石油圈 页岩油气资源潜力巨大。据美国能源信息署（EIA）2013年的研究结果，全球页岩气技术可采资源量为220.60万亿立方米，其中美国技术可采资源量为32.86万亿立方米，占到14.89%，位居第一；中国技术可采资源量为31.55万亿立方米，占到14.30%，位居第二。全球页岩油技术可采资源量456.94亿吨，其中俄罗斯位居第一，技术可采资源量达到102.3亿吨，达到全球页岩油资源量的22.39%；美国位居第二，页岩油可采资源量达到65.5亿吨，占全球总量的14.33%；中国位居第三，页岩油可采资源量达到43.65万亿吨，占全球总量的9.55%。
结合国外大油气公司页岩油气发展策略，笔者认为，中国石油公司应当更加注重效益、创新技术、狠抓机遇，促进页岩油气产业的健康发展。
国外页岩油气公司应对低油价策略
美国是目前世界上页岩油气勘探开发最成功的国家，在当前低油价的背景下，页岩油气仍然是该国油气产量的主力。因此，充分借鉴美国页岩油气的勘探开发经验，尤其是在当前低油价下石油公司对页岩油气资产的应对策略，对于我国低油价背景下促进页岩油气的发展具有重要意义。
面对当前油价持续低迷的情况，国外石油公司主要通过消减投资和聚焦核心资产、加强技术创新研究和控制成本、资产出售及并购重组等方式应对风险。
消减投资，聚焦核心资产。当前油价水平已跌破绝大多数公司维持上游综合支出所需油价水平，对于页岩油气为主营业务的公司而言更是雪上加霜。为了维持公司正常运转，企业需要进一步削减各种投资，尤其是勘探支出。2015年，全球石油公司共延期、取消近150个项目，减少产量相当于1900万桶/日。壳牌、雪佛龙、道达尔、康菲暂停北美以外地区页岩气勘探。为了进一步规避风险，降低成本，页岩油气生产企业已减小了新区、新层系的勘探力度，将勘探开发活动撤回核心产区，通过加强在核心区的勘探开发活动，回归“甜点”，甜中找甜，提高产量，增加收入，减轻低油价给企业带来的损失。回归“甜点”使得美国页岩油气钻井数量在大幅消减的情况下，还保持了页岩油气产量的增长。
与此同时，为了应对低油价，部分页岩油气公司针对国内天然气价格走势相对稳定，利用在页岩油气开发中积累的新技术和经验，重新转向页岩气有利区的开发，以获取较高的内部收益率。
控制成本，加强创新性研究，提高经济效益。在本次油价下跌过程中，全球油气企业累计裁员逾25万人，油服公司裁员数量占总数的79%，其中壳牌2015年削减7500个岗位，与英国天然气集团完成合并后将继续削减2800个岗位；雪佛龙裁员1500人，约占员工总数的2%；英国石油公司2015年在北海和阿塞拜疆共裁员555人，计划继续削减7000个岗位。与此同时，提升开发技术水平、降低开采成本成为页岩油气公司的应时之策。斯伦贝谢和哈里伯顿等油服公司，通过新技术的研发，提高钻完井成功率和压裂效率，降低了服务价格，争取更多的业务。贝克休斯在低油价下，2015年还是推出了15项新技术或产品，减少水和支撑剂的用量，从而节约成本。部分页岩油气公司还依据页岩油气初始产量高、递减快的特点，采取推迟完井等油价回升时进行压裂的方式来规避低油价对企业造成的风险。
优化经营管理模式，加强企业合作。在2015年非常规资源技术大会上，一个重要的议题就是油气公司如何确保支出不增加的情况下保持内部效益的增长。赫斯公司通过加强员工培训，提高员工分析疑点解决难题的能力，并促进企业内部信息共享，有效提高经营管理效率。从2012年至2015年，赫斯在巴肯页岩区开采过程中，节省成本50%，同时该公司后期在尤蒂卡页岩区开采效率明显高于巴肯地区，虽然两地区地质条件差异很大。此外，斯伦贝谢为评估优选伊格尔福特地区适合重复压裂改造的老井，与5家油气公司合作，最终在该地区成功实施重复压裂，使得老井产能恢复至初始产能的48%，甚至达到初始产能的115%。壳牌公司页岩油气研究与开发经理Claudia Hackbarth认为，低油价下，应及时调研收集美国已有的7万口正在开采的水平井资料，学习并利用相关经验，进一步降低开发成本。
资产并购重组、出售。面对低油价带来的严峻形势和经营压力，部分石油公司为了取长补短、形成合力，采用资产重组并购的方式抱团取暖，降低成本，共渡难关。部分公司通过资产出售转让，剥离部分油气资产获取运转资金；部分公司无力经营，宣布破产。本次油价下跌以来，加拿大第五大独立石油生产商塔利斯曼能源公司已被西班牙雷普索尔石油公司以130亿美元收购；阿帕奇同意以27.5亿美元出售两个LNG项目股权，并以14亿美元剥离部分油气资产；英国天然气集团以50亿美元出售澳大利亚天然气管道资产。2015年，美国第一家页岩油气开采企业WBH能源公司宣布破产，该公司位于美国得克萨斯州，油价下跌导致该公司欠债达5000万美元。油价持续下跌将迫使更多的公司离开油气行业。
中国页岩油气产业应抓住机遇发展
借鉴北美油气公司在低油价下的经验，结合我国页岩油气产业发展现状，笔者认为，在低油价下，中国石油公司应注重效益、创新技术、狠抓机遇，促进页岩油气产业的健康发展。
聚焦四川盆地龙马溪组页岩气核心区，实行滚动开发。目前，中国石化已经在四川盆地龙马溪组发现了我国首个大型页岩气田——涪陵页岩气田，探明储量3805.98亿立方米，含气面积383.54平方千米，完成了一期50亿立方米页岩气产能建设，二期50亿立方米产能建设正在有序开展。同时在威远—荣县、丁山等地区多口井获得高产页岩气流。中国石油在威远—长宁、昭通地区启动了两个国际级页岩气示范区建设，页岩气探明地质储量1635.31亿立方米，含气面积207.87平方千米，已经完成30亿立方米产能建设。今后应加强核心区页岩气产能建设跟踪与评价研究，总结页岩气富集规律及勘探开发技术，加强核心区周边页岩气的勘探，实现勘探、开发、工程一体化，扩大页岩气开发阵地。
加强四川盆地深层页岩气的富集规律及工程工艺技术攻关。四川盆地内部五峰组—龙马溪组富有机质页岩埋藏深度超过3500米的地区分布面积大，优质页岩厚度大、具有较大的页岩气勘探潜力。目前，中国石化已经在丁页2HF井、威页1HF、永页1、焦页87-3HF、焦页69-2HF等多口井龙马溪组压裂测试获得10万～15万立方米/天的页岩气流；中国石油在富顺永川区块阳101、来101、阳201-H2等多口井获得高产页岩气流，揭示了下志留统深层页岩气勘探的良好前景。但是与产建区页岩气相比，深层页岩气具有初始产量相对较低、产量递减快等特点，建议进一步加强四川盆地深层与浅层页岩气富集条件的对比研究，将地质和工程紧密结合，加大深层页岩气适应性工程工艺技术攻关力度，为深层页岩气的规模开发奠定基础。
促进四川盆地及其周缘常压页岩气的经济开发。中国石化在四川盆地海相页岩气获得突破的同时，盆外彭水地区页岩气勘探也取得了积极进展，揭示了四川盆地周缘复杂构造区稳定向斜带常压页岩气仍具有较好的页岩气勘探潜力。因此，应以相对盆外稳定向斜区为重点进行积极评价，优选有利靶区，并开展工程工艺技术的适应性攻关，降本增效，探索经济开发模式，实现盆外常压区页岩气的有效开发。
开展东部古近系页岩油富集机理、选区评价及适应性工程工艺技术攻关。我国湖相泥页岩层系具有沉积相变快、热演化程度低、储层类型多等特点。在以往常规油气研究中，仅对陆相富有机质泥页岩的空间分布、有机地球化学特征进行了宏观的、概略的研究，但针对页岩油的实验、描述手段少且精度不够，故对页岩的含油性空间变化规律与富集条件、储集空间及储集能力、页岩油的赋存机理、流动机理等方面的研究较为薄弱，并且在页岩油资源评价和选区评价缺乏有效的技术方法；同时也缺乏适应性的开发技术和工程工艺技术，不能满足页岩油勘探开发需要。因此，急需开展页岩油勘探开发理论与技术攻关，促进页岩油产业的发展。
探索海陆过渡相和陆相页岩气。我国海陆过渡相和陆相页岩分布层系多、分布范围广、累计厚度大，具有较大的资源潜力。在海陆过渡相页岩气勘探方面，目前已经在鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系见到页岩气流，内蒙古自治区实施的鄂页1井经过压裂改造在太原组获得日产气1.95万立方米；延长石油实施的云页平1井在山西组压裂测试日产气2万立方米；国土资源部在贵州、湖南、江西、河南等地区钻探的多口页岩气调查井在上二叠统含煤页岩层系见到较好的页岩气显示。中国石化在四川盆地元坝地区下侏罗统自流井组、川西地区上三叠统须家河组获得高产页岩气流，揭示了我国陆相和海陆过渡相勘探的良好前景。但与海相页岩气相比，陆相页岩气赋存机理、富集主控因素研究较为薄弱，资源评价和选区评价方法不完善，致使资源潜力不清、目标不明，急需攻关。
适时收购国外页岩油气优质资产。低油价给中国石油公司带来巨大的经营压力，同时也为我们获取国外非常规油气优质资产提供了良好的历史机遇。在低油价下，许多中小型页岩油气为主营业务的公司资金链断裂，需要大幅度剥离非核心资产，部分高负债公司实行了破产或并购重组策略，以保存实力。这就为资金实力较强的公司抓住低油价带来的机会，收购优质资产或公司，实现跨越式发展提供了良好的机会。为此，我们应积极跟进国外油气公司资产交易动向，尤其是一些中小型从事页岩油气勘探开发的公司资产转让信息，做好潜在收购目标的筛选和跟踪工作，适时把握市场机会，以并购和合作等多种方式获取优质资产，优化资产结构。
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