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“一旦四川盆地获得新的地质发现，很多问题很快会迎刃而解”
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。
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。
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。
eo：我们刚才其实已经提到了不同国家在页岩油气开发上的一些经验，不同的市场特点也有不同的发展路径。埃森哲这份最新报告对比了全球九大盆地面对的核心问题，但对于某一个国家和地区的开发者而言，与其他国家对比的意义何在？
Melissa：确实，我们一直认为非常规的开发需要建立一整套相应的“生态系统”──从政府到企业，到工程服务队伍、社区和非政府组织等方方面面的互动，将定义不同盆地页岩气开发的路径。人们也已经知道美国的经验不可复制，因为北美整体的市场结构和“生态系统”是无法照搬的，但是我们需要分析，在明白了“美国经验不可复制”的结论以后，下一步应该如何走？
因此，这次的报告挑选了北美之外的九大盆地，都是页岩气的新生地区。自然，在这些不同的市场里，面对的挑战可能并不相同，但是可能会有相似的性质，因此我们通过八种因素来比较这些盆地面临的问题。
比如，“来自其他油气开发和矿产资源开发的竞争”这一要素，在墨西哥就颇为典型。自从墨西哥的油气行业提出改革愿景，又由于比邻德克萨斯州，市场上对于墨西哥非常规油气革命也颇为期待。但我们的观点则认为，在墨西哥改革带来的种种利好中，页岩油气的进展可能最为迟缓，因为开发油气资源总要遵循由易到难的次序──从浅水到深水，这些区域将会吸引最多的投资，剩下的才是页岩油、页岩气。
但这个问题并非墨西哥独有，澳大利亚也存在类似的竞争性问题。目前，巨额的投资是在煤层气。但是在理解这一现实之后，我们就能进一步分析，如果这一因素出现了变化，那么相应地其页岩气开发很可能会忽然加速。例如，如果煤层气开发的开发成本不能快速下降，那么页岩气开发很可能会在澳大利亚升温。
这类比较对于决策者而言颇有意义，如果要问他们，中国目前页岩气发展最大的挑战是什么？你几乎会得到所有的答案──钻井数、土地操作性、水资源、油气管网，几乎方方面面都有很大的问题。当然，改变现状最佳的方式是把这八项因素都做到最好，但现实是我们不能在所有点都用力。某个方面因素的改变可能会有几倍的影响。而对比分析可以帮助我们找到那个因素。
另一方面，全球性的分析对国际投资者也是有益参考，可以帮助他们选择投资的目的地，帮助他们分析一个盆地的开发，以及需要在什么样的条件下才会增速。
eo：“土地的可操作性”发展问题在四川盆地的案例中颇为突出，在现有情况下，我们可以向哪些国家寻求解决的思路？
Melissa：土地的可操作性问题最为重要的一点就是社区关系。在这一点上，美国马塞勒斯盆地（Marcellus Shale）的一些实践可能依然是最好的学习案例。在马塞勒斯，页岩气开发社区合作模式已经颇为成熟。居民代表和开发商代表组成了委员会，经常聚到一起讨论包括水处理、物流安排在内的种种问题，这种互动模式无疑能帮助推动企业与社区两方之间的沟通和妥协，社区认为自己在页岩气开发中获得了话语权，而对于道路施工、噪音等对社区影响最大的问题，开发者也能表达自己的态度。
而在美国之外，我认为波兰是一个很好的学习对象。整体上来说，欧洲大陆开发页岩气的态度都颇为消极，但只有波兰是个例外，目前已经钻了50～60口井。而从盆地开发之初，波兰的开发者就很好地考虑了结合社区的问题──比如市长会到居民家里征询意见等。另外，尽管英国的页岩气开发还没有真正开始，只打了2～3口井，但其社区计划颇为雄心勃勃。为了鼓励居民接纳页岩气开发，英国政府已经制定了一系列政策：居民能获得1%的钻井利润分红──每口测试井打下以后，社区居民就可获得高达10万英镑的补贴。另外，政府还在推动基于页岩气的主权财富基金的设立，这一政策实则是在全国范围内推动页岩气的社区影响力。
此外，阿根廷目前出现的一些新趋势，也提供了页岩气社区问题得以发展的迹象。一般来说，在阿根廷经营颇不容易，例如工会的势力很强，因此油气井每天的开工时间只有12小时──而在美国，每天24小时、每周7天的开工时间，让页岩油气生产者能获得更好的商业经济性。而目前，企业正和社区、工会积极对话，试图修改针对开工时间的规定。这些案例均能为中国的决策者提供一些新思路，社区越是能更多地被融入页岩气开发的决策过程中，即使他们本身不能拍板投资决定，但是肯定可以影响投资和经营的方式，从而推动良性发展。
eo：在经历了Repsol公司资产被强制国有化的事件以后，外国投资对于阿根廷的发展一直有颇多顾虑。而您似乎对于阿根廷页岩油的开发颇为看好，为什么？
Melissa：2012年的时候，我有一趟从哥伦比亚到阿根廷的南美调查之旅。哥伦比亚在多年前的改革后，油气行业快速复苏，我得出的判断也颇为积极；然而一到阿根廷，我马上就看到了巨大的反差，勘探开发的动静很少，钻井很少，业内抱怨声连连，我当时不禁觉得，这里本是页岩油气资源禀赋均较好的地区，而现状实在不幸。
然而，仅仅在五个月以后我再次回到这里，阿根廷已经变成了另一个地方，政府的语气变了，钻井数量迅速增加，很多基建工程都已经完成了。
从那时候开始，阿根廷的进展就非常迅速。他们有了页岩油施工队伍，现有盆地也在不断增产，甚至埃克森美孚打的第一口勘探直井，就获得了770桶的日产量。如此情景简直像做梦一样，所以早在2013年我就认为，如果要“下注”的话，我们应该选择阿根廷。而现在，埃克森美孚、雪弗龙、马来西亚石油（PETRONAS）都已经对投资决策做了表态，道达尔已经是当地较大的生产商，而壳牌也将开始生产。
阿根廷的政治和政策是一大问题，而如果我们分析问题总是细细琢磨一个方面，总能找到不投资的理由。但如果回头看一下油气行业的特点──只要存在油气资源，政治和制度问题总能寻找解决的方法，如果我们在尼日利亚、安哥拉和伊拉克都能发展，那么阿根廷会比这些地方更难吗？
eo：油价在今年下半年以来一直在快速下跌，围绕油价对于非常规油气开发的影响，似乎有两种截然不同的声音，比如OPEC一直在强调油价下降会让北美生产商无法持续，而许多独立油气公司如康菲，则表示油价在55美元/桶依然有空间。根据您对北美油气井的理解，目前北美页岩气油气盈亏平衡点在哪里？
Melissa：美国多个盆地大概的盈亏平衡点当然是不同的。在巴肯和鹰滩，平均的盈亏平衡点是60～65美元/桶，而这两个盆地是美国成本较低也是产量最高的区域，所以这里最能体现美国页岩油生产的平均水平；但具体到某一个区块和井，你会发现也有企业能做到55美元/桶，而有人75美元/桶仍打不住。盆地差异、不同的作业者、技术手段不同，造成成本差异非常大，因此油价下降确实会让部分企业无法继续生存。当然，油价下跌的影响也主要会集中在页岩油领域。
eo：对于美国而言，页岩气开发下一步的技术进展将会来自哪些领域？
Melissa：未来的技术动力将聚焦在提高产量和采收率（productivity and recovery）之上，因此在完井、布井、压裂、压裂配方等方面的技术需要进一步发展。
目前，页岩油平均的采收率是在5%～10%，而页岩气则是10%～20%。对比常规的油气开发来说，这些比率依然较低，常规油的采收率可达30%～50%，而天然气则可到50%～70%之高，一些井甚至更高。因此，提高采收率是应该努力的方向。
另外则是围绕“重复压裂”的技术进步，比如如何选择井，如何进行重复压裂。目前，一口井70%的产量都是在第一年采出的，但是随后产量迅速下降并且置换，我相信，如果有技术能够对重复压裂问题进行改造，那么将会对行业产生巨大影响。
eo：此前，不少中国企业到北美投资非常规油气区块，其中较大手笔的就是中海油在美国和加拿大的并购。这部分投资目前其赢利性如何？
Melissa：我认为，首先大部分中国企业在美国和加拿大投资非常规油气的目标是希望学习北美的经验──包括技术、生产、经营模块甚至到如何与服务公司互动的各种经验。在赢利性方面，相对于十年前来说，目前在美国的任何投资都会比较昂贵，可能很难实现很好的回报，因为现在许多盆地都已经有了较大的发现，市场情况也比较系统清晰了，那么投资回报可预期性就很高。相对而言，加拿大也许是更好的机会，因为得到开发的盆地较少，而这些地方的开发对于中国企业学习非常规油气开发经验也十分有益。
eo：中国在页岩气开发中同样强调技术的自主创新和国产化攻关，比如中石化在今年完成了对页岩气桥塞技术的攻关。我们应该如何看待技术自主的问题？
Melissa：我也曾参加过中石化的一些研发项目，中国总是有一个技术的拷问，这是一个好事。但技术是一个很大的领域，所以不仅仅是自我创新，研发合作应该是一种好选择，这样就可以把精力放在尚缺乏研究的领域，而不是重新投资研发一些已有的技术。同样，中国的技术也有很多能向世界贡献之处。我们的观点是，美国的页岩气开发在很多领域其实做得并不好，特别是水资源处理等问题上。由于开始并不存在强监管，而且环境特点不同，小企业在美国缺乏在页岩气环境技术层面取得突破的经济动力，因此，这方面的技术依然存在许多可突破的地方，而由于中国水资源紧缺，又需要特别注意钻井与农耕土地的问题，环境方面和管理技术的突破未来很可能会在中国出现，比如新的泡沫压裂和无水压裂技术，这类研发在中国也更有市场价值。
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