nba赌注平台2014年12月，时隔3个月，中国能源网再次进入四川、重庆。我们与非常规油气产业联盟专家一起考察了中国页岩气产业。与上一次相比，这一次最大的变化是，在国际油价大跌之后，美国的页岩油气产业面临冲击。由于我国页岩气产量偏低，加上国内天然气市场的特殊性，低油价的影响尚未过去。显示更多。
虽然中国页岩气在重庆涪陵国家页岩气示范区和四川长宁-威远国家页岩气示范区已经交出了不错的答卷，但仍有业内人士对页岩气不感兴趣。资源前景、技术设备和经济发展仍令人怀疑。悲观的预测直观地体现在股市三轮招标预期的下调和页岩气相关板块的涨跌。节奏。
资源、技术、效益，“老三”问题真的会成为中国页岩气无法跨越的三道坎吗？
nba赌注平台“家庭”纠纷
从重庆市区出发，向东行驶近100公里即可到达涪陵。由于距离焦石镇最近的线路坡度陡、弯急，检查组选择沿乌江向南绕行。随着距离目的地越来越近，沿途中石化、中石油、民营油服等大型页岩气作业车也越来越密集中国石油川庆钻探工程有限公司测井公司，这条路打着“建设高标准能源示范镇”的口号两边有点拥挤。目前，焦石镇政府的工作基调包括“与重点项目相结合”，即中石化涪陵页岩气开发。
油气开发可以带动街区周边经济发展，提高村民生活水平。眼睛太多了。
nba赌注平台根据国土资源部2012年评价结果，中国南方三套海相地层（龙马溪组、牛蹄塘组、泥盆系-石炭系）页岩气地质资源量为65.@ >3万亿立方米，占全国的48.6%；技术可采资源量9.6万亿立方米，占全国的38.3%，资源潜力巨大。在我国《页岩气发展“十二五”规划》中，2020年页岩气产量要达到60～1000亿立方米。
不过，在今年国家能源局“十三五”能源规划会议上，国家能源局局长吴新雄表示，到2020年，我国页岩气产量将达到300亿立方米。与“十二五”目标相比，计划目标产量下限减半。
有专家估计，我国海相页岩气预估资源量将进一步减少。有人悲观预测，由于我国页岩气资源禀赋不清，地质条件远比美国复杂，开采难度更大。当第三轮页岩气招标进入倒计时，国内页岩气开发形势似乎不容乐观。 .
nba赌注平台2009-2011年页岩气资源讨论相对集中。贝克休斯北亚区销售总监胡波在接受笔者采访时发表了自己的看法。他认为，中国页岩气技术可采资源量可以通过相对简单的几何算法，根据页岩区块的面积、地层厚度、延伸宽度，以及页岩气含量和成熟度等因素进行粗略计算。有机物。 ，所以准确度不会很高中国石油川庆钻探工程有限公司测井公司，恰恰是真正有意义的技术可采储量最不确定的部分。
壳牌中国上游业务负责人也表示，对于中国的页岩气储量，很多机构都采用大尺度地质概念进行预测评价，因此出现了不同的数据结果。中国页岩气开发尚未形成成熟市场，理念上自然会有差异。
在四川和重庆考察期间，有专家告诉中国能源网，能否实现商业开发和经济开发是关键问题。每个页岩气区块的地质条件不同，应通过技术创新和工程技术研究来实现。新的突破。对于中美页岩气地质条件对比，美国专家指出，通过对比北美东西海岸钻探后获得的岩心数据，两国在地质构造上也存在差异。
nba赌注平台据国土资源部数据，截至2014年7月，全国共设立页岩气探矿权54个，面积17万平方公里；累计投资200亿元，打井400口，其中水平井130口。国土资源部表示，我国页岩气勘探力度不足。即使在美国，EIA的页岩油气数据也一直与其他数据存在较大差异，这也说明了获取页岩油气相关数据的难度。
中国工程院院士、石油勘探开发专家胡文瑞认为，对页岩气要少一些悲观，多一些信心。非常规天然气是一个“工艺概念”。他认为，在技术成熟、价格合理等因素完成后，可以将非常规自然资源转化为“常规资源”进行开发。
位于美国德克萨斯州的 EagleFord 最初只是被认为是一个普通的天然气田。 2009年以来，页岩油开发逐渐兴起。通过配套基础设施的逐步完善，在EagleFord经营的公司在过去五年一直在EagleFord经营。页岩油气产区新钻井初期产能提升65%。
技术创新和进步使得过去无法进行商业化开发的页岩油气资源吸引了新的风险投资，不断扩大开发规模。中国拥有约600万平方公里的页岩气，应该拥有丰富的页岩油气资源。关键在于能否在体制、机制、技术的双重创新上获得可观的投资回报，实现商业可持续发展。
技术装备进步无阻碍
非常规油气资源开发必须走非常规开发道路。胡文瑞院士指出，要坚定不移地“把技术放在首位，致力于低成本发展”。页岩气勘探开发的主要技术也是实现规模经济发展的重要因素。那么发展情况如何？
页岩气开发的大型车辆让位于武陵山深处的小镇有些拥挤。身着杰瑞工装的工人指挥对面的江汉连续油管车辆从川庆测井车辆旁经过，可见涪陵页岩气开发的开放性。
当涪陵页岩气科考队的车辆还在武陵山深处跋涉时，另一批科考队也已经出发前往威远了。在考察过程中，中国能源网了解了川渝地区页岩气水平井多级压裂、“井厂”作业模式以及适合我国地质特点的页岩气开发技术。
在页岩气开发成本中，钻机及相关设备的租赁成本占很大比重。提高钻井效率自然成为降低成本的重要手段。中国石油西南油气田公司采用水平井+体积压裂技术提高单井产量，通过井组置换实现稳产、市场化、工厂化、标准化设计、数字化管理提高效率和有效性。事实上，中石油已经在常规领域开展了钻井提速工作。公司页岩气事业部首席地质师王兰生告诉中国能源网，在页岩气开发中，通过优化井结构，采用旋转转向、旋转套管等工艺技术，钻井速度提高。根据他给出的数据，长宁地区钻井周期从140天缩短到60天以内，最短34天；威远204井区钻井周期由150天缩短至90天以内。
中石化重点推进涪陵“工厂”钻探。据中国能源网介绍，通过“工厂化”作业，页岩气井口间隔10米，钻机实现轨迹、步进式移动，实现跨区块预置、位置预置、快速释放和快速转移安装。它由江汉四季制造。此外，实现了钻井液在同一作业中的循环利用，制定了“井厂”地面设备配套方案、三维井筒轨迹优化设计技术和山地“井厂”作业方案。
目前，中国石化首次陆上轮轨“井厂”钻井试验在交冶30号平台成功，此前的单井垂直钻井优化为多井装配线和批量钻井在同一个平台上。运营中，平台4口井的完井周期共计205天，单井平均完井周期控制在51天以内。国内页岩气开发规模最大的“井厂”同步交叉压裂作业在交冶42号平台顺利完成，17天4口井压裂75段。
在页岩气开发中，水平井和多级压裂相关技术、工艺和装备的突破至关重要。中石油与中石化、壳牌公司就页岩气体积压裂技术进行交流，根据长宁区块和威远区块的地质特点，优化压裂设计和施工方案，完成了威远H3-1井的压裂作业。钻井深度4850米，水平段长1505米，完成19个压裂段。
中国石化形成了页岩气长水平压裂试气技术和组织模式。最流行的国产复合桥塞送料工具已成功应用，打破了依赖进口设置复合桥塞的需要。给料工具的限制为降低页岩气开发成本提供了新的技术手段。
中国能源网发现，民营装备制造和石油服务企业普遍热衷于参与页岩气开发。在世界低油价的大格局下，中国的页岩气开发包括从属于传统石油公司的设备。制造和油服团队都开辟了新的市场空间，吸引了包括宏华、杰瑞、科瑞等在内的一批民营装备制造企业和油服团队。
“如果说页岩气勘探开发相关的个别技术，中国基本可以做到，但整体应用需要更加稳定。”这是现场听到的比较真实的评价。对于一线操作人员来说，他们需要时间。
商业模式有待创新
中国能源网了解了同行中中标第二轮页岩气开发的企业，发现这些企业在开发过程中普遍遇到了很大的困难。由于中标区块地层地质条件复杂，地下情况难以摸清，地方国企和民营企业的风险承受能力是大型国有油气公司无法比拟的。从目前的发展情况看，“十三五”期间，这些中标企业仍难以建立稳定的产能，难以实现商品化。
2012年以来，中石油、中石化等国内主要油气公司以四川盆地为中心在南部地区开展页岩气研究，现已在涪陵、长宁、威远、昭通等地区取得重大突破。但从我国公开发布的页岩气单井成本发现，中石油平均成本为5500万元，中石化涪陵约为8000万元。
虽然通过系统的技术进步和规模化开发可以降低单井的高成本，但也表明我国部分企业仍以常规思维开发非常规油气，处境艰难。
(一)开发模式与投资回报相矛盾
在检查前一天的会议上，页岩气单井成本和页岩气成本成为讨论的焦点。
专家在考察中指出，考虑到页岩气开发的实际阶段，单井成本与作业中选择的压裂阶段数、工艺选择等关键因素存在差异。
目前，中国页岩气钻井成本计算相对复杂。在市场环境不足的情况下中国石油川庆钻探工程有限公司测井公司，几乎不可能完成单井的计算。采访中，专家还表示，盈亏需要通过生产衰减曲线来判断。由于示范区生产井开发时间较短，尚需1-2年的时间才能清晰展示和判断是否盈利。在这种情况下，想要入围的企业很难获得重要的投资判断标准。
中石化获得的最新数据显示，涪陵页岩气田自2013年开始开发和测试，当年建成产能5亿立方米，2014年累计建成产能25亿立方米其中，焦冶1HF井按日配产6万立方米，已连续稳产760天；焦冶6-2HF井采用放大压差勘探页岩气生产。自9月29日以来，累计产气量1.3亿立方米。
受限于我国页岩气开发理论和技术有待探索，放大压差生产模式仅用于页岩气评价井，生产井采用的固定生产模式使有意投资页岩气的企业感到困惑。
目前我国公布的页岩气开发井中，井口气价约为1.78-1.8元/立方米。但在实地调查中得到的答案是，井口气价是根据油气行业常用的公式计算得出的。方法是用每天分配6万-7万立方米、稳产20年、行业基准收益率12%，结合目前公布的单井成本和页岩气产量衰减曲线可供参考。 而相应的井口价格也不低。如果是这样，12%的收益率确实对投资者没有吸引力。
但实际情况是井口产量配置对页岩气收益计算的影响一目了然。尽管对于页岩气井快慢排放的选择以及保护地层压力、提高采收率、保障当地用气的作用中国石油川庆钻探工程有限公司测井公司，目前尚无明确定论，但不少业内专家仍认为“常规作业已在这种方式。“基于。
在美国中国石油川庆钻探工程有限公司测井公司，页岩气生产商通常采用“油井核算”。投资者要求在3年内收回初始投资。页岩气井的产量将根据市场需求和价格进行调整，这是一种市场行为。综合考虑当前天然气价格和管道输送能力的限制来确定。
“咨询美国页岩气生产商和在华运营的石油服务公司的结果是，页岩气生产有快放和慢放之分，但越来越多的人选择快放。”中国能源网首席信息官韩小平认为，采用快速发布方式有几个好处。一是可以快速收回投资。其次，良好的内部收益率结构可以吸引更多的资本市场投资者。三是可以执行。季节性压力。
但是，在我国当前的天然气市场环境下，两大拥有资源的油气公司也肩负着代表国家保障经济发展的能源供应和承担社会责任的任务。但作为企业，还必须完成国资委要求的收益率评估，如何确定合理的发展模式确实很难确定。因此，在我国目前的油气生产模式下，如果要采用快速钻井、快速生产、快速回收的北美模式，既有制度上的制约，也有外资进入的可能。
(二)传统生产思维阻碍融资模式创新
2006年之所以被称为北美“页岩气革命元年”，正是因为这一年美国页岩气开发投资主体发生了重大变化。彼时，虽然投资人仍是中小企业，但支持者已从传统的大型油气公司和以华尔街为首的保险基金、养老基金、教师退休基金等转向了创业基金。最初在硅谷支持 IT。这些资金投入后最大的变化就是油气投资没有负担和负担。
据了解，美国支持页岩气的私募股权基金、风险投资基金和风险投资基金不需要快速的投资回报，在行业进入时迅速做出退出和继续投资的选择面临危机。页岩气行业需要引入这类风险投资。
我国页岩气开发遵循常规油气长链产业模式，阻碍民间资本进入，加大民间投资风险。作为一个长链的油气行业，它需要把产品卖到最后才能返还现金。美国的产业体系打断了产业链，各个环节的资本都可以自由进出。这当然是基于美国拥有活跃的贸易市场，而中国目前的油气产业结构则集中在从上游、下游、工程服务到装备制造的大公司手中。
虽然资本和中小企业“自然是逐利”，但这些外来者却有着无限的生命力。他们需要的只是还原页岩气真正的资源商品属性，探索盈利的开发模式，让他们在产业链中找到自己的位置，做到最好。首先，我们需要拉平思维上的差距。
nba赌注平台川渝页岩气一线检查让我们看到传统油气企业“石油人”的责任，地方官员积极抓机遇造福民生，民营企业老板技术超群但很难进入。无奈……他们面临的现实困境也表明，中国迫切需要新的改革创新来成功开发页岩气。
