“到2015年，初步实现规模化生产，页岩气产量达到65亿立方米/年。”这是去年3月公布的《页岩气“十二五”规划》为这个产业描绘的一幅近期蓝图。从此，“65亿方”成为不少人挂在嘴边的一个憧憬。

　　然而，时间过半，产量却远未达到预期目标的一半，第二轮页岩气招标区块的开发进展也缓慢而艰难。“两桶油”作为主力军，成果显著，但代价不菲；通过招标进入页岩气开发领域的不少企业，则苦于资金不足或经验技术不足，进退两难。

　　第二轮招标一年已逝，第三轮招标启动在即，站在这个时间节点上，我们不禁要问：我国页岩气开发究竟进展如何？取得了哪些突破？还存在哪些问题？下一步攻坚的核心又是什么？经历了2012年轰轰烈烈的“页岩气热”，页岩气“黄金时代”的开启或需我们更多的理性和耐心。

　　“65亿方”达标难产

　　“中国页岩气开发刚刚起步，进展‘喜人’，但现实与理想的差距冲击着国人对页岩气的厚望和热切期待。”国土部一位内部人士这样总结近五年页岩气产业发展的成绩。

　　国土资源部统计数据显示，截至2013年3月底，全国页岩气勘探开发累计投入70亿元，共实施各类页岩气钻井130口左右(其中，地质调查井46口，直井探井55口，水平井28口)，二维地震9000千米，三维地震800平方千米，主要分布在四川、陕西、重庆等地，由中石油、中石化和延长石油等公司投资勘探开发。2012年，全国页岩气产量约3000万方，通过天然气管网销售1500万方。

　　另据中国地质调查局油气资源调查中心的统计，经过水力压裂和测试，目前国内日产超过万方的页岩气井有23口，超过10万方的有10口，进行试采的为4口，预计今年页岩气产量可达到2亿方。

　　不过，这离页岩气“十二五”规划所制定的目标差距甚远。

　　根据国土资源部内部所做的一项对比统计：探明储量方面，规划的目标是“十二五”期间实现探明地质储量6000亿立方、可采储量2000亿立方，但截至目前尚无正式储量发布；产量方面，规划的目标是达到65亿立方，实际产量小于5亿立方。此外，规划提出要在“十二五”期间形成勘探开发关键技术与配套装备突破，同时形成试验分析与测试、勘探开发、环境保护等系列标准，现实情况是，技术与装备在部分领域、环节取得了突破与进展，但尚无任何国家标准出台。

　　“时间过半，但产量远未达到规划目标的一半。”发改委能源研究所能源经济与发展战略研究中心主任张有生认为，我国的页岩气产业发展尚处于初期阶段，认识还有不到位之处，在此背景下，制定规划以引导、促进页岩气产业发展，其积极作用不可否认，但科学性也存在争议。

　　“页岩气勘探周期与勘探区块的复杂程度、规模有关，在技术取得突破的情况下，一般大中型区块的开发需要3-5年时间。这样算起来，若从第一轮招标开始，整个‘十二五’应该都是处于勘探阶段，只有部分区块可能进入试采阶段。”中国石化西南油气分公司高级工程师郭新江表示。

　　中石油集团战略管理专家李玉龙指出，鉴于我国页岩气开发还处于前期阶段，因此应着力于技术研发，而不是制定过于具体的目标。“现在对页岩气产业的预期太高，制定的目标太宏伟，而从目前的开采情况看，可能达不到预期。”他称。

　　“两桶油”不惜重金

　　若难达预期目标，那么实际工作进展又是如何？细数我国页岩气开发“主力军”——中石油、中石化这几年在页岩气领域取得的进展，成果不可否认，代价却也不菲。

　　国土资源部统计数据显示，中石油以长宁、威远和昭通等区块为重点，已建成了两个国家级页岩气示范区，累计投资超过40亿元。其中，长宁201水平井获得高产，成为我国第一口具有商业价值的页岩气水平井。

　　中石化则在四川盆地陆相勘探、四川盆地海相以及东部断陷盆地古近系取得突破，累计完成投资23亿元。目前已实施二维地震4505千米，实施页岩气钻井26口(水平井17口)，完钻23口(水平井15口)，在重庆涪陵的水平井还获得了高产量，目前稳产11万方。

　　“技术方面，中石油在水平井分段压裂改造、微地震监测技术等方面取得重要进展，中石化在关键完井工具研发、水平井钻井液、压裂液体系研发以及压裂装备研制等方面取得进展。”国土资源部勘察司副司长车长波今年3月在一次公开场合总结道。

　　有了“底气”，“两桶油”也分别制定了开发页岩气的宏伟目标。其中，中石油计划在2013-2015年间，钻水平井122口，投产113口，到2015年完成页岩气商品气产量15亿方，日产气量538万方；2020年实现页岩气产量200亿方，2030年达到500亿方。中石油还计划投资3.5亿元，在长宁、昭通区块建成15亿方/年的页岩气外输能力，威远区块的页岩气则接入常规气管道。

　　中石化则规划，以中国南方两套主力页岩为勘探开发对象，到“十二五”末新增页岩气探明储量500亿方，新建页岩气产能1.5亿方，实现页岩气年产量1.3亿方，利用量1.0亿方。利用上，一方面依靠页岩气发电实现气田内部发电，另一方面，在天然气管输基础条件较好的地方直接进入天然气管网，并规划建设输气规模为50万立方/日的管网将页岩气进行外输。

　　不过，上述成绩的取得代价不菲。哈里伯顿非常规技术部顾问专家王强在实际工作中发现，现阶段中国开发页岩气的成本约为国外的2-3倍，主要原因来自三方面：一是地层压力不足，页岩气有合适的生产条件，却没有合适的保存条件，且异常的地层应力容易导致井眼坍塌、井漏以及井筒变形等；二是由于开发经验不足，钻井周期较长，北美30天可以钻好的井，在中国可能需要60-90天；三是国产设备缺乏或不达标，中石油、中石化的一些设备可实现替代，但成本较高，此外由于路况原因，一些设备无法到达井场进行使用。

　　“目前中石油开发页岩气可谓‘不计成本’。”据中石油西南油气田公司勘探开发研究院副总地质师王兰生介绍，目前中石油内部对于开发页岩气的收益率要求是8%，而常规油气则要求达到12%，“如果单考虑经济效益，早可以不干了。”

　　“民营队”进退两难

　　相比两桶油的不遗余力，许多通过此前招标获得页岩气探矿权的企业，则苦于资金、技术或人才等方面的制约，颇有些“进退两难”。

　　2010至2012年间，国土资源部共组织了两轮页岩气区块招标。尤其是2012年底举行的第二轮招标，由于大门向各路资本敞开，吸引了众多国有煤企、电企以及民企参与其中。最终，16家企业中标19个区块，包括6家央企、8家地方企业以及2家民营企业。上市公司中，永泰能源旗下华瀛山西能源投资有限公司中标贵州一区块，神华旗下神华地质勘查有限责任公司中标湖南一区块。

　　16家中标企业承诺，三年内将在19个区块、2万平方公里投入勘查资金128亿元，2013年计划投入约30亿元。一年过去了，现在的开发进展如何？不少业内人士对中国证券报记者坦言，目前进展缓慢，不及预期。

　　中国地质调查局油气资源调查中心统计数据显示，截至今年9月，第二轮页岩气中标区块初步统计，完成野外地质路线调查5069千米，完成工作量的46%；野外剖面实测280.9千米，完成工作量的58.9%；二维地震采集处理1258.1千米，完成工作量的14.2%；钻井5口，完成工作量的2.3%；分析测试6750项次，完成工作量的6.6%。

　　分区块看，湖南保靖完成了324.64千米二维地震数据采集，贵州凤岗3区块完成288千米数据采集，贵州芩巩完成15条侧线、430千米二维地震采集处理解释，华电集团下属的湖南、湖北区块以及江西、河南区块等少数区块已经完成二维地震前期试验，目前正准备二维地震采集。此外，湖南保靖、重庆城口、湖南龙山等区块开展了区块内地质浅井的施工。

　　一位业内人士总结称，进展缓慢的原因主要有三点：一是区块的地质条件都很复杂，且相比两桶油手中的区块，拿出来招标的区块“质量并不好，能不能开出气还不好说”；二是中标的企业过去好多没有做过页岩气开发方面的工作，缺乏技术经验和人才队伍；三是聘请的施工队伍质量参差不齐，需要再优选。

　　“尽管准入门槛降低，但页岩气开发每年的勘查投入是常规天然气的3倍，资金需求量大，对投融资的要求也高。第二轮招标区块进展缓慢，很重要的一个原因在于很多企业缺钱，没有按照规定要求进行投入，当然，这和大的经济环境也有关。”一位国土资源部内部人士坦陈。

　　盼望“黄金时代”

　　度过了“尝鲜”页岩气蛋糕的兴奋，又经历了“进食”过程中的迷茫与担忧，下一阶段，我国页岩气商业化开发的道路又该指向何处？

　　在不少业内人士看来，当前国家发展页岩气的态度已很明朗，扶持政策陆续出台，国产化设备和技术方面亦取得很大突破。下一步的关键，首先是要通过各种手段继续降低开发成本。

　　在第二轮招标中勇夺四个区块的华电集团，经过近一年的实战演练，已总结出不少降本增效的经验。华电集团油气公司总工程师杨堃认为，页岩气开采成本控制主要有“五大法”：一是要加大投入，找到具有商业开采价值的“甜点区”，通过高产摊薄成本；二是提高钻速和井眼质量，通过规模化钻PAD井组，降低钻井综合成本；三是提高页岩压裂方案的科学性，实现工厂化压裂，减少动迁、复原和水资源用量，降低压裂成本；四是优化排采方案，充分利用地层能量，精心作业施工，降低排采成本；五是采用环保的钻井液和压裂液，降低环保成本。

　　据了解，目前我国页岩气井的单井开发成本平均约为人民币7000-8000万元。中国地质调查局油气资源调查中心页岩气室主任包书景认为，3-5年后，该成本有望降低至每口4000-5000万元。“一是通过‘井工厂’操作，二是通过采用国产化设备，上述两种方式可分别降低成本1/3-1/2。目前看来，中国页岩气井的初始产量高于5万方，可实现经济效益。”他测算到。

　　此外，还有一个绕不开的核心问题是，我国目前有近77%的页岩气资源存在于现有的常规油气区块，即在两桶油麾下。要动员各方力量参与页岩气开发，需要两大油“割肉”，进一步放开资源。

　　“页岩气开发应调整油气资源开发利用的利益分配格局，创新协调开发机制，同时完善天然气价格形成机制，推动天然气管网、储气库等基础设施建设，发挥市场机制对资源开发与配置的作用。”上述国土资源部内部人士指出。

　　今年3月，在重庆召开的一次页岩气论坛上，主办方对参会的几十家企业进行了一轮“民意调查”。结果显示，对我国页岩气产业的发展前景，多数企业认为不明朗、待观望；在被问及会否参与第三轮招标时，66家企业中，10家表示会参与，14家表示观望，其余42家则无意角逐。政策、技术、水资源和储量依次成为这些企业进军页岩气领域的顾虑。

　　第三轮页岩气探矿权招标启动在即。经过五年的试错、探索与总结，新一轮页岩气开发大潮能否开启我国非常规油气的“黄金时代”？

　　■ 相关公司点评

　　杰瑞股份压裂装备龙头

　　杰瑞股份是国内唯一掌握页岩气压裂装备全套技术的石油装备企业，也是中国迄今为止唯一向北美提供全套页岩气压裂装备的供应商。公司拥有十余年的增产完井作业设备研究开发经验，近日开发出“小井场大作业”新概念成套页岩气压裂产品，进一步夯实了公司在页岩气装备领域的龙头地位。

　　针对我国页岩气开发的复杂地理条件，杰瑞股份开发的全新页岩气压裂装备可以减少人工成本40%、作业用地面积50%、柴油消耗50%、施工用水量60%，从而大大降低整体开发费用。目前，这套装备中的3100型压裂车、全新一代压裂液混配车等核心设备已在国内油田成功投入使用。

　　杰瑞股份去年9月以880万加元购买了加拿大的一些页岩气区块，在海外试水页岩气的开发，为进入国内页岩气市场做技术服务储备。目前，杰瑞股份已进入壳牌四川和中石化华北页岩气区块，为其提供包括压裂泵送、连续油管、压裂液等多种服务项目。

　　长江证券认为，公司的“小井厂大作业”思路适合中国国情，有望占据未来竞争先机。中长期看，页岩气开发技术一旦成功突破，压裂需求可能“爆发式”增长，预计2014-2020年中国压裂设备市场需求至少达300亿元。届时，“设备”加“服务”共同发力，杰瑞股份将高度受益我国页岩气的大规模开发。预计公司2013-2015年业绩复合增速将在45%以上。

　　海默科技进军北美 着眼国内

　　作为介入美国页岩油气勘探开发的第一家中国民营上市公司，海默科技进军北美页岩油气开发的目的十分明确：一是享受投资北美页岩油气的收益；二是通过在国外练兵，积累经验，为将来参与国内非常规油气开发做准备。

　　去年11月，海默科技以2750万美元受让美国Carrizo Oil &Gas Inc公司拥有的Niobrara页岩油气开发项目14.2857%的权益。该项目已为公司带来丰厚收益。公司近期披露三季度业绩预告，预计2013年前三季度实现净利润943万元-1026万元，比上年同期上升240%-270%；第三季度实现净利润616万元-699万元，比上年同期上升650%-750%。公司称，营业收入及净利润大幅增长的主要原因在于去年投资的美国页岩油气区块开发项目进展较好。

　　今年9月，公司全资子公司海默油气以100.08美元购买了美国一页岩油气区块全部的工作权益。该区块是海默油气担任作业者的第一个页岩油气开发项目，将使公司实质性地进入到美国页岩油气勘探开发领域，并积累作业经验，对于实施公司的非常规油气发展战略具有现实意义。通过担任作业者，还将与公司原有的多相流量计等多项业务产生协同效应，带动海默科技原有业务的发展。

　　华龙证券认为，海默科技积极进行非常规油气开发关键技术的研发，水平井分段压裂技术取得阶段性进展，对于公司未来进军非常规油开发市场意义重大。公司战略布局已经基本完成，业绩拐点已现，将进入新一轮的成长期。

　　通源石油业务突破 业绩释放

　　主营复合射孔等油田增产技术研发服务的通源石油，有望在非常规油气开发领域分得杯羹。公司复合射孔等核心业务符合油气田稳产增产和非常规油气开发需求，钻井、分段压裂等新业务也获得突破，将成为新的业绩增长点。

　　通源石油的钻井业务和水平井分段压裂业务、快钻桥塞-泵送簇式射孔业务等新业务在国内各油田开展顺利，已取得较大成效。今年上半年，公司营业收入同比增长3360.43万元，其中，以通源正合、大德广源为主体的钻井、分段压裂同比大增2822.66万元、1336.06万元，对业绩构成强力支撑。

　　方正证券预计，公司的钻井业务全年收入相比去年增幅将超一倍。公司钻井服务与复合射孔首尾呼应，产业链布局进一步完善，将促进公司业务发展。公司压裂业务尚处于起步阶段，预计全年实现收入0.5亿元左右。公司压裂技术先进，国内水平井压裂服务需求大，随着服务队伍的成熟及作业量的提升，未来压裂业务发展前景广阔，预计业绩释放主要在明年。