一场全球页岩油气开发的竞赛早已开始。
2014年，在页岩气革命喧嚣了近三年之后，北美之外的四个盆地终于开始传出页岩油气开发的捷报──中石化在地处四川盆地的涪陵焦石坝区块发现了多口高产井，20亿立方米的新建产能即将形成；在地球另一端，阿根廷的内乌肯盆地则更让投资者激荡，国有石油公司YPF与道达尔的评估井率先成功，内乌肯的潜力迅速飙升，日产油量已经从3000桶上升到了1.2万桶，埃克森美孚、壳牌和马来西亚石油等公司开始聚集于此。
中国和阿根廷目前都已经钻井超过200口，是北美之外钻井活动最频繁的两个区域。除此之外，在波兰的波罗的海盆地，英国公司San Leon在四口评价井的发现，终于为波兰的页岩气开发带来利好消息。而在澳大利亚的Cooper盆地，Santos公司仍在推进页岩气的开发。
尽管如此，对北美之外页岩气的经典判断依然成立──北美之外的市场环境将难以复制美国页岩气革命的经验；新晋盆地需要至少5～10年才能成为真正的页岩气“玩家”。同样，美国和加拿大之外的页岩气开发也面临重重困境，社区和环境问题甚嚣尘上，页岩在不同盆地独特的地质特性对技术创新带来挑战，而国家财政政策则往往牵一发动全身。显然，这些地区都得找到自己独特的开发路径。
埃森哲2014年11月发布了报告《非常规油气资源的国际开发：可行性、地点选择及进程速度》，报告对全球九大页岩气盆地的最新进展进行了分析和比较。包括四川盆地和阿根廷内乌肯在内的这九大盆地均在北美之外，其面对的问题却出人意料地具有相似性。
这种相似性对于中国四川盆地的开发有何启示？eo为此专访报告作者、埃森哲公司新能源服务全球董事总经理、页岩气专家Melissa Stark。以他山之石，论四川盆地页岩气可以借鉴的全球经验。
“中国最关键的问题仍是地质研究”
eo：两年前，《南方能源观察》对您做过一次专访。我仍记得，当时您提出，中国发展页岩气的首要任务是对四川等地独特的地质情况进行创新研究，“搞清楚那块石头的样子”。两年之后，您带来了一份新的报告，比较了包括四川盆地在内的九个非北美页岩气产地，分析了其开发的现状和制约因素。两年前对于地质研究的这一判断是否依旧？
Melissa：我认为地质研究依然是中国最重要的任务。而通过这次的研究报告，这一结论更为明显。
在我们最新的报告里，提出了页岩气发展的八项关键因素，然后用这相同的八项因素，对全球九大页岩气盆地的开发潜力进行对比。这八项因素分别是：潜在的资源规模、支持性财政政策、地质条件、土地的可用性和可作业性、非常规油田服务行业、油气输送网络、来自常规油气或其他资源开发的竞争、熟练的劳动力队伍──潜在资源规模是既定因素，不确定性主要集中在其他七项因素里。
每个盆地都有其特点，某些因素已经发展得较好，某些因素还存在一些问题，但可以克服，而某些因素则发展得最为缓慢。例如，在四川盆地，土地的可操作性是一个大问题，因为这里多山且人口密度较大，水资源还较为紧张，这使得钻机和车队的移动困难重重；在波兰的波罗的海盆地，财政政策因素的不确定性是目前的最大问题；而在阿根廷的内乌肯盆地，油气部门缺乏足够熟练的劳动力，外资对于政府政策的保障缺乏信心，这些都是最缓慢的因素。
而除了分析发展最缓慢的因素以外，还需要分析制约每个盆地发展节奏快慢的关键因素，或“掣肘因素”（pacer）。
有趣的是，在中国以外其他八个盆地，目前发展最为缓慢的因素恰恰就是其“掣肘因素”，但在中国，我们有独特的发现──尽管目前土地可操作性问题进展迟缓，决定中国页岩气发展速度的“掣肘因素”却并非土地政策，而是地质条件和地质发现。
这意味着什么？我们认为，一旦四川盆地出现重大的页岩气地质新发现，那么土地可用性等问题都可以迎刃而解。这一结论考虑到了中国的独特性，因为中国往往能以异于常人的速度进行基础建设，这方面的“奇迹”不胜枚举，是其他国家无法比拟的优势。因此，一旦地质研究对于四川盆地页岩气的性质特点取得更多理解，或者出现了新的页岩气高产区，那么市场和政策层自然会推动土地问题（如道路等基础建设、水资源利用、社区关系等等）的解决。
更具体一点来说，我认为这个地质发现将来自国有油气公司（NOC）如中石化和中石油所主导的地质研究。NOCs的地质进展将会是中国页岩气发展的“起搏器”。
这点其实已经在中石化的涪陵发现中得到了印证。在2013年年底之前，我觉得中国市场对页岩气开发已经在慢慢冷淡，但自从中石化的涪陵发现以后，市场反应一定程度上开始迅速复苏。
eo：您提到了中石化在涪陵焦石坝的重大发现，行业内外对此一直有颇多不同声音。开始时，有人质疑这会不会是口combo井。而之后，人们怀疑焦石坝的“幸运”经历是否能复制。另外，一直以来中石油在天然气上游开发都是主力，也率先开始发展页岩气，为什么中石油没有做到，而中石化做到了？您怎么看围绕中石化页岩气开发的这些质疑？
Melissa：我的报告里希望强调的另外一点：一个盆地的页岩气发展需要非常高的钻井密度才能有定论。几口井或者一个区块的发现可能并不能完全说明盆地未来的发展情况。
也许，中石化在涪陵更幸运。但这又如何呢？这种情况其实是油气行业的现实，而且在非常规油气开发中司空见惯。在美国更是如此，很多小公司找到了甜点和高产井，可能并不因为他们的研发更好，不一定因为他们的操作更加高明。很多情况下，只是打下了运气之井。
对于一个盆地整体的开发而言，你需要高密度的钻井才能真正理解地质情况，也才能更好地开发。页岩层是非常多元的，在几米之间就会有不同的特点。我们往往能看到，在某一个区块里，一口井的产量非常高，然而在这口井附近再钻另一口井，产量却非常低。麻省理工学院（MIT）最近正在做一个非常有趣的研究，分析非常规油气公司运营管理模式与页岩油气井产量之间的联系──当然，我们不能说高产井完全是随机的，但显然，在非常规油气开发里，高产井和某些发现与作业者的技术、运营模式的联系并不强──在传统油气开发，这种因果关系肯定要强很多。从这个角度来看，某些石油公司如果此前常规油气的经验更充足，那么很可能原有的经验使他们的开发模式存在路径依赖。
你看美国独立油气公司，他们非常善于“附近油气勘探”（Near-Field Exploration），也就是他们找到一口好的井以后，会在这口井周围再钻采一圈，钻完这一圈后又继续在外围钻，直到他们觉得已经到达了资源最外围。
这样做的另一个原因是成本，地底下的技术服务（如测震）往往是笔很高的费用。随随便便做几个三维，再购买一点井下遥测设备──你可能还没反应过来，一口评价井的成本就已经超过2500万美金。因此，发生在勘探阶段的高成本很容易让企业无法经营下去，那么企业可能将无法收回成本。因此，替代高成本的方法只能是大量钻井。
当然，独立油气公司需要通过更先进的技术进行前期的勘探分析，而企业目前也开始加强思考，如何平衡钻探井和生产井的数量，钻更少的井但提高钻井效率。但到目前为止，北美页岩油气最常见的经营模式依然依靠不断钻井──没有什么秘密的地质信息，三维测震也不能完全破解产量秘密。
中国过去两年在四川盆地的地质研究上取得了不少进展，但中石化和中石油也依然需要大量提高钻井数量。只有不断钻井，才能明白。
所以话说回来，即使是中石化在涪陵的发现有些运气的成分，这不但是非常规开发里面颇为普遍的现象，而且更关键的看到其结果──对四川盆地页岩气的地质研究得以继续。
“国家石油公司理应主导”
eo：此前，很多分析提出，独立公司和中小企业是北美页岩油气开发的主导者，而中国也应该学习美国的经验，为小企业提供市场环境。而您似乎更为强调国家油气公司(NOC)的角色。如何看待NOC在页岩气开发中的地位？
Melissa：人们往往喜欢对照美国市场的经验，而其中常被提到的就是小公司的角色。确实，小公司更有灵活性也更有冲劲，为北美的页岩气开发带来了不少的技术创新。
但因为市场条件不同，美国经验在全球几乎不可复制。在美国之外，可能只有澳大利亚的市场条件与北美有可比性。在其他地区，我们认为只有存在一个或几个重量级的国家油气公司时，才能主导这些地区页岩气开发的“长线游戏”。
这是因为页岩气开发要求一个企业持续而长期的投资能力。例如，需要在前期进行高额的投资用于勘探，提高钻井密度，才能真正理解尚未开发的页岩油气盆地的地质情况，而这类投资小公司往往无力承担。如果像现在在波兰的情况那样，几公里之间打一口井，然后隔几公里再试一口井，这种钻井密度下，企业其实很难理解该地区的页岩情况，这就像是在一口井上下了很高的注，最后很可能毫无所获。
其次，相比之下大公司更愿意购买和使用新技术，提高其环境和社区的管理手段，而小公司由于无法承受这些成本，为了生存往往会尽一切可能地削减开支，因此大公司更有可能对一个盆地和地区进行最优化开发。
同样，一个国家整体上的页岩油气技术攻关，需要长时间的科研投入，除了大公司，谁可以在研发上进行这样旷日持久的投资呢？
我们看看欧洲大陆的情况，欧洲页岩油气开发为什么滞缓？我认为其中一个因素就是源于欧洲并非如美国一样存在完全竞争的市场，无法提供大量自由流动的油田服务队伍和技术服务；但另一方面，他们有各种带来高成本的环境和社会政策，又并没有一个足以影响市场的NOC。
在欧洲，非政府组织和民间社团的势力颇为强大，而相应地，油气公司无法像中石化那样拍板，说可以不计成本在下个五年里要打上千口井──而很可能只有以后者这种模式，才能使新晋地区获得对页岩资源真正的认识。所以欧洲很可能是页岩气开发最缓慢的地区，这不仅是环境政策造成的，还是其市场结构的结果。
但正是因此，英国目前实践其实颇有意思。目前英国政府雄心勃勃地推动页岩气，很多动作几乎就像是创造一个“影子NOC”──比如政府提到了设立页岩气的主权财富基金，这就是一种长线思维的尝试。
eo：前面您也提到了，埃森哲这份报告认为，现阶段在四川盆地，“土地的可操作性”因素是导致其发展最为缓慢的问题。而企业可以做些什么来改变这一情况？
Melissa：技术也能够解决一些问题。比如在美国，通过钻井技术创新，打一口井所需的操作面积最高已经减少了70%。而通过运用模块化钻井平台(modular drilling rigs)和小井眼钻井（slim-hole drilling），钻井平台的体积和重量则可以减少75%。这类技术创新减轻了钻井对土地操作所带来的负担，也就能帮助缓解社区问题以及基建工程和物流层面的多种问题。
还有其他小的技术应用可以帮助缓解各种土地操作性问题，包括减少钻井噪音的技术，用页岩气替代汽油作为钻井平台燃料的技术，各类水资源处理的技术等等。也有管理上的创新，例如，如何管理运输装备的物流链，减少物流环节受阻的情况。如果你看看美国现在的钻井现场，钻井平台最小的面积可能就一张普通桌子那么大，空间上非常高效，甚至在某些地方作业都不是那么容易被觉察出来──而如果我们现在还是停留在1985年的钻井技术和管理模式，那么现在钻一口井可能还要1.7万英亩的土地。
这也回到了我们刚才所讨论的NOC的角色问题。其实，美国的盆地开发并不是最为高效的，既存在很多基础设施的重复建设，也存在挺多阻塞，带来了不少社区、环境的矛盾问题。而如果由一个大型的地区性角色主导开发一个区域，就能进行前期的整体性基础设施建设规划，美国页岩气开发的许多问题都可以避免。
最近一段时间，美国许多页岩气盆地的新投资放在了优化运输车队上，但即使如此，一个公司只能控制自己的车队，而不会知道这个盆地上其他车队的情况。再设想一下，如果是在四川盆地，国家石油公司就可以统合所有的运输装备，给所有的运输车安装实时沟通的信息设备，再通过数据装置统筹整个物流链条的情况。通过这类信息，可以更好地控制整个盆地的运输流程，这不仅对盆地运营效率的提升颇有意义，而且对社区而言也会带来积极影响。
所以，我们认为在这一方面中国大有可为，但关键是要有提前意识，因为这需要企业做好事前规划和数据统筹。
eo：确实如您所说，大企业相比之下会在社区环境（HSE）等方面做得更为标准。如何推动企业为先进的技术和服务付费，以推动环境和社区问题在页岩气开发中可以得到很好的解决？
Melissa：这并不单纯是企业的事情，也应该是政府考虑的问题。在两年前发布页岩气水资源报告时，我们的结论之一就是:在页岩气的开发中，我们不该仅从一个企业和开发者的角度去考虑问题，而是应该以一个盆地的整体性为考量，思考如何使盆地整体的可操作性达到最优结构。这就需要政府的设计和主导，也需要一个大NOC来推动这些政策框架的落地。再之后，才是选择对于这个盆地而言可用的技术。
在最后一点上，美国有一个不错的借鉴。2005年，美国政府通过能源政策法案，其中的999条提出需要推动墨西哥湾深水开发和内陆非常规天然气开发的科研项目，“保障美国能源研究合作”项目（RPSEA）由此创立。与国家能源技术实验室(NETL)一样，RPSEA也在美国能源部的辖下，但相较之下，NETL是美国政府自己的科研部门，而RPSEA则是一个典型的政府与民间合作机构──由美国政府提供资金支持，支持民间研究组织和企业自己的研发项目，而RPSEA则负责对资金进行具体操作和验收。
过去十年来，RPSEA实际上一直充当着独立油气公司的技术项目库和研究中心。RPSEA资助了繁多的技术项目来解决非常规开发中面对的细节问题，最为关切的就是降低成本、提高环境和安全性的问题。我认为这是一种非常成功的模式，推动了美国市场里非常规开发环境技术开发。
从这个案例可以看到，即使在较多小公司的环境下，也可以通过政府支持的组织来推动环境和安全技术应用的发展。
同样，如果四川盆地要提高土地的可操作性和解决一些社区问题，完全可以先设计一个顶层框架。比如可以设定不使用柴油运输车队，所有的运输车都以LNG作为燃料；可以预先设定钻井平台的大小，甚至制定如何移动钻井平台的流程。在设定的框架下，企业所做的就是在规则之下行事，这样才能减少企业和社区冲突的可能性。
也正因如此，我们相信NOCs对于一个盆地的开发颇有意义。正如YPF在内乌肯盆地的页岩气实践模式自然会成为阿根廷非常规油气开发的基调，中石油和中石化在四川盆地的动作自然定义了未来中国页岩气开发的前景。而且中石油和中石化在开发时，肯定要比一个只能投资钻上三四口井的小公司更符合标准。
（本文转载自“南方能源观察”官方微信）
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