濟(jì)生產(chǎn)潛力的風(fēng)險(xiǎn)。通過這種方式獲得頁巖油礦權(quán)所需的成本是第一種方式的10～20倍，單井費(fèi)用通常會增加100萬～200萬美元。

（4）晚期跟隨介入。即在頁巖油區(qū)帶已有成案例，且甜點(diǎn)已查明后購入礦權(quán)。此時(shí)頁巖盆地或區(qū)塊的風(fēng)險(xiǎn)已極低，但礦權(quán)購置成本是最高的，通常會是快速跟進(jìn)購置時(shí)所需費(fèi)用的3～4倍。

3.1.2 鉆井和完井成本

鉆井成本包括用鉆機(jī)將一口井鉆至目標(biāo)層過程中所需的全部費(fèi)用，可分為有形成本和無形成本兩大類，前者包括套管、尾管等費(fèi)用，后者包括鉆頭、鉆機(jī)租賃、鉆井液、測錄井服務(wù)、燃料等費(fèi)用。頁巖油氣水平井的單井成本與地質(zhì)情況、深度、設(shè)計(jì)方案等有關(guān)，不同區(qū)帶之間有較大差異。目前美國陸上頁巖油氣水平井的單井鉆井費(fèi)用為180萬～260萬美元。

完井成本包括完井過程中的射孔、壓裂、供水及水處理等所發(fā)生的費(fèi)用，也包括有形成本和無形成本兩大類，前者包括尾管、油管、采油樹、封隔器等費(fèi)用，后者包括各類壓裂支撐劑、壓裂液（包括化合物、瓜爾膠、水等）、大型壓裂設(shè)備租賃、作業(yè)服務(wù)、水處理等費(fèi)用。目前美國陸上頁巖油氣水平井的單井完井費(fèi)用為290萬～560萬美元。

鉆井和完井成本約占頁巖油勘探開發(fā)井口成本的60%左右。美國頁巖區(qū)帶的鉆井完井成本主要受五大因素影響，即與鉆機(jī)有關(guān)的費(fèi)用、套管和固井費(fèi)用、水力壓裂設(shè)備費(fèi)用、完井液和返排液處理費(fèi)用、支撐劑費(fèi)用。其中與鉆機(jī)有關(guān)的費(fèi)用與鉆井效率、井深、鉆機(jī)日租費(fèi)用、鉆井液用量和動力費(fèi)用有關(guān)，套管與固井費(fèi)用主要受鋼材價(jià)格、井身結(jié)構(gòu)和地層壓力影響，水力壓裂設(shè)備費(fèi)用主要與所需設(shè)備的馬力和壓裂段數(shù)有關(guān)，完井液費(fèi)用主要受用水量、所使用的化學(xué)劑及壓裂液類型（如瓜爾膠、交聯(lián)凝膠或滑溜水）影響，支撐劑費(fèi)用與支撐劑類型、來源和用量有關(guān)。通常在較淺和壓力較低的井中會使用天然砂含量較高的支撐劑，在較深和壓力較高的井中會使用更多的人造支撐劑。

3.1.3 基礎(chǔ)設(shè)施成本

油田基礎(chǔ)設(shè)施包括道路與井場建設(shè)、地表設(shè)備（儲罐、分離器、干燥器等）及人工舉升設(shè)備等。目前，美國頁巖油氣區(qū)內(nèi)的基礎(chǔ)設(shè)施費(fèi)用在幾十萬美元左右，占頁巖油氣井總成本的2%～8%，平均為6%。

3.1.4 運(yùn)營成本

運(yùn)營成本是開發(fā)運(yùn)營過程中發(fā)生的各種費(fèi)用，會因產(chǎn)液類型、作業(yè)位置、井的規(guī)模和產(chǎn)量水平而有差異。一般而言，陸上頁巖油氣井的運(yùn)營成本包括固定成本和可變成本兩大類，前者是將油氣采至井口的費(fèi)用，主要包括人工舉升、油氣井維護(hù)、修井等費(fèi)用，也被稱為開采成本;后者是將油氣從井口運(yùn)至采購點(diǎn)、交易中心或煉廠過程中所發(fā)生的費(fèi)用，主要包括采集、處理、運(yùn)輸?shù)荣M(fèi)用。在美國，輸送油氣的中游設(shè)施由第三方公司運(yùn)營，上游生產(chǎn)者根據(jù)輸油氣量向中游公司支付費(fèi)用。

（1）開采成本：不同頁巖區(qū)帶甚至同一頁巖區(qū)帶不同地區(qū)的開采成本差距較大，對于頁巖油而言，其開采成本主要是人工舉升費(fèi)用。目前，美國頁巖區(qū)帶的開采成本為2～14.5美元/bbl油當(dāng)量。就頁巖油氣井整個(gè)生命周期而言，產(chǎn)量越高所需的開采成本也越高。

（2）采集、處理與運(yùn)輸成本：是指頁巖油氣生產(chǎn)商向中游公司支付的費(fèi)用，不同公司間差異較大，通常在某一地區(qū)占據(jù)主要份額的生產(chǎn)商能夠享受較低的費(fèi)率。頁巖氣干氣的采集、處理與運(yùn)輸成本最低，從井口到采購點(diǎn)的費(fèi)用一般為0.35美元/MBtu，不同頁巖氣區(qū)的干氣從井口運(yùn)至亨利中心（Henry Hub）的成本為0.02～1.4美元/MBtu。頁巖氣濕氣中因?yàn)楹刑烊粴庖?，需要?jīng)過分離處理后再運(yùn)輸，所以這部分成本要高于干氣。目前頁巖氣濕氣的采集和處理成本為0.65～1.3/MBtu，分離并收集天然氣液的成本為2～4美元/bbl，天然氣液的運(yùn)輸成本為2.2～9.78美元/bbl。對于頁巖油和凝析油，通過管道集運(yùn)的成本為0.25～1.5美元/bbl;卡車陸運(yùn)的成本要高一些，為2～3.5美元/bbl;鐵路運(yùn)輸?shù)某杀咀罡?，?0～13美元/bbl。

（3）水處理成本：頁巖油氣生產(chǎn)過程中返排至地表的污水和壓裂液需要進(jìn)行處理。通常情況下，在頁巖油氣井開始生產(chǎn)30～45天后產(chǎn)生的返排流體和地層水處理費(fèi)用會計(jì)入運(yùn)營成本中。受處理手段差異、回注和循環(huán)利用影響，頁巖油氣井的水處理成本差距較大，通常在1～8美元/bbl。

（4）一般行政成本：目前美國頁巖油氣井運(yùn)營的一般行政成本大致為1～4美元/bbl油當(dāng)量。

3.2 巴肯頁巖油勘探開發(fā)成本估算

巴肯頁巖區(qū)2019年第一季度的產(chǎn)量為134×104bbl/d，創(chuàng)下歷史最高水平，目前是美國第二大頁巖油產(chǎn)區(qū)。選擇巴肯頁巖區(qū)作為頁巖油勘探開發(fā)成本分析對象主要出于以下幾方面考慮：①該區(qū)是美國頁巖油的發(fā)源地，在美國頁巖油發(fā)展過程中意義非凡;②巴肯頁巖區(qū)雖然在北達(dá)科他州和蒙大拿州均有分布，但90%以上的產(chǎn)量集中在北達(dá)科他州，避免了州際政策因素造成的成本差異;③巴肯頁巖區(qū)以產(chǎn)頁巖油為主，所產(chǎn)的氣為頁巖油中的溶解氣，目前氣油比較低，為2000ft3/bbl，避免了氣井對結(jié)果的影響;④巴肯頁巖區(qū)產(chǎn)層單一。

3.2.1 礦權(quán)購置成本

根據(jù)IHS Markit的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，2010—2014年期間，巴肯頁巖區(qū)的礦權(quán)交易價(jià)格在6000～7000美元/acre的水平。該區(qū)的頁巖油水平井單井井距為640acre，可鉆探巴肯和下伏Three Forks兩套層系，但在實(shí)際單井生產(chǎn)過程中會有10%～20%的面積無法有效使用。照此估算，收購礦權(quán)會使頁巖油單井成本增加約250萬美元，目前巴肯地區(qū)的單井估算最終可采資源量（EUR）為45×104bbl，由此可估算出巴肯頁巖區(qū)礦權(quán)購置成本約為5.5美元/bbl。

3.2.2 鉆井完井成本

如前文所述，鉆井完井成本是頁巖油勘探開發(fā)成本中最重要的組成部分，其費(fèi)用水平主要受鉆機(jī)、套管和固井、壓裂設(shè)備、完井液、支撐劑五大因素影響。圖5是不同地質(zhì)和工程參數(shù)對鉆井完井成本的影響程度。從圖5可以看出，對鉆井成本影響最大的因素是日進(jìn)尺，目前巴肯頁巖區(qū)鉆機(jī)日進(jìn)尺最快的超過900ft，最慢的僅410ft，二者的鉆井成本相差近100萬美元;垂直深度和水平段長度對鉆井成本的影響相對小很多。影響完井成本的因素比較多，壓裂設(shè)備的注入速度和支撐劑用量對完井成本的影響最大，均在200萬美元左右，地層的破裂壓力、壓裂段數(shù)、完井液的用量和支撐劑類型的影響也比較大，在100萬美元左右，化合物類型和用量等因素的影響相對較小。

圖5 不同參數(shù)對巴肯頁巖區(qū)鉆井完井成本的影響[9]Fig.5 The effect of different parameters on drilling and completion costs in the Bakken shale area[9]

對巴肯頁巖區(qū)平均鉆井完井成本統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，其呈現(xiàn)先降后升趨勢（圖6），目前鉆井完井成本在610萬美元左右，較油價(jià)下跌前低25%左右，其中鉆井成本的變化相對較小，約為235萬美元，完井成本降幅較大，從之前的約500萬美元降至400萬美元以下，鉆井完井成本比約為1∶1.6。2010年以來，巴肯頁巖區(qū)水平井垂直深度幾乎沒有變化，但水平段長度、支撐劑用量和壓裂段數(shù)持續(xù)增加，長水平段、大注入量也是頁巖油公司在低油價(jià)下改善單井生產(chǎn)條件的主要措施，這恰恰是影響鉆井完井成本的主要因素，因此雖然低油價(jià)以來鉆井完井效率持續(xù)提升，單位成本不斷下降，但總成本卻呈增長趨勢。根據(jù)鉆井完井成本和單井EUR計(jì)算桶油鉆井完井成本會發(fā)現(xiàn)，油價(jià)下跌以來桶油鉆井完井成本總體呈下降趨勢，由大于20美元降至13.5美元（圖7）。

圖6 巴肯頁巖區(qū)鉆井完井成本構(gòu)成[9]Fig.6 Costs of drilling and completion in the Bakken shale area[9]

圖7 巴肯頁巖區(qū)鉆井完井成本、單井EUR和桶油鉆井完井成本[9]Fig.7 Drilling and completion costs， well EUR and drilling and completion costs per barrel of oil in the Bakken shale area[9]

3.2.3 運(yùn)營成本

頁巖油區(qū)帶有“甜點(diǎn)”與“非甜點(diǎn)”之分，不同公司間的運(yùn)營成本差異較大，很難用一個(gè)平均值來代表，因此本文選取幾家頁巖油產(chǎn)量主要來自巴肯頁巖區(qū)的公司，通過它們的運(yùn)營成本來估算巴肯頁巖區(qū)的運(yùn)營成本。

根據(jù)北達(dá)科他州工業(yè)委員會（North Dakota Industrial Commission）的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，截至2018年底，在該州巴肯頁巖區(qū)從事頁巖油生產(chǎn)的公司有70家，在產(chǎn)頁巖油井有13348口，頁巖油產(chǎn)量為122.9×104bbl/d，占整個(gè)巴肯頁巖區(qū)頁巖油總產(chǎn)量的98%[11-13]。本文從這些公司中選取了巴肯頁巖油在公司石油產(chǎn)量中占比較高的6家上市公司作為研究對象，其中Continental資源公司、Whiting石油公司、WPX能源公司和Crescent Point能源公司全部業(yè)務(wù)都集中在美國，且以頁巖油氣為主;Hess公司和Marathon石油公司在美國以外有上游業(yè)務(wù)，但美國本土油氣產(chǎn)量占比超過了60%，且以頁巖油氣為主。截至2018年底，這6家公司在北達(dá)科他州巴肯頁巖區(qū)內(nèi)的頁巖油產(chǎn)量合計(jì)約58.9×104bbl/d，約占該州巴肯頁巖油總產(chǎn)量的47.9%。

如前文所述，頁巖油項(xiàng)目運(yùn)營成本包括開采成本（含稅）、采集與處理成本、運(yùn)輸成本、水處理成本和一般行政成本五部分，這些成本在公司年報(bào)中都有披露，結(jié)合公司的產(chǎn)量情況，可以大體估算出以上6家公司在油價(jià)下跌前后的運(yùn)營成本（表3）。

在這些公司中，Continental資源公司目前運(yùn)營成本最低，不到30美元/bbl，同時(shí)該公司也是巴肯頁巖區(qū)最大的生產(chǎn)商。Continental資源公司的低成本與其進(jìn)入早和資產(chǎn)位置優(yōu)越有關(guān)系，該公司自1972年成立之初就開始在北達(dá)科他州從事油氣勘探開發(fā)，1992年開始在巴肯組上段鉆水平井開發(fā)頁巖油，而且其在巴肯區(qū)帶的資產(chǎn)主要分布在威廉姆斯縣東南部、鄧恩縣和馬更些縣東部，這些地區(qū)正是巴肯頁巖區(qū)的甜點(diǎn)區(qū)域。Whiting石油公司也主要專注于巴肯頁巖區(qū)勘探開發(fā)，資產(chǎn)集中程度與Continental資源公司相似，成本也與后者相差無幾。WPX能源公司和Crescent Point能源公司處于第二梯隊(duì)，它們的進(jìn)入時(shí)間較晚，都是在2005年之后成立并開始進(jìn)行頁巖油生產(chǎn)的，資產(chǎn)條件較差，產(chǎn)量規(guī)模小，成本相對較高。Hess公司與Marathon石油公司的運(yùn)營成本最高，均在40美元/bbl左右。這一方面是因?yàn)樗鼈兊挠蜌鈽I(yè)務(wù)呈現(xiàn)全球化特點(diǎn)，并非專門從事頁巖油勘探開發(fā)的公司，關(guān)注頁巖油的時(shí)間更晚一些，所持有區(qū)塊的生產(chǎn)條件較差;另一方面可能是計(jì)算過程導(dǎo)致的高估，因?yàn)檫@兩家公司公布的財(cái)報(bào)為合并報(bào)表，其中的大部分?jǐn)?shù)據(jù)并未將巴肯頁巖區(qū)單獨(dú)列出，本文計(jì)算時(shí)采用的是其財(cái)報(bào)中的美國本土相關(guān)數(shù)據(jù)。

表3 巴肯頁巖區(qū)6家樣本公司的運(yùn)營成本構(gòu)成與變化Table 3 Composition and changes of operating costs of six sample companies in the Bakken shale area

總體來看，目前巴肯頁巖區(qū)運(yùn)營成本在30美元/bbl左右，其中開采成本在10美元/bbl左右，采集與處理成本為5美元/bbl，水處理成本和一般行政成本在4美元/bbl上下，運(yùn)輸成本為11美元/bbl。與其他頁巖油區(qū)相比，巴肯頁巖區(qū)的運(yùn)輸成本偏高，這是兩方面因素造成的：一是該區(qū)離庫欣和墨西哥灣地區(qū)煉廠較遠(yuǎn)，需要長距離運(yùn)輸;二是該區(qū)管道運(yùn)輸能力有限，40%左右的頁巖油是通過鐵路外運(yùn)的，費(fèi)用比管道高出很多。

由于頁巖油生產(chǎn)采用的是工廠化作業(yè)模式，油田基礎(chǔ)設(shè)施的總體費(fèi)用較低，只有幾十萬美元，均攤到每口頁巖油井上很少，本研究中忽略不計(jì)。

根據(jù)以上分析，巴肯頁巖區(qū)的礦權(quán)購置成本約為5.5美元/bbl，鉆井完井成本約為13.5美元/bbl，運(yùn)營成本在30美元/bbl左右，分紅、所得稅、借款利息等會額外帶來2美元/bbl左右的成本，因此巴肯頁巖油勘探開發(fā)的總成本在50美元/bbl附近。二疊盆地和伊格爾福特因具有地質(zhì)、地理、基礎(chǔ)設(shè)施等優(yōu)勢，成本比巴肯頁巖油低5～7美元/bbl。

4 中國頁巖油勘探開發(fā)現(xiàn)狀與投資估算

目前研究認(rèn)為，中國泥頁巖層系比較發(fā)育，有較大的頁巖油資源潛力[14-19]。EIA評價(jià)認(rèn)為，中國頁巖油技術(shù)可采資源量約為44×108t，主要分布在江漢、蘇北、準(zhǔn)噶爾、塔里木和松遼等盆地[20];國土資源部估算認(rèn)為，中國頁巖油技術(shù)可采資源量為153×108t;2014年，中國石化石油勘探開發(fā)研究院研究認(rèn)為，中國頁巖油技術(shù)可采資源量可達(dá)204×108t[21]，主要分布在東部斷陷盆地古近系、松遼盆地白堊系、四川盆地侏羅系、鄂爾多斯盆地三疊系及準(zhǔn)噶爾等盆地二疊系[22-31]。不過中國頁巖油資源以陸相為主，成熟度低，原油黏度大、流動性差，而且中國地質(zhì)條件復(fù)雜，水資源相對有限，頁巖油開發(fā)面臨一些挑戰(zhàn)。

4.1 中國頁巖油勘探開發(fā)現(xiàn)狀

2010年以來，中國石油化工股份有限公司和中國石油天然氣股份有限公司在國內(nèi)頁巖油勘探開發(fā)方面做了大量工作，雖然在2015年和2016年受低油價(jià)影響有短暫停滯，但2017年又重啟了相關(guān)探索，并取得了一系列重大進(jìn)展，已基本突破了出油關(guān)。中國石油新疆油田公司于2011年在準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷完鉆的吉25井在二疊系蘆草溝組獲得頁巖油發(fā)現(xiàn)，隨后部署20口直井，其中14口井獲工業(yè)油流;2018年初開始在全區(qū)實(shí)施密切割、高強(qiáng)度體積改造，獲得成功。截至2018年底，在吉木薩爾凹陷蘆草溝組完鉆水平井37口，投產(chǎn)28口，日產(chǎn)油369.5t。中國石油大港油田公司于2013年開始，按照頁巖油勘探思路，在渤海灣盆地黃驊坳陷滄東凹陷開展陸相頁巖油研究，先后部署了22口頁巖油探井，壓裂后獲得工業(yè)油流。2018年，在官東地區(qū)部署2口評價(jià)井，其中官東1701H井壓裂16段，試獲約60t/d石油和5200m3/d天然氣;官東1702H井壓裂21段，試獲約50t/d石油和5947m3/d天然氣。中國石化江漢油田分公司在潛江凹陷開展?jié)摻M鹽間頁巖油勘探開發(fā)研究，優(yōu)選潛34-10韻律層鉆探了王99井、蚌頁油2井、蚌頁油1井，均獲工業(yè)油流。

4.2 中國頁巖油勘探開發(fā)投資估算

對比中國與美國主要頁巖層系的地質(zhì)條件（表4）可以發(fā)現(xiàn)，中國陸相頁巖油成熟度、有機(jī)質(zhì)含量和地層壓力都較低，儲層物性相對較差，開采難度大，很難達(dá)到二疊盆地、巴肯等頁巖區(qū)的產(chǎn)量條件。國內(nèi)油田現(xiàn)場的調(diào)研結(jié)果也證實(shí)了這一結(jié)論。目前中國頁巖油單井鉆井完井成本在4000萬～6000萬元，高于美國;單井EUR在3×104t左右，美國頁巖油區(qū)單井EUR普遍高于6×104t;單井產(chǎn)量約為20t/d，首年累計(jì)產(chǎn)量為(0.6～1)×104t，與奈厄布拉勒頁巖區(qū)大體相當(dāng)，遠(yuǎn)低于二疊盆地、巴肯和伊格爾福特頁巖區(qū);產(chǎn)量首年遞減50%，第二年遞減30%左右，以后每年遞減10%，遞減率與美國相似;開采成本（含稅）約為750元/t（約合15美元/bbl），考慮處理、運(yùn)輸?shù)鹊木C合運(yùn)營成本約為1500元/t（約合30美元/bbl）。

表4 中國與美國主要頁巖層系地質(zhì)條件對比Table 4 Comparison of geological conditions between major shale formations in China and the United States

根據(jù)上述對比，在假設(shè)中國頁巖油單井鉆井完井成本為5000萬元、單井EUR為3.2×104t、首年累計(jì)產(chǎn)量0.8×104t、第一年遞減50%、第二年遞減30%、以后每年遞減10%、運(yùn)營成本為30美元/bbl、單井生產(chǎn)周期為10年的條件下，單口頁巖油井投產(chǎn)后3年內(nèi)的累計(jì)產(chǎn)量約為1.5×104t，占EUR的47%，5年內(nèi)累計(jì)采出約2×104t，占EUR的63%，10年共采出2.8×104t，占EUR的88%。按3年建成100×104t年產(chǎn)量、項(xiàng)目周期為10年估算，建產(chǎn)期每年需投入約50億元，此后每年還需投入30億元左右以維持產(chǎn)量穩(wěn)定，靜態(tài)平衡油價(jià)為75.7美元/bbl（表5）。以上估算是建立在單個(gè)頁巖油產(chǎn)區(qū)建設(shè)基礎(chǔ)上的，未考慮多區(qū)共享基礎(chǔ)設(shè)施和服務(wù)的情況。隨著頁巖油勘探開發(fā)的規(guī)模展開和學(xué)習(xí)曲線優(yōu)化，相同技術(shù)條件下，后期增量部分的靜態(tài)平衡油價(jià)必定會低于上述估算水平。另外，隨著技術(shù)進(jìn)步和運(yùn)營優(yōu)化，此靜態(tài)平衡油價(jià)也呈明顯的下降趨勢（圖8）。改善單井生產(chǎn)和提高單井產(chǎn)能帶來的靜態(tài)平衡油價(jià)下降最為顯著，是降低頁巖油勘探開發(fā)成本最有效的途徑，目前美國頁巖油開發(fā)中采用長水平段、大注入量的目的也是提高單井產(chǎn)量和EUR，以達(dá)到降低單位成本的效果。

由于估算時(shí)選取的參數(shù)未經(jīng)過嚴(yán)格測算，估算方法也非常簡單，所以最終結(jié)果的參考價(jià)值還有待商榷。但本文旨在借此向讀者表達(dá)一種觀點(diǎn)：雖然目前國內(nèi)頁巖油勘探開發(fā)成本仍處于較高水平，面臨規(guī)?；?jīng)濟(jì)開發(fā)挑戰(zhàn)，但未來通過技術(shù)和管理創(chuàng)新進(jìn)一步降本的空間很大;而且從美國的發(fā)展歷程來看，其頁巖油勘探開發(fā)也曾經(jīng)歷了高成本時(shí)期，不過恰逢高油價(jià)，為規(guī)模展開和降本增效贏得了時(shí)間和空間，而中國頁巖油勘探開發(fā)在初期面對的便是低油價(jià)，有困難在所難免，應(yīng)該懷著更加積極樂觀的心態(tài)去看待中國的頁巖油發(fā)展前景。

表5 中國建成年產(chǎn)百萬噸頁巖油產(chǎn)量所需鉆井和投資估算Table 5 Drilling and investment estimates for producing one million tons of shale oil per year in China

圖8 不同技術(shù)進(jìn)步條件下的中國頁巖油靜態(tài)平衡油價(jià)Fig.8 Static break-even oil prices at differenttechnological advancements in China

4.3 中國頁巖油發(fā)展前景與意義

中國頁巖油勘探開發(fā)尚處于起步階段，雖然目前對于具體有多少資源還未形成統(tǒng)一，但具有較大資源潛力、可作為常規(guī)石油的接替資源是有共識的。近10年以來，中國通過借鑒美國經(jīng)驗(yàn)和理論、技術(shù)攻關(guān)，在陸相頁巖油賦存與流動機(jī)理、資源評價(jià)與地質(zhì)評價(jià)方法方面取得了積極進(jìn)展，初步形成了可用于頁巖油甜點(diǎn)識別的地球物理技術(shù)，基本具備了長水平段密切割、多分支水平井、工廠化作業(yè)等頁巖油勘探開發(fā)關(guān)鍵工程工藝技術(shù)。結(jié)合中國陸相頁巖油地質(zhì)特征和國內(nèi)主要油田頁巖油勘探開發(fā)進(jìn)展情況，中國到2025年可落實(shí)20×108t以上的高成熟度頁巖油技術(shù)可采資源，頁巖油年產(chǎn)量可超過500×104t，若中—低成熟度頁巖油原位改質(zhì)等開發(fā)技術(shù)得以突破，到2035年，中國頁巖油年產(chǎn)量有望達(dá)到2000×104t，成為確保國內(nèi)原油2×108t/a穩(wěn)產(chǎn)的重要力量，對保障中國能源安全意義重大。

頁巖油是實(shí)現(xiàn)老油區(qū)可持續(xù)發(fā)展和社會穩(wěn)定的重要途徑。美國的巴肯、伊格爾福特、二疊盆地三大頁巖區(qū)都位于有幾十年生產(chǎn)歷史的老油區(qū)，正是頁巖油勘探開發(fā)的成功使老油區(qū)再次煥發(fā)青春。中國東部的大慶、勝利、大港等油田經(jīng)過50多年的勘探開發(fā)，常規(guī)資源探明率已超過60%，后備資源接替不足，持續(xù)高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)難度大，轉(zhuǎn)向頁巖油等非常規(guī)資源是必然選擇。另外，東部老油田經(jīng)過長期發(fā)展，形成了近百萬人的職工隊(duì)伍，在解決當(dāng)?shù)鼐蜆I(yè)、推動地方經(jīng)濟(jì)發(fā)展和維護(hù)社會穩(wěn)定方面做出了重大貢獻(xiàn)。近年來，在低油價(jià)沖擊下，東部老油田效益情況不容樂觀，百萬石油人面臨生存困境，也給社會穩(wěn)定帶來不確定因素。中國東部斷陷盆地?fù)碛锌捎^的頁巖油資源，而且與中西部地區(qū)相比，東部老油區(qū)擁有完善的基礎(chǔ)設(shè)施，具有較強(qiáng)的技術(shù)力量和豐富的勘探開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，且靠近主要能源消費(fèi)區(qū)，借助這些優(yōu)勢，可以更快地實(shí)現(xiàn)頁巖油降本增效和規(guī)模開發(fā)，助力油田可持續(xù)發(fā)展和當(dāng)?shù)亟?jīng)濟(jì)與社會穩(wěn)定。

5 結(jié)論

頁巖油是近年美國石油儲量和產(chǎn)量增長的主要來源，二疊盆地已成為美國最大的頁巖油資源區(qū)和產(chǎn)區(qū);經(jīng)過低油價(jià)洗禮，美國頁巖油公司更加注重發(fā)展質(zhì)量和效益，經(jīng)營能力顯著提升，可能會開始進(jìn)入盈利周期。

從勘探開發(fā)流程角度，美國頁巖油勘探開發(fā)成本由礦權(quán)購置、鉆井、完井、基礎(chǔ)設(shè)施和運(yùn)營五部分組成，鉆井完井成本和運(yùn)營成本是頁巖油成本的主體;巴肯頁巖區(qū)當(dāng)前的頁巖油勘探開發(fā)總成本在50美元/bbl左右，基本處于美國頁巖油行業(yè)的平均水平。

中國頁巖油資源潛力十分可觀，但中美頁巖油地質(zhì)條件差異大，美國經(jīng)驗(yàn)不可復(fù)制但可借鑒。目前中國頁巖油勘探開發(fā)已突破出油關(guān)，雖然成本仍較高，但未來進(jìn)一步降本增效空間巨大，具備頁巖油規(guī)模、經(jīng)濟(jì)開發(fā)的資源潛力和技術(shù)基礎(chǔ)。

美國頁巖油革命并非一朝一夕實(shí)現(xiàn)的，經(jīng)歷了政府和業(yè)界長期、持續(xù)的投入與攻關(guān)，無論是理論與技術(shù)進(jìn)步還是成本的降低都有一個(gè)過程。中國頁巖油勘探開發(fā)剛剛起步，具備頁巖油規(guī)模開發(fā)的資源基礎(chǔ)和技術(shù)條件，需要國家和油公司共同努力，實(shí)現(xiàn)中國頁巖油勘探開發(fā)的快速突破。一方面，建議石油企業(yè)把頁巖油提到公司戰(zhàn)略的高度，以“技術(shù)降本、管理提效”為目標(biāo)，加快部署技術(shù)攻關(guān)和現(xiàn)場試驗(yàn)，通過加強(qiáng)企業(yè)間合作形成合力，突破頁巖油勘探開發(fā)技術(shù)瓶頸。另一方面，建議政府從國家戰(zhàn)略層面對頁巖油給予一定的重視，做好產(chǎn)業(yè)發(fā)展頂層設(shè)計(jì)，并借鑒美國經(jīng)驗(yàn)，配以適度的稅費(fèi)優(yōu)惠政策，盡快實(shí)現(xiàn)中國頁巖油規(guī)模效益開發(fā)，為保障國家能源安全奠定堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)。