[ 与美国相比,中国在资源评价和水平井、增产开发技术等方面,也尚未形成页岩气商业开发的核心技术体系 ]
一个公众或许还陌生的名词“页岩气”,被认为正在掀起一轮革命。
这轮革命被认为将影响世界天然气格局,比如美国等国家将从天然气进口国摇身一变成为出口国;将影响当前能源结构,比如替代性能源将会让天然气的价格在未来逐渐走低;恐怕还会影响股民手中的股票资产,一些相关上市公司的股价已经开始启动增长。
实际上,全球天然气市场在最近10年内已经发生了剧烈的变化,2000年以后北美地区页岩气产量的迅速增加,正在极大程度上改变着全球天然气市场甚至全球能源政治经济的景貌,页岩气被人们称为“博弈改变者”(Game Changer)。
不过,如同所有“革命”一样,“页岩气”存在着极大的不确定性风险。
投资“前途未卜”
2011年4月,美国能源信息署(EIA)在其《全球14个地区页岩气资源初评结果》报告中表明,全球除美国之外的32个国家总技术可采储量为163万亿立方米,加上美国技术可采储量24万亿立方米,全球页岩气技术可采储量为187万亿立方米。
其中中国技术可采储量位列32国中的第一(32国中不包括俄罗斯以及中东国家),达到36万亿立方米,占到19%。 中国学者所估计的中国页岩气储量大约为21.5万亿至45万亿立方米,中值为30.7亿立方米,这与EIA的估计大致相当。
这些看上去相当乐观的数字,无疑会让那些正在追捧页岩气的公司们更具雄心。但问题出在:以上的估计尚未得到更多勘探数据的支持。
2011年国土资源部发布的《中国矿产资源报告》显示,中国石油地质探明率为26%,天然气探明率为15%,同期国际先进水平是70%。中国常规油气资源的探明潜力仍有很大,非常规的油气资源的勘探更是刚刚起步。如何确定页岩气的资源储量将是中国页岩气开发面临的首要问题。
政策风险同样存在。美国的经验表明,投资主体的多元化和有序竞争机制的形成,在页岩气的勘探开发中有着显著的效果。而在中国,如何在既有国有石油公司占主导地位的天然气领域,重新建立一种可以促进页岩气发展的机制;如何鼓励和保障中小型石油公司和民营资本参与页岩气的开发;甚至天然气下游定价机制的改革都是无法回避的问题。
与美国相比,中国在资源评价和水平井、增产开发技术等方面,也尚未形成页岩气商业开发的核心技术体系。
同时,中国页岩气地质条件更为复杂,页岩层埋藏深、保存条件不够理想。因此,相对于美国,中国页岩气开发技术要求更高,目前技术水平尚不能完全满足页岩气勘探开发的要求。
水环境污染风险
除了上述三个风险之外,在页岩气的开发环节,美国页岩气开发所面临的水资源约束和环境问题中国同样面对,甚至更为严峻。
美国切萨匹克能源公司的一份报出显示,在巴涅特页岩井深作业时,钻井过程用水约需要10000立方米,而水力压裂过程中平均用水1.43万立方米。在水资源丰富的美国这并不是严峻的问题,但对于页岩气富集地区大都位于中西部的中国,页岩气的大量开采显然会加剧这些地区本已严重的水资源紧张问题。
同时,页岩气的开采可能造成饮用水的污染。更为确切地说,在页岩气开采的过程中有三个环节可能对饮用水造成污染。第一是返排水(flowback water)的处理。在水力压裂中,75%的压裂液会流回地面,其中不仅含有用于保证水力压裂液流畅通、保护管道和杀死细菌的化学物质,还含有来自地下岩层的放射性物质和盐类。
这些有毒污水必须先储存在现场,然后转移到处理厂或回收再利用。在美国,大多数公司都是利用地面挖出的露天储水池来储存返排水。但问题在于这些储水池的水有可能渗入地下或者随着雨季的到来外溢,进而污染地下水。
此外还有管壁破裂风险。由于采气管道需要穿过含水层才能到达更深的页岩层,如果管壁因为质量问题发生破裂或空洞,天然气和压裂液就有可能泄漏到含水层中去。
另外,由于高压压裂液打开的新裂缝可能会连接天然存在的裂缝,这些裂缝就有可能提供了让天然气或者化学物质向上渗入地下水中的通道,而我们无法预测这种通道会出现在哪里。
不过,随着人们对水资源和环境问题的重视,一些公司也加大了水力压裂替代技术的投入。相比于传统的水力压裂技术,一种新的无水压裂手段基本不需要水,极大地缓解了对水资源的压力。尤其对于中国这样尚无完善水力压裂作业体系,且缺乏水资源的国家来说,无水压裂技术则可能是打开中国页岩气资源的钥匙。
美国页岩气发展史
石油和天然气发源于史前时代的河流湖泊中浮游生物和藻类尸体沉积。随着上亿年时间演化和复杂的化学反应,形成了液态和气态的碳氢化合物,也就是石油和天然气。
我们称那些形成油气的岩层为“烃源岩”,这些烃源岩一般都是致密的,不可能储存大量的油气。在地层的静压力和毛管压力作用下,烃源岩中的石油和天然气会沿着微细的裂缝孔道逐渐向上运移,要么最终达到地表,要么最后聚集在有孔隙的岩层中形成储油层,也就是我们通常所说的“油田”或者“气田”。
页岩气就是那些因为缺乏裂缝孔道而没有离开烃源岩的天然气。由于页岩的孔隙率和可渗透率都很低,如果不把页岩压碎开采,所能获得的气流是很少的。
美国早在19世纪就已经开始在页岩带上钻井寻找天然气的努力,其第一口页岩气生产井钻于1821年,位于纽约州附近的弗雷德尼亚镇(Fredonia)附近的泥盆系页岩。但直到170多年后,随着水力压裂技术的应用,页岩气的产量才开始显著地增加。在1997年,Mitchell 能源公司在巴涅特(Barnett)页岩带作业中首次使用清水压裂。清水压裂使巴涅特页岩最终采收率提高了20%以上,作业费用减少了65%。
进入21世纪,水平钻井和水力压裂技术开始成熟并得到推广应用,这使得包括页岩气在内的非常规天然气得到了更为迅速的发展,改变了美国国内常规天然气产量逐渐下降的趋势。
页岩气产量持续增加,也使美国2009年天然气总产量达到5858亿立方米(其中页岩气产量为930亿立方米),首次超过俄罗斯的5277亿立方米成为世界第一大天然气生产国。
纵观美国页岩气开发的历史,其得到蓬勃发展的原因主要源自对三种风险的克服。
首先是地质风险。美国能源信息署(EIA)2012年数据显示,美国本土页岩气技术可采储量为13.7万亿立方米,这个数字相比于2011年估计的23.4万亿立方米下降不少,其主要的原因就是随着钻探活动的增加,美国对页岩气的认识更加清晰,剔除了一些现有技术还无法开采的储量。
但是,一些页岩气带的储量增长预期依旧乐观,比如2002年估算的马赛勒斯(Marcellus)页岩带所蕴含的天然气技术可采储量为566亿立方米,2011年8月美国地质调查局的数据表明,该页岩带的技术可采储量增加到2.4万亿立方米,在2012年的数据中,这个数字又增加了1.6万亿立方米。
其次是政策风险。非常规能源在开发初期往往离不开政策的扶持。如果仅依赖于市场的价格调节,页岩气等非常规气在开发初期很难获得盈利。1980年美国国会通过《原油意外获利法案》,其中第29条税收补贴条例对1979年到1993年期间钻探与2003年之前生产和销售的页岩气均实施税收减免,减免幅度为0.5美元/mmbtu(mmbtu:百万英热单位;以当前汇率计算,4美元/mmbtu约合1元/立方米),而在1989年美国天然气定价基准亨利枢纽(Henry Hub)价格仅为1.75美元/mmbtu。
补贴的存在使得开发者在本世纪初期依然保持了对页岩气开发的动力。而且,美国禁止天然气生产者拥有天然气管网资产,这样就避免了垂直垄断的出现,为页岩气顺利进入市场创造了条件。。
第三是技术风险。技术进步决定了非常规气是否可以经济开采的基础。21世纪初,美国常规天然气产量开始出现下滑,减产幅度约为每年1.4%(尤其是2000至2005年期间墨西哥湾的产量下降)。而美国天然气的需求却不断扩大,伴随着石油价格在2000年后不断走高,天然气价格也不断突破历史高位。
此时,石油天然气巨头们减少了对北美本土上游天然气开发的投资,纷纷转向了国际LNG市场。但美国和加拿大的中小型天然气企业,由于缺乏进入国际市场的资本,则将注意力更多地转向运用新技术开采北美的非常规天然气。
尤其是2005年,在巴涅特页岩气开发过程的逐渐成熟,带动了新技术在新页岩气带生产中的直接应用,进一步降低了成本,提高了采收率。
一些开发商认为其生产成本每年降低20%~30%,而美国页岩气的生产从2005年到2010年增长了近7倍,从209亿立方米增长到1359亿立方米,占到了美国2010年天然气总产量的23%。
对地质、政策以及技术风险的克服是美国页岩气得到快速发展的关键,2000至2009年高涨的天然气价格,则成为了美国页岩气市场培育成熟的催化剂。当今,随着美国页岩气大量涌入市场,其天然气价格已经远远低于世界其他市场。这不仅改变了全球天然气市场的格局,也刺激了包括中国在内的一些能源消费国开始着手开发本国的页岩气资源。