我国页岩气开发现状和发展趋势分析(2016.10.21)

中国页岩气开发现状及发展趋势分析TOC \o "1-3" \h \z \u 一、国内外形势2 1、国内形势2 2、国外情况2 3、建设难点2 二、未来页岩气开发模式蓝图3 1、离经济效益不远4 2、规模发展需要技术有待完善和成熟 4 3、页岩气开采对地表和地下的影响不同 5 4、规模化开采有望带来较大的设备需求空间6 三、简介行业主要公司8 1、捷锐股份8 2、集爱科技8 3、长宝股份9 四、行业风险10一、国内外情况1、国内情况 我国页岩气可采资源量约为26*1012m3，尚处于探索阶段。四川盆地寒武系筇竹寺组和志留系龙马溪组页岩组页岩气资源丰富。 2、国外情况 页岩气的开发在世界范围内并不普遍，只有美国和加拿大在这方面做了很多工作。 2009年美国页岩气产量达到878*108m3，约占天然气年产量的14%，超过我国2009年常规天然气年产量（874.5*108m 3）.3、施工难点：一是底层外露，可钻性差，机械钻速慢，单个钻头进尺小；二是上层有水-生产，底层漏气，瓦斯钻探受限，防漏费时间；三是井筒失稳导致井下复杂，发育垂向空隙和裂缝；四是无开创了国内页岩气藏大延伸水平井固井增产技术的先河。

二、页岩气开采模式的未来展望 从国内页岩气开采模式现状分析，可以展望中国中长期页岩气开采的蓝图。从资源权属分布看，现有页岩气勘探开发70%集中在常规油气开采权区块，面积76万平方公里，是常规油气以外的有利区域采矿权区块约35万平方公​​里。 km，仅占30%左右；从发展主体看，中石油、中石化将引领国内页岩气发展，民营企业参与为辅；从长远来看，自主开发将是主要重点；从产气方式来看，国内运输将是“油罐车运输和管网运输”并行。拥有国内几乎全部天然气管网的中石油，主要采用并入管网的方式输送页岩气。未来中石化是否使用管网进行运输，需要考虑三个因素。一是中石油是否同意将中石化的页岩气并入自有管网，并网成本是否合理；比较是否有优势；三是中央和地方政府是否大力支持中国石化管网建设，特别是地方政府是否愿意支持地方区域管网建设。 1、经济效益不远了。目前，我国单口页岩气井生产成本约1亿元，其中物探、钻井和压裂分别占20%、40%和40%。一公里的二次元地震需要投资10万元左右。水平段1000米页岩气井首次压裂造价10-2000万元。

假设，１、投资回收期为5年；２、页岩气开发投入产出比为“投资1000万元，产气1000万立方米”，即净利润0.2元； ３、页岩气补贴0.4元/立方米； ４.后期每6个月增产压裂一次，单期投资2000万元；5.当地政府给予的直接和间接支持转化为补贴0.2元/平方。那么中国页岩气利用现状，页岩气开采日产量只有在日产量达到15万-20万立方米时，才能产生经济效益。 2、大规模开发需要在技术上完善和成熟。国内的障碍是水平井技术和分段压裂技术。首先，目前无论中石化还是中石油，中国页岩气开发都是单直井单水平井，即“分支”，而不是美国现有的“集采”（单井）垂直井配有几个水平井。）。 “集群开采”模式不仅可以提高产量，增强产气稳定性，而且在首次投入方面具有明显的成本优势。近期，中石油与壳牌瑞典联合开发的永川区块仍采用“分支”开采方式，壳牌为开发方。二是利用自主技术，中国已开发页岩气水平段约1000米，而中外合资开发的泸州区块页岩气井水平段超过2000米。水平段的发展不仅涉及水平钻井，还涉及后期水力压裂技术。水平段越长，所需压裂次数和压裂段越多。目前，中石油和中石化的勘探开发可以从前期调查评价，到井位选择、钻井施工、水平井实施。压裂也可以，但效果不是很好。这是对外合作的关键环节。原因。

中石化、中石油等国家队拥有90%的页岩气勘探开发技术，但10%的高端技术需要引进国外。压裂工具大部分依赖于国外，而国外在工具和施工技术方面的经验较多，费用会比较大。例如，一套旋转导向仪器的服务费约为每天10万美元。国内技术与美国的差距主要体现在周期和经济上。中国从钻井到压裂到生产的时间约为3个月，而在美国只需20天左右。除了探索地层特征的过程外，压裂液的配方设计和使用的工具也存在差距。以水平井为例，最关键的页岩气产层在10米左右。水平井需要在地下几公里处定向。不准确的旋转转向定位可能会穿透层，这需要精度。另一方面，国外技术比国内技术有优势。国内目标也可以实现，但钻井周期比较长，周期是决定经济效益的重要因素。另一方面，要找到页岩气的富集区，增加产量，增加分子，减少分母中国页岩气利用现状，这样才能提高经济性。从研究技术来看，我国页岩气富集区的圈定依然困难重重。动物。 3、页岩气开采对地表和地下的影响不同。页岩气开采对地表影响不大。例如，它占用的土地少于石油开采。气体排放后基本无噪音，无硫化氢等有害气体外溢。但是，开采过程会对地下土壤和地质产生一定的影响。例如，压裂液的使用可能对2000米深的水资源产生有害影响，页岩层的微爆破可能影响页岩层的稳定性。

4、大规模挖矿有望带来设备需求和大空间。页岩气开采具有显着特点。单位面积钻井密度越高，产气量越高。美国100年的页岩气开采历史充分印证了这一点。美国著名的巴内特页岩气区块面积约1.2万平方公里。 2008年钻井数量达到1.21万口，平均每千平方公里钻井1000口。那么，页岩气的开采就叫做“地毯式钻井”。阳201H2/101井所在的“抚顺-永川”区块，位于中国储量最丰富的页岩气开发带，面积近4000平方公里。在这个区块中钻了 4000 口井。中国石化初步计划在 200 平方公里的涪陵区块建设 15 口井，预计页岩气储量为 900 亿立方米。焦冶1井场目前正在钻第三口水平井焦冶1-3HF，设计井深3820m，其中水平段超过1000m。未来，该区块预计将钻200口井。据国土资源部数据，全国有180个页岩气有利区，累计面积111万平方公里。其中，与常规油气采矿权区块重叠的有利区面积约76万平方公里，占比近70%，常规油气采矿权区块以外的有利区面积约35万平方公​​里平方公里，仅占30%左右。目前，页岩气勘探和生产活动由中石油和中石化两大石油公司主导。其中，中石油在四川南部和云南北部选择了威远、长宁、昭通、抚顺-永川4个有利区块。中国石化在贵州东部开展业务。 、皖南、川东北选择了剑南、彭水、涪陵、元坝等有利区块进行作业，与常规油气开采权区块基本重叠。

中标第一轮（2011年7月）的秀山和南川区块正在进入钻探过程。页岩气勘探权招标区块的建设作业主要包括物探（2D地震、3D地震）、参数井或探井钻井、测井、压裂作业等，也可能涉及少量水平井。可以申请采矿权进入正式采矿阶段。目前，河南煤层气已基本完成重庆、贵州、湘西秀山区块的前期物探工作。中国石化已完成南川区块数百公里二维地震资料采集，即将进入10多口参数井的钻井过程。页岩气井的钻探分为三个阶段。前期钻的井称为探井；第二阶段，如果探井产气量满意，则在合适的点钻评价井； “模式钻井”开始后的钻井，成为正式生产井。在试井正常运行和开采经验越来越成熟后，预计2015年后我国页岩气井将出现规模化生产，带动相关设备需求。中国页岩气开发进展相对顺利。无论是从产气量、水平井数量、水平段长度还是其他方面考虑，近三年来页岩气产量都有了很大的提高。试井的成功，预示着“十三五”期间国内页岩气规模生产井将如期而至。以美国巴内特页岩气开采每平方公里一口井的成本计算，中国单井成本为亿元，仅永川区块4000平方公里的面积就能带来可观的收益。下游设备需求空间。

同时，在页岩气开发过程中，还存在关键技术不成熟、部分关键设备无法供应、开采工艺和开采环节特殊处理等问题，都依赖于长期-长期探索和经验积累。 三、行业主要公司概况1、杰瑞的两大业务板块是装备制造和能源服务。公司致力于成为国际化、专业化的知名油田服务公司。到2015年，公司收入结构目标是国外和国内分别占60%和40%；按产品目标分，油田工程技术服务占50%，油田专用设备制造占40%，备件销售和维修改造占10%。 %。 2012年，公司油田工程技术服务板块由2种业务拓展至6种业务，包括物探服务、压力泵送服务、连续油管服务、环保服务、增产服务、油田工程设计、施工及咨询。后期公司将重点发展油田工程技术服务业务，新增的4个业务板块有望成为新的增长点。公司专门在加拿大成立了地球物理服务公司，进行页岩气勘探开发，积累经验。装备方面，公司产品在国内高端领域市场占有率达35%，主导产品2500马力压裂车装置适用于页岩气开采，是国内高端压裂设备。卡车模型。 2、嘉艾科技有限公司是国内石油测井行业技术最先进、增长潜力最大的专业制造商之一；它还提供测井工程服务。公司主要产品为GILEE系列成像测井系统，包括井下工具和地面系统。

公司产品具有井下仪器小型化、耐温耐压突出、维修方便等特点。性能和技术均达到国际先进水平，在当前国内测井仪器市场竞争中具有明显优势。目前，国内测井仪器市场比国际市场更加分散。除公司外，主要生产商包括重油测井、生理阿尔伯特、中海油服、环鼎科技、中电22。2009年至2011年，公司产品市场占有率为4.5%、5.5%和7.5%，并有逐渐上升的趋势。公司90%以上用户为中石油、中石化所属勘探开发企业，下游客户稳定，有利于公司未来订单。公司目前拥有4个服务测井队和1个测试队，未来三年计划新增10个测井工程服务队，配备全套勘探测井设备，有效保障油井服务产能。同时，以页岩气区块和海外区块为重点，服务单价有望提升，有利于公司收入增长。 3、长宝有限公司主要从事高端石油套管和锅炉管的生产和销售。公司在石油套管和锅炉管领域占有较高的市场份额，分别为20%和10%。在高端锅炉管领域，公司和宝钢股份占据了整个国内市场份额，公司市场份额达到60%。由于公司在高等级锅炉管领域优于宝钢，预计这种市场格局将在中短期内持续。公司产品的平均毛利率在15-16%之间。随着国内钢坯价格的下滑，预计下半年公司石油套管毛利率将反弹至20%左右。

今年下半年，公司募投项目将陆续投产。 2013年募集资金项目产能集中释放，将对公司业绩作出重要贡献。三个项目投产后，相应产品将占据国内市场的20%左右。下半年，公司超常规管订单爆满，每吨单价较普通锅炉管、油套管单价高出1万元左右，产品附加值高的。公司2008年生产的油套管出口美国后，部分产品经过少许加工后用于页岩气直井开发。目前，公司生产的常规石油套管可用于页岩气直井生产，非标石油套管（特别是带特殊卡扣的管子）可用于页岩气水平井生产。到2012年，公司油套管总生产能力41万吨，其中油管23万吨，套管18万吨。常规油套管每吨平均单价6000-7000元，非标油套管单价高达20000-30000元。 . 四、行业风险1、私人页岩气勘探权区块开放度低于预期； 2、私人页岩气勘探开发积极性低于预期；3、页岩气定价机制和入网机制改革进程低于预期； 4、天然气管网建设和LNG接收站扩建低于预期。