石油石化行业专题研究：中国是否会迎来“页岩油革命”？

我国页岩油气资源潜力大 目前中国页岩气技术可采储量排名全球第一，大约1115tcf；页岩油技术可采储量排名全球第三，约320亿桶。 美国“页岩油革命” 美国的页岩油气资源丰富，在获得理论和技术突破后，页岩油气产量大幅增长，美国实现“能源独立”。美国页岩油革命为其他国家效仿奠定了勘探开发理论、水力压裂技术等基础，以技术进步为核心降本，使得页岩油成本从2014年前的大于80美金/桶下降到2019年的45-60美金/桶。 我国页岩油规模化未来可期 中美页岩油在沉积、成烃、储层、流体物性等方面存在差异，勘探开发难度较大，照搬美国经验不可取。针对我国陆相页岩油独有特点，我国油公司加强地质理论与技术工艺攻关，创新形成了中国特色的陆相页岩油形成富集理论认识和配套的勘探开发关键技术，支撑了我国陆相页岩油多领域实现重大突破，目前建设了陇东、吉木萨尔、古龙国家级示范区与基地。 三桶油坚持落实提质增效，降本成效显著。测算表明2019年页岩油生产平衡油价大概74.3美金/桶，假设通过提速增效、市场化等措施，总投资减少30%，平衡油价或降为52美金/桶，未来有望实现45美元/桶盈亏平衡点。 规划2030年页岩油、气产量分别达1000万吨、800-1000亿立方米，国内页岩油气资源有望进入大规模商业化开发阶段。 相关产业链投资机会 据IHS预测，全球上游资本开支向陆地非常规和海上倾斜，其中陆地非常规投资增速明显，预计2023年达到1430亿美金，同比增速达31%。我国将页岩油气资源作为未来接替能源战略方向，页岩油气产业链或将长期受益。 推荐——油公司：中国石油、中国石化、中国海油；油服公司：推荐中海油服、建议关注石化油服等。 建议关注——压裂设备：杰瑞股份、石化机械等；压裂装备锻件：迪威尔、海锅股份、纽威股份、道森股份等；酸化软管：利通科技、中裕科技等；压裂支撑剂：秉扬科技、长江材料等。 风险提示：1）油价大幅下跌的风险；2）我国页岩油气进展不及预期风险； 3）相关油服公司受上游降本压力影响，业绩增长不及预期的风险。 1.我国页岩油气资源潜力大 1.1.页岩油与常规油的区别 石油按照油藏性质区分，可分为常规油和非常规油。非常规油又包含页岩油、油页岩、页岩气、致密砂岩气、致密碳酸盐岩气、油砂、盆地中心气，可燃冰等。 图1：页岩油气/常规油气赋存及开采方式示意图 图2：页岩油和常规油生产衰减情况对比 针对常规油和页岩油的主要区别进行详细分析： 1）形成方式：常规油藏是源外成藏，是指从生油岩中经过一定距离运移而来的，储藏在砂岩和碳酸岩储层；页岩油是源内成藏，是指那些生成之后没有运移出来而滞留在生油岩中的油气。 2）聚集形态：常规油具有明显的圈闭特征、油水界面和油藏分布；而页岩油分布在页岩层空隙中，不受水浮力驱使，没有明显的油水界面，连续成藏，没有明显的油藏分布。 3）品质差异：相较于常规油，页岩油多以轻质为主。 4）开采难度及成本：常规油由于孔隙度、渗透率和含油饱和度较高，所以一般采用直井开采（没有水平段）；而页岩由于孔隙度和渗透率极低，若采用常规方法开采产量极低，不具有经济性，必须用水平井+水力压裂方式开发（增大与储层的接触面积），难度更大，因此成本更高。 5）衰减程度：相比于常规油，页岩油递减更快，必须要通过不断打新井维持产量。 表1：常规油与页岩油差异（此表参数主要以美国为代表进行讨论分析） 1.2.页岩油气资源分布 全球页岩油气资源广泛分布，据EIA统计页岩气资源储量超过400万亿立方英尺的国家主要有中国、美国、阿根廷和南非，技术开采储量排名前三主要是中国（1115tcf）、阿根廷（802tcf）和阿尔及利亚（707tcf）。 图3：全球页岩气资源分布图 图4：全球页岩气技术可采储量排名（单位：TCF） 全球页岩油技术可采资源总量约2512亿吨，低熟页岩油和中高熟页岩油（按照有机质热成熟度的高低区分）技术可采资源量分别为2099亿吨和413亿吨。从地区分布来看，资源主要集中在北美、南美、北非和俄罗斯，亚洲和大洋洲页岩油次之；从层系分布来看，78%页岩油发育在海相沉积的页岩层系中，陆相沉积页岩层系主要发育在亚洲地区。目前中国页岩油技术可采储量排名全球第三，约320亿桶。 图5：全球页岩油资源分布图 图6：全球页岩油技术可采储量排名（单位：十亿桶） 2.美国“页岩油革命” 2.1.发展关键：理论和技术突破 图7：美国页岩油勘探开发发展历程（1953—2022年） 根据北京大学新闻网，美国的页岩油气资源丰富，在获得理论和技术突破后，页岩油气产量大幅增长，冲击全球原油市场，并且实现“能源独立”，2016年首次出口页岩气，2018年首次成为石油净出口国。 美国海相页岩层系石油主要经历了三大阶段： Ⅰ.探索发展阶段 得益于丰富的资源储量，1953年美国发现第一个页岩油田，于1955年投产，然而之后的数几十年由于勘探认识和开发技术的局限，页岩油开发进展缓慢。 Ⅱ.技术突破阶段 标志性事件为： 1)地质勘探新认识，转变勘探思路 2000年，“巴肯组烃源岩生成油气可能更多地聚集在中段”的勘探新认识成功扭转了美国页岩油勘探局面，并发现了埃尔姆古丽油田。 此后又形成了“稳定宽缓构造条件下海相页岩油气大面积连续聚集、在局部地区富集成藏”的基本地质认识，形成了海相页岩油勘探理论、“甜点”富集规律等理论认识创新。 2)水平井和水力压裂技术的开发获得突破 2005年，美国EOG能源公司将页岩气开发中成功应用的水平井和水力压裂技术用于开发巴肯中段页岩，并在帕歇尔油田测试中取得成功。 Ⅲ.快速发展阶段 自2009年开始，水平井和分段压裂技术的应用实现了美国页岩油商业化规模开发，同时在页岩气取得成功的地质导向精准钻井、大规模低成本水力压裂等关键技术的应用和持续创新使得开发成本不断下降，推动美国页岩油产量快速增长。 2.2.降本助力产量增长 2.2.1.页岩油成本结构 页岩油按照勘探开发流程可将成本划分为：矿权购置成本、钻完井成本、运营成本、基础设施成本四部分。钻完井和运营成本占据主导地位，钻完井成本约占页岩油勘探开发井口成本的60%左右，其中钻井、完井分别占钻完井总成本的30-40%、55%-70%。基础设施成本占页岩油气井总成本的2%～8%，平均为6%。 图8：页岩油成本结构 2.2.2.降本途径 2014年经历油价大跌之后，RBN追踪44家美国主要的油公司发现其重新定位投资组合、削减成本来抵御价格下跌的风险，在2014-2018年精简成本结构。 降本主要来自于技术进步、学习曲线建立、甜点优选、经营管理和政策支持等。最为有效的降本措施：核心在于技术进步。 图9：井口成本结构拆分（截至2016年） 钻完井方面： 1）“甜点区”预测技术组合——精准定位，提升钻井成功率 “甜点区”预测技术组合包含4项关键技术：基于大数据的资源评价与有利选区评价技术； 致密储层微观孔隙结构三维可视化及定量表征技术；“甜点”关键地质参数定量表征技术；地质-工程一体化“甜点”准确识别与评价技术。利用大数据分析技术，优化钻完井设计，实现精准水平井段定位。比如EOG公司新增井中“优质油井”（油价40美金/桶下，直接税后收益率大于30%的井）占比从2014年的14%提升到了2018年的90%+。 2）“一趟钻”技术——缩短钻井周期 该技术可以减少钻头用量、起下钻次数和时间，简化井身结构，减少套管和水泥用量以及相应的固井工作量，从而缩短钻井周期，减少钻井成本。其中主要用到旋转导向钻井系统。 运营开采方面： 1）降低井口成本直接拉低开采成本 措施：提升作业效率，2014-2016年在井深提高23%的情况下，钻井时效提高31%，钻井成本降低29%。 2）提高单井产量摊薄开采成本 单井累产量越高，全生命周期内的单位开采成本越低。提高单井累产量的核心在于技术进步，比如超长水平段+大深度超高压水平井等技术大幅提升单井累产量。 图10：压裂技术革新带来的成本下降 管理创新方面：甜点分级评价+全生命周期管理 按储层品质和油井初产将页岩油产区划分为5级，第1级优质“甜点”区的平衡油价低至30美元/桶，第5级的平衡油价则超过80美元/桶。页岩油公司依据油价变化进行分级开发，提升了经济性。 补贴政策方面： 美国政府通过减税和直接补贴的方式，鼓励企业进行页岩油开发。 2.2.3.降本效果显著 图11：EOG各结构降本情况 图12：美国油公司成本下降，利润增厚 通过技术进步，使得美国海相页岩油开发综合成本由2014年前的大于80美金/桶，大幅下降到2019年的45-60美金/桶，降本效果显著，页岩油产量得以快速提升。 3.中国页岩油是否能迎来一场革命？ 3.1.中国和美国页岩油地质差异 与美国以古生界海相页岩油层系为主不同，我国页岩油资源主要赋存在中、新生界陆相富有机质页岩层系中，由于陆相页岩油沉积体系在盆地规模、构造稳定性和沉积类型上与其存在显著差异，导致沉积、成烃、储层、流体物性等方面存在差异，我国页岩油具有热成熟度低、粘土矿物含量高、可动性差等特征，勘探开发难度较大。 1）构造演化——由于陆相页岩沉积-构造演化稳定性差，导致沉积连续性差、岩相变化快、非均质性强，从而使得高产规律性不强，产量递减快； 2）储层品质——陆相主要是无机孔和微裂缝为主，储层致密，孔隙度和渗透率较低，压力分布复杂，储层有利面积、单井累计产能较小，而且陆相页岩脆性低、难压开且压开后容易闭合，导致压裂改造成本较高。 3）成熟度——陆相页岩成熟度较低，烃类流体多为黏度和密度较大的高蜡油，流动性差，而且硫、沥青含量较高，采油工艺有一定挑战； 4）埋藏分布——美国海相页岩埋藏浅且分布在平原，而且水资源丰富便于满足用水需求，基础设施完备减少前期投入；而中国陆相页岩油产区多为地表和地质复杂，水源条件不足，管网相对不发达，导致工程程度加大以及成本增高。 图13：北美海相和中国陆相页岩油资源禀赋的主要差异 3.2.走“中国特色”道路获得突破 我国陆相页岩油虽然起步晚，但是发展快，目前处于探索攻关试验阶段，在勘探开发实践中均已实现工业突破和规模开发，主要分布在鄂尔多斯、松辽、准噶尔、四川、渤海湾5个大型盆地和柴达木、江汉、苏北等9个中小型盆地。我国目前是全球实现陆相页岩油商业化规模开发最成功的国家之一。 图14：我国陆相页岩油主要盆地 图15：页岩油示范区建设情况 图16：陇东页岩油示范区发展阶段及历年产量分布 我国油气企业针对我国陆相页岩油地质特征和地质—工程一体化特点，通过加强地质理论与技术工艺攻关，创新形成了中国特色的陆相页岩油形成富集理论认识和配套的勘探开发关键技术，支撑了我国陆相页岩油多领域实现重大突破。 理论方面：加强对陆相页岩油赋存机理和分布规律的地质理论研究，创新形成了“陆相页岩油形成富集”理论认识，形成了一批自主知识产权。 技术方面：针对中国陆相页岩油，通过多年技术攻关，我国形成了页岩油地球物理“甜点”识别与预测技术、水平井和大规模体积压裂技术（页岩油勘探开发核心技术），此外还启动了中低成熟度页岩油原位转化攻关，有效指导和推动了准噶尔盆地吉木萨尔、渤海湾盆地沧东凹陷孔二段、鄂尔多斯盆地长7段、三塘湖盆地二叠系等陆相页岩油的勘探突破与规模建产。 3.3.我国油公司重大进展 由于技术创新，中国陆相页岩发生了2次“页岩革命”，第一次是“陆相页岩生油”，发现大庆等油田，打破了“中国贫油说”；第二次是“陆相页岩产油”，从资源占比20%的常规石油向80%的非常规石油迈进，开启新一轮革命。 目前我国建设了陇东、吉木萨尔、古龙国家级示范区与基地。中部鄂尔多斯盆地页岩油开发示范基地，建成了我国目前规模最大的页岩油整装油田；西部准噶尔盆地吉木萨尔，是我国第一个国家级陆相页岩油示范区；东部大庆古龙陆相页岩油国家级示范区，已取得具有战略意义的重大突破。 表2：截止目前中石油中石化页岩油