痛点和挑战

那么，目前我国的页岩气开采技术究竟发展到了怎样的水平？花大力气开采页岩气究竟划不划算？

对于页岩气开采方面的技术难题，决策层是有认识的。

页岩气“十三五”规划中具体指出了我国页岩气发展的四个挑战和痛点：

首先，建产投资规模大。页岩气井单井投资大，且产量递减快，气田稳产需要大量钻井进行井间接替，因此，页岩气开发投资规模较大，实施周期长，不确定因素较多。

其次，深层开发技术尚未掌握。埋深超过3500米页岩气资源的开发对水平井钻完井和增产改造技术及装备要求更高。目前页岩气重点建产的川南地区埋深超过3500米的资源超过一半，该部分资源能否有效开发将影响“十三五”我国页岩气的开发规模。

第三，勘探开发竞争不足。页岩气有利区矿权多与已登记常规油气矿权重叠，常规油气矿权退出机制不完善，很难发挥页岩气独立矿种优势，通过市场竞争增加投资主体，扩大页岩气有效投资。

最后，市场开拓难度较大。国内天然气产量稳步增长，中俄、中亚、中缅及LNG等一系列天然气长期进口协议陆续签订，未来天然气供应能力大幅提高。页岩气比常规天然气开发成本高，市场开拓难度更大。

至于页岩气的开采成本，据中国工程院院士翟光明称，几年前国内单井成本将近亿元人民币，而美国只要3000万；而据财新此次给出的数据，目前中石油在四川盆地的页岩气钻井成本约为每口4500万元左右，与五年前相比下降了一半。但业内专家介绍，目前，包括国内巨头在内，页岩气开发仍处于成长和探索阶段，基础理论研究仍然不足，一些核心技术还掌握在国外公司手中，钻井提速与成本控制方面仍有较大提升空间。

中石化机械公司总经理谢永金则在此前的“第七届中国页岩气发展大会”上表示，目前页岩气勘探开发的成本过高主要是因为工程整体的成本较高，而并不是某一块的成本较大，拉高了整体成本。他表示，目前国内钻井工程、采气工程等系统都有，从地面装备到地下工具都是配套的。不过，这些工程和技术虽能解决现实中的问题，但整体的经济性依然较低。

要解决该问题，谢永金认为，应在涉及页岩气的几个专业方面协同作战，“单个的突破也许可行，但是否满足整体的需求还需要考量。”

除了技术和成本，我国与美国等页岩气主要产国在资源分布和地质环境上都有较明显的不同，这些因素会使得在我国进行页岩气开采的风险、成本以及技术要求天然高于美国。

美国的主要页岩气产区，其气藏深度普遍在10000英尺以下（约合3050米），而最大产区马赛鲁斯盆地，根据现有统计资料，其平均气藏深度为7500英尺（约合2285米）。也就是说，美国大部分在开发的页岩气藏，其埋深均在3000米以下。这大大降低了开发难度。

而我国的页岩气地下结构复杂，褶皱强烈，储层埋深变化大。我国主要的页岩气富集地，四川盆地，页岩气的埋藏深度就比美国平均水平深不少，大多数超过3000米；而在我国其他地区开发难度更大，埋藏深度一般在5000米上下。

在我国，页岩气开发的有利区多以丘陵山地为主，人口密集且土地和水资源短缺，受技术条件的制约，页岩气开采所使用的水压破裂技术需要挤占大量的土地和水资源。大量的水还会回流到地表，钻井使用的化学添加剂会对地下水和地表造成污染威胁，一旦处理不当，将会加剧当地资源短缺的矛盾和环境污染的风险。

美国等页岩气大国的做法正是这样——占用过度土地、耗费过度水资源、进行海量运输，最终已在部分人口稀疏区影响了生态环境。而大量钻井液、压裂液需要无害处理，作业过程中烃类气体逸散等问题，已导致美国、加拿大、欧洲叫停了一些页岩气项目。我国多数地区能否承受这样一套做法，仍有待深入研究。

不过，在更多的人看来，页岩气是否是“骗局”或“阴谋”已经不重要，毕竟美国页岩气的成功客观存在，我们也确实有清洁能源的现实需求，就算是出于战略考虑，眼下也有积极发展页岩气的必要，缓解我国对能源的过度隐患，避免能源安全隐患。