随着油价的持续下跌，一度繁荣的美国页岩油气行业正面临种种挑战，美国“页岩油革命”走向何处引起全球各方的关注。在海油也有这么一支页岩油气研究队伍，从无到有，从“暖春”到“寒冬”，他们经历了什么，此次带领读者走进研究总院新能源研究中心页岩气研究室，看看他们如何御寒，熬过寒冬。
从零起步，历经3年多、30余个页岩油气项目的磨炼，海油页岩油气勘探开发技术、模式终于有了阶段性成果。
近日，从研究总院新能源研究中心页岩气研究室(下称页岩气研究室)传来好消息：以国内外页岩油气勘探开发项目为依托，目前，海油已通过自主创新，初步形成了包含六大创新成果在内的页岩气勘探开发一体化技术体系。
该体系在成功为海油页岩油气生产项目提供技术和决策支持、促使项目提前实现正现金流运营状态的同时，也将为公司在低油价新常态下，更科学、更经济有效开发非常规能源提供有力的技术支持和决策依据。
困难：一个室撬动一片非常规“处女地”
2010年，海油页岩油气开发迈开实质性步伐，参股美国鹰滩和尼奥泊拉拉页岩油气项目。
这是海油第一次进行页岩油气项目，没有经验、没有人才、没有技术，一切从零开始。
与页岩油气勘探开发息息相关的科研，此时成了海油进军页岩油气至关重要的支撑。
与常规油气开发大不同的是，页岩油气开发具有直井单井产量低、井控范围小、采收率低、产量递减快、生产周期长等特点，这些都决定了页岩油气开发只有通过水平井分段压裂，不断钻井进行持续生产，产生规模效应后，才能形成稳定的投资回报。
因此，页岩油气的区块通常面积很大，井数需求量大，且产量受影响因素多，不同区块有不同的特点，同一区块不同井受地质、油藏、工程等因素的影响产量差异也很大。除此之外，海外页岩油气特殊的区块运营模式，需要生产项目随时随地进行相关区块的土地买卖决策和对每一口井做出投资决策以及方案设计。
这就意味着，从事页岩气研究的科研团队，必须在零基础之上，摸清多达6800多个合同区块、面积达5600平方公里区块的地质油气藏资料，也就是几乎要把整个盆地翻一遍，为随后2000多口井的决策和实施提供技术和方案保障。
3年，2000多口井，相当于海油30多年的海上常规油气打井总量的2/3，然而页岩气研究室20多人的科研团队，必须用他们的科研做支点，撬起这片非常规“处女地”。
突破：六大创新成果初建海油特色页岩油气一体化勘探开发体系
以项目为依托，3年来，30余个页岩油气评价和开发支持项目，年轻的页岩气科研团队快速上道，通过走出去、请进来，边做边学，从而利用短短时间，在高效利用国外资产模仿、学习、消化吸收技术经验后，进一步集成，再自主创新，终于摸索出了具有海油特色的一整套页岩油气勘探开发技术体系和原则方法。
其中，解决处于不同勘探阶段的页岩油气评价差异化和适用性的远景区、有利区、核心区到甜点区的综合评价流程和方法;页岩油气勘探开发区划分、选择原则及方法;土地买卖原则、开发井位决策原则及方法;页岩油气水平井着陆点选择及轨迹优选技术;页岩油气产量和可采储量预测技术;页岩油气动态分析方法及技术;页岩油气地质油藏工程一体化的水平井组设计技术等，均为海油独创，在页岩油气行业居于国内领先、国际先进的水平。
此外，多项技术和原则方法正在成为国家相关标准的重要依据和组成部分，这些创新成果在成功解决海外页岩油气区块运营开发难题的同时，有力推动了海油页岩油气技术的进展。
2013年下半年，运营3年的鹰滩项目效益明显。其间，这一套技术和方法体系已经可以让生产项目团队逐渐摆脱以往决策或现场作业依靠经验判断的不稳定性和不准确性，有效实现相关区块的产能预测和资产评价，为优选矿区提供决策支撑，规避投资风险，同时，扎实的技术支撑为更高效开发页岩油气提供了技术保障。
挑战：前景开阔，理论、核心技术需突破
“对页岩油气之类的非常规油气发展而言，我们亟须解决的是理论和核心技术突破的问题，”研究总院新能源研究中心页岩气研究室主任陈桂华说，“常规的油气理论在应用到非常规油气勘探、解释非常规油气的运移规律和开发生产模式时，已经捉襟见肘，甚至是走到‘死胡同’了，如果没有基础研究和理论认识上的突破以及方法和技术的创新，就无法从根本上解决开发生产过程中遇到的难题。”
陈桂华举例说，比如甜点区能否像常规油气圈闭一样通过地震直接解释确定，油气层直接测井识别以及页岩油气的流动规律等，如果没有从理论认识上获得突破，现场的技术和工艺创新就缺乏了源头支撑，很难获得实质性的突破。
再比如，压裂工艺和技术在页岩油气的开发生产过程中是很关键的技术，压裂过程中裂缝的分布和形态，很大程度上决定了压裂效果和页岩油气的产量。
但目前，业界仍然没有很好的办法去准确判断和控制裂缝在地下的形态和分布情况，这就使得压裂效果的随机性很强，随之导致页岩油气的产量不稳定因素很大。
“基础理论和关键技术的突破，不仅对页岩油气的发展有重大意义，对于我们开发与之相类似的致密油气、海上低孔渗气藏，都有很切实的借鉴和推广价值。”陈桂华说。(记者 郁雅琴 通讯员 白玉湖)
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政策怎样扶持?
页岩油气能够在美国得到成功开发，美国相应的税收优惠、投资融资等政策扶持是至关重要的。
美国于1978年和1980年分别出台了《能源税收法案》、《能源意外获利法》鼓励非常规气体能源和低渗透气藏的开发。1990年的《税收分配的综合协调法案》和1992年的《能源税收法案》均扩展了非常规能源的补贴范围。1997年的《纳税人减负法案》中延续了替代能源的税收补贴政策。据康菲石油公司的估计，最初非常规天然气开发30%的利润来自政策优惠。
美国联邦能源管理委员会颁布636号法令大幅度降低非常规天然气的供应成本，扫除了非常规气进入二级市场输送系统的障碍。2004年，《美国能源法案》规定，10年内政府每年投资4500万美元用于包括页岩气在内的非常规天然气研发。能源部、能源研究开发署和国家地质调查局以及学术机构发起并实施了针对页岩气研究与开发项目，对页岩气进入实质性开发起到了关键性作用。
我国也制定了相应的页岩气利用补贴政策，对页岩气生产企业按照0.4元/立方米的标准予以补贴。同时，对页岩气开采企业减免矿产资源补偿费、矿权使用费，研究出台资源税、增值税、所得税等税收激励政策。(通讯员 白玉湖)
成本那些事儿
提起页岩油气，诸位一定会纷纷议论年初国际石油市场的价格战——OPEC不减产打压美国页岩油气和俄罗斯石油企业。低油价时代到底谁能扛得住?让我们来算算页岩油气的成本构成。
页岩油气生产成本结构包括两个方面，其一为矿权购置和钻井压裂成本。其中，矿权购置主要有两种合约方式，或者是规定期限内(例如在路易斯安那州为10年)的每英亩价格，或者为页岩油气产量的1/4～1/8作为支付给土地所有者的地租。钻井压裂包括钻前费用、钻井费用、完井压裂费用。
其二为开采加工运输成本和生产税。开采成本(Liftingcost或者LOE)是指将页岩中的油气开采至地面所需耗费的劳动力、材料、油气井服务等直接成本。在页岩油气被开采至井口后，往往还需要分离压缩和运输销售等环节，这些环节的成本加上政府征收的生产税，就构成了页岩油气生产中的可变成本或运营成本。
以上就是美国页岩油气成本的基本构成，现有数据显示，Bakken页岩油的开采成本不高于20美元/桶，生产税不高于10美元/桶，生产商的平均运营成本接近20美元/桶。Marcellus页岩气的开采成本介于0.03～1.33美元/千立方英尺(约28立方米)之间，生产税一般低于0.3美元/千立方英尺，近年来页岩气生产的总运营成本不高于2.5美元/千立方英尺。
技术如何突破
长水平井多级压裂技术是页岩油气获得商业产量突破的关键技术之一。1985年，有研究者就提出了水平井笼统压裂概念，应用于低渗及致密储层开发。1992年在北海低渗透油田开始试验水平井分段压裂，但该项技术一直不温不火。
直到本世纪初，该技术应用于页岩油气才取得了突破。可以说页岩油气和长水平井多级压裂是相得益彰、互相促进，长水平井多级压裂技术成就了页岩油气革命，页岩油气也使得长水平多级压裂技术达到顶峰，开发效果发挥到极致。
长水平井多级压裂是指在长水平井内，利用封堵球或限流技术分隔储层不同层位进行分段压裂的技术。随着技术进步，压裂段数也从最初的5~7级压裂，拓展到二三十级的压裂，水平井段长度也拓展到3000多米。为了达到理想中完全“压碎”页岩储层的目标，压裂过程向地层中注入大量的支撑剂和压裂液，业界有“千吨砂，万方液”的说法，即一口水平井压裂要向地层中注入超过千吨的石英砂，超过一万立方米的压裂液。
近几年，长水平多级压裂技术向着更多级数、优化层位等方向发展，目前出现的“猫鼬”式压裂技术，在理论上能够实现无限级的压裂。
