中国是否会迎来“页岩油革命”？

核心观点

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；压裂软管：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。

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。

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）。

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。

2.美国页岩油革命

2.1. 发展关键：理论和技术突破

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%。

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。

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。

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

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。

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。

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。

中国陆相页岩油理论技术创新和实践，突破了“理论误区”，打破了“勘探禁区”，攻破了“开发无人区”，找到了从页岩中开采石油的“金钥匙”。

3.4. 降本增效助力增储上产

此部分成本测算基于中国石化石油勘探开发研究院发布的《页岩油勘探开发成本研究》（作者杨国丰等）展开。2019年单井钻完井成本在4000-6000万元，综合运营成本约1500元/吨，单井EUR在3万吨左右，单井产量约20吨/天，首年累计产量为0.6-1万吨，递减率产量首年递减50%，第二年递减30%，以后每年递减10%。

因此测算中假设：

1）  单井钻完井成本为5000万元；

2）  综合运营约1500元/吨；

3）  单井首年累计产量0.8万吨；

4）  递减率：首年递减50%，次年递减30%，之后每年递减10%；

5）  单井生产周期10年，按三年建成100万吨产量

经此测算，估计2019年静态平衡油价为74.3美金/桶左右。

过去几年，三桶油坚持落实集团公司提质增效决策部署，坚持低成本发展战略，全力推进勘探提质、工程提速、开发提采、销售提效、管理提升“五大升级”活动，明确“五优化、五强化”10个方面68项具体措施，依靠科技创新、管理创新，提升整体效益。

我国油公司降本思路：

1）提高钻速，因为技术已经非同日而语。比如长庆陇东页岩油平均机械钻速从2017年的每小时15.7米提升到2021年的每小时23.8米，增幅达51.6%。

2）提高效率：比如说压裂，尽可能把有效的技术支撑在关键地方提高单井产量。实施“钻井双提、压裂三提”，钻井是提速、提质，压裂是提效、提质、提产，通过产量的提高来降低每桶油的成本。

3）市场化改革：例如新疆吉木萨尔全面下放15项经营自主权，打造油田开发生产的改革开放“特区”，通过开展钻井费用对标、放开钻井市场等工作，与国内多家钻井单位谈判，最终选定工程施工单位，使得单井钻井工程费用下降56.7%，将压裂大包模式改为压裂施工及准备、压裂液技术服务、支撑剂、射孔及桥塞服务4个标段分别招标，选商谈判后压裂费用下降42%，单井投资较2019年降幅40%。

根据测算，假设单井EUR（单井评估的最终可采储量）未改变的情况下，钻井成本降低10%，平衡油价减少4.5美金/桶；运营成本降低10%，平衡油价可减少2.9美金/桶。

综合来看，假设通过提速增效、市场化放开等措施使得总投资减少30%，平衡油价大约为52美金/桶。如果再考虑单井EUR的提升，平衡油价或更低。未来油公司有希望能够实现45美元每桶盈亏平衡点。

3.5. 页岩油增储上产未来可期

对于国内页岩油气的勘探现状和发展方向，中国石油和化学工业联合会副会长孙伟善表示，中国页岩油勘探开发尚处于探索攻关试验阶段，未来发展将以中—高成熟页岩油为重点，在2025年前，集中陆上大型含油气盆地，攻关中—高成熟页岩油高压富集区／段评价，力争实现中国页岩油生产能力达到500万吨/年，2026年—2030年在进一步升级和优化技术，持续降低成本，使中国页岩油产量达到1000万吨/年以上。

根据国家能源局规划目标，“十四五”及“十五五”期间，我国页岩气产业将加快发展，国家能源局规划目标2030年实现页岩气产量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。

4. 我国页岩油气增储上产会带来哪些投资机会？

4.1. 上游投资向非常规能源倾斜，预计2023年增速可达31%

据IHS预测，2023-2025年陆上传统上游油气资本开支进入停滞状态，全球上游资本开支向陆地非常规和海上开采倾斜，其中陆地非常规投资增速明显，预计2023年达到1430亿美金，同比增速达到31%。

非常规能源中，页岩油气作为我国未来接替能源战略方向，2021年国家能源局将加强页岩油勘探开发列入“十四五”能源、油气发展规划，并提出一系列措施推动页岩油绿色开发。

4.2. 页岩油气领域受益产业链

4.2.1. 油公司

我国页岩油气资源潜力大，三桶油已将开发页岩油气列为了重点工作，并提出规划。

中国石油提出“十四五”末，打造3~5个整装规模效益建产示范区，推动中国陆相页岩油革命。中国石化也提出胜利济阳页岩油示范区“十四五”末新建产能100万吨，年产页岩油当量50万吨；同时，加快建设江苏油田花庄页岩油先导示范区。2022年，中国海油在海上发现了12亿吨页岩油资源量，随后提出加快建设海上页岩油勘探开发示范区。

随着技术的不断进步，成本不断下降，勘探开发力度不断加强，页岩油气或成为未来增储上产主力军，“三桶油”有望长期受益，推荐中国石油、中国石化、中国海油。

4.2.2. 油服设备及服务商

页岩油气和常规油气开发生产主要的技术差异在于水力压裂，因此我们认为最大受益环节或是压裂环节。

压裂生产过程主要涉及到压裂设备（压裂车组或压裂橇组）及配套产品，比如压裂软管、压裂液、压裂支撑剂（压裂砂）以及技术服务。

1）  技术服务

页岩油气开发环节，美国页岩油革命中最重要的技术创新之一就是“一趟钻”技术，其中就是使用旋转导向系统极大地提高作业效率，中海油服油自主研发的“璇玑”系统（全称随钻测井和旋转导向）实现了国产替代，适用于我国复杂油气田的开发。页岩油、页岩气的开发也必须使用这项技术，有利于实现未来页岩油气更大规模、更低成本的生产。

压裂方面，中海油服在压裂技术方面自主创新并且不断获得突破，比如连续成功应用高温海水基压裂液等自主压裂技术， 在南海西部完成页岩油探井压裂测试作业并获得商业油流，标志着我国海上页岩油勘探取得重大突破。

未来页岩油气革命的到来，直接受益的或是三桶油旗下油服公司，因此推荐中海油服，建议关注石化油服等。

2）  压裂设备及零部件

压裂设备是水力压裂技术的核心设备，其包括压裂车（或电动压裂泵）、混砂车辆、仪表车辆和管汇车辆等。目前杰瑞股份的压裂设备已占据国内近50%的市场份额。未来国内页岩气规模化开发将进一步打开压裂设备及零部件的市场空间。

压裂设备建议关注：杰瑞股份、石化机械；

压裂装备锻件公司建议关注：迪威尔、海锅股份（与天风电新团队、机械团队联合覆盖）、纽威股份等。

3）压裂软管

建议关注压裂生产中配套零部件技术创新获得突破的领域，比如酸化压裂过程中，酸液对管壁会造成一定的腐蚀和破坏，因此压裂软管的耐酸性、耐磨性等具有一定的挑战。

酸化压裂软管的创新，相比于传统压裂软管具有更强的耐酸、耐磨、耐高温性能。酸化压裂软管的使用有以下优势：1）实现酸液的远程输送，提高作业效率，而传统压裂软管需要在地面进行酸液进出井的操作，效率较低；2）避免酸液泄漏和浪费，提高作业安全性和稳定性；3）避免酸液的浪费和泄漏，降低作业成本、人力和物力成本，提高经济效益。

建议关注：利通科技、中裕科技等。

4）  压裂支撑剂

压裂支撑剂主要包括陶粒支撑剂、石英砂支撑剂等。压裂支撑剂主要用于页岩层石油天然气的开采，高闭合压力低渗透性矿床经压裂处理后，使含油气岩层裂开，油气从裂缝形成的通道中汇集而出，此时需要将陶粒支撑剂注入岩石基层，以超过地层破裂强度的压力，使井筒周围岩层产生裂缝并保持裂缝开启，形成一个具有高层导流能力的通道，使得油气产物能顺畅通过。

未来页岩油气开采更长水平井和更高强度的压裂趋势会增加对压裂砂数量和品质的需求，同时页岩油气开采活动增强最直接带动的是产地当地砂矿需求的增长。例如秉扬科技2022年压裂支撑剂销量同比增加82%，收入同比增加54%。

建议关注：秉扬科技、长江材料等。

风险因素

1）全球经济衰退，原油需求不及预期，或欧美对俄能源制裁放松，原油供给大幅增加，导致油价大幅下跌的风险；

2）受我国地质条件、勘探开发技术影响，我国页岩油气勘探开发进展不及预期的风险；

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；

注：本文来自天风证券2023年7月27日发布的证券研究报告：【天风能源】石油石化——中国是否会迎来“页岩油革命”？，报告分析师张樨樨SAC执业证书编号：S1110517120003

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