石油石化行業(yè)中國是否會迎來“頁巖油革命”

內容目錄我國頁巖油氣資源潛力大 4頁巖油與常規(guī)油的區(qū)別 4頁巖油氣資源分布 5美國“頁巖油革命” 5發(fā)展關鍵：理論和技術突破 5降本助力產量增長 6頁巖油成本結構 6降本途徑 7降本效果顯著 8中國頁巖油是否能迎來一場革命？ 9中國和美國頁巖油地質差異 9走“中國特色”道路獲得突破 9我國油公司重大進展 10降本增效助力增儲上產 11頁巖油增儲上產未來可期 13我國頁巖油氣增儲上產會帶來哪些投資機會？ 13上游投資向非常規(guī)能源傾斜，預計2023年增速可達31 13頁巖油氣領域受益產業(yè)鏈 13油公司 14油服設備及服務商 14風險因素 16圖表目錄圖1：頁巖油氣/常規(guī)油氣賦存及開采方式示意圖 4圖2：頁巖油和常規(guī)油生產衰減情況對比 4圖3：全球頁巖氣資源分布圖 5圖4：全球頁巖氣技術可采儲量排名（單位：TCF） 5圖5：全球頁巖油資源分布圖 5圖6：全球頁巖油技術可采儲量排名（單位：十億桶） 5圖7：美國頁巖油勘探開發(fā)發(fā)展歷程（1953—2022年） 5圖8：頁巖油成本結構 6圖9：井口成本結構拆分 7圖10：壓裂技術革新帶來的成本下降 8圖11：EOG各結構降本情況 8圖12：美國油公司成本下降，利潤增厚 8圖13：北美海相和中國陸相頁巖油資源稟賦的主要差異 9圖14：我國陸相頁巖油主要盆地 9圖15：頁巖油示范區(qū)建設情況 9圖16：隴東頁巖油示范區(qū)發(fā)展階段及歷年產量分布 10圖17：中國頁巖氣產量及規(guī)劃（億方） 13圖18：中國頁巖油產量及規(guī)劃（萬噸） 13圖19：全球不同類型油氣上游資本開支（十億美金） 13圖20：頁巖油氣生產水力壓裂示意圖 13圖21：壓裂環(huán)節(jié)產業(yè)鏈及主要上市公司梳理 14圖22：秉揚科技不同類型壓裂支撐劑銷量情況 15圖23：秉揚科技壓裂支撐劑收入(億元) 15表1：常規(guī)油與頁巖油差異（此表參數主要以美國為代表進行討論分析） 4表2：截止目前中石油中石化頁巖油勘探開發(fā)生產重大進展 11表3：頁巖油100萬噸示范成本測算 11表4：平衡油價彈性測算 12表5：近年中海油服壓裂技術進展及突破 14我國頁巖油氣資源潛力大頁巖油與常規(guī)油的區(qū)別石油按照油藏性質區(qū)分，可分為常規(guī)油和非常規(guī)油。非常規(guī)油又包含頁巖油、油頁巖、頁巖氣、致密砂巖氣、致密碳酸鹽巖氣、油砂、盆地中心氣，可燃冰等。圖1：頁巖油氣/常規(guī)油氣賦存及采方式示意圖 圖2：頁巖油和常規(guī)油生產衰減情況對比資料來源：UpstreamPetroleumManagement， 資料來源：《HowtheShaleBoomHasTransformedtheUSOilandGasIndustry》RichardG.Newell等，針對常規(guī)油和頁巖油的主要區(qū)別進行詳細分析：形成方式：砂巖和碳酸巖儲層；頁巖油是源內成藏，是指那些生成之后沒有運移出來而滯留在生油巖中的油氣。聚集形態(tài)：品質差異：相較于常規(guī)油，頁巖油多以輕質為主。開采難度及成本：常規(guī)油由于孔隙度、滲透率和含油飽和度較高，所以一般采用直井（沒有水平段不具有經濟性，必須用水平井水力壓裂方式開發(fā)（增大與儲層的接觸面積大，因此成本更高。衰減程度：相比于常規(guī)油，頁巖油遞減更快，必須要通過不斷打新井維持產量。表1：常規(guī)油與頁巖油差異（此表參數主要以美國為代表進行討論分析）常規(guī)油頁巖油埋藏深度6000英尺9000英尺API常規(guī)輕質低硫油<40頁巖油中輕質低硫油（4、超輕質低硫油（47）儲層砂巖和碳酸巖儲層頁巖層空隙形成方式源外成藏源內成藏盈虧平衡油價新鉆井：60美金/桶新鉆井：48-69美金/桶衰減情況12個月后衰減50衰減更快，12個月后衰減70生產方式垂直鉆井水平井+壓裂聚集形態(tài)明顯油藏分布、油氣界面 沒有明顯的油藏分布與油氣界面鉆探活動對油價彈性 正相關，頁巖油彈性更大鉆探活動對油價彈性 正相關，頁巖油彈性更大全生命周期產油量 頁巖油產油量遠遠大于常規(guī)油，第一年大約是常規(guī)油平均產量的6.5倍產量對油價彈性系數 頁巖油產量的價格彈性系數是常規(guī)油井的產量對油價彈性系數 頁巖油產量的價格彈性系數是常規(guī)油井的6倍UsreamPerleumaemetTematfeSelevluinnU.S.landaslinePriesLutzaSatisa，《HowtheShaleBoomHasTransformedtheUSOilandGasIndustry》RichardG.Newell等，《論非常規(guī)油氣與常規(guī)油氣的區(qū)別和聯系》鄒才能等，頁巖油氣資源分布EIA400萬億立方英尺的國家主要有中國、美國、阿根廷和南非，技術開采儲量排名前三主要是中國（1115cf、阿根廷（802c）和阿爾及利亞（707c。圖3：全球頁巖氣資源分布圖 圖4：全球頁巖氣技術可采儲量排名（單位：TCF）0資料來源：《GlobalResearchTrendsonShaleGasfrom2010–2020UsingaBibliometricApproach》Oloniniyi-Baiyegunhi等，

資料來源：EIA，1570tcf量的數據未披露。此外，由于信息可用性不足的原因，EIA沒有提供有關俄羅斯和中東的數據。全球頁巖油技術可采資源總量約2512億噸，低熟頁巖油和中高熟頁巖油（按照有機質熱成熟度的高低區(qū)分）技術可采資源量分別為2099億噸和413億噸。從地區(qū)分布來看，資源主要集中在北美、南美、北非和俄羅斯，亞洲和大洋洲頁巖油次之；從層系分布來看，78頁巖油發(fā)育在海相沉積的頁巖層系中，陸相沉積頁巖層系主要發(fā)育在亞洲地區(qū)。目前中國頁巖油技術可采儲量排名全球第三，約320億桶。圖5：全球頁巖油資源分布圖 圖6：全球頁巖油技術可采儲量排名（單位：十億桶）75583275583227261813 139 96040200資料來源：《全球頁巖油形成分布潛力及中國陸相頁巖油理論技術進展》鄒才能等，

資料來源：EIA，美國“頁巖油革命”發(fā)展關鍵：理論和技術突破圖7：美國頁巖油勘探開發(fā)發(fā)展歷程（1953—2022年）資料來源：《頁巖油開發(fā)利用及在能源中的作用》郭旭升等，2016年首次出口頁巖氣，2018年首次成為石油凈出口國。美國海相頁巖層系石油主要經歷了三大階段：Ⅰ.探索發(fā)展階段得益于豐富的資源儲量，19531955數幾十年由于勘探認識和開發(fā)技術的局限，頁巖油開發(fā)進展緩慢。Ⅱ.技術突破階段標志性事件為：地質勘探新認識，轉變勘探思路2000勘探新認識頁巖油勘探局面，并發(fā)現了埃爾姆古麗油田。水平井和水力壓裂技術的開發(fā)獲得突破2005年，美國EOG能源公司將頁巖氣開發(fā)中成功應用的水平井和水力壓裂技術用于開發(fā)巴肯中段頁巖，并在帕歇爾油田測試中取得成功。Ⅲ.快速發(fā)展階段2009創(chuàng)新使得開發(fā)成本不斷下降，推動美國頁巖油產量快速增長。降本助力產量增長頁巖油成本結構6030-40、55-70?；A設2～86。圖8：頁巖油成本結構資料來源：EIA，

降本途徑2014年經歷油價大跌之后，RBN追蹤44家美國主要的油公司發(fā)現其重新定位投資組合、削減成本來抵御價格下跌的風險，在2014-2018年精簡成本結構。降本主要來自于技術進步、學習曲線建立、甜點優(yōu)選、經營管理和政策支持等。最為有效的降本措施：核心在于技術進步。圖9：井口成本結構拆分（截至2016年）Detailedwellcostcomponents keycostdrivers資料來源：EIA，鉆完井方面：“甜點區(qū)”預測技術組合——精準定位，提升鉆井成功率4致密儲層微觀孔隙結構三維可視化及定量表征技術；“甜點”關鍵地質參數定量表征技術；地質-工程一體化“甜點”準確識別與評價技術。利用大數據分析技術，優(yōu)化鉆完井EOG（油價40美金/桶下，30的井）201414201890+?！耙惶算@”技術——縮短鉆井周期運營開采方面：降低井口成本直接拉低開采成本措施：提升作業(yè)效率，2014-20162331，鉆29。提高單井產量攤薄開采成本單井累產量越高，全生命周期內的單位開采成本越低。提高單井累產量的核心在于技術進步，比如超長水平段+大深度超高壓水平井等技術大幅提升單井累產量。圖10：壓裂技術革新帶來的成本下降資料來源：《技術組合是油氣上游增產降本提效的關鍵——美國頁巖油氣開發(fā)的成功實踐與啟示》呂建中等，管理創(chuàng)新方面：甜點分級評價+全生命周期管理按儲層品質和油井初產將頁巖油產區(qū)劃分為5級，第1級優(yōu)質“甜點”區(qū)的平衡油價低至30美元/桶，第5級的平衡油價則超過80美元/桶。頁巖油公司依據油價變化進行分級開發(fā)，提升了經濟性。補貼政策方面：美國政府通過減稅和直接補貼的方式，鼓勵企業(yè)進行頁巖油開發(fā)。降本效果顯著圖11：EOG各結構降本情況 圖12：美國油公司成本下降，利增厚資料來源：EOG公告， 資料來源：RBN，通過技術進步，使得美國海相頁巖油開發(fā)綜合成本由2014年前的大于80美金/桶，大幅下降到2019年的45-60美金/桶，降本效果顯著，頁巖油產量得以快速提升。中國頁巖油是否能迎來一場革命？中國和美國頁巖油地質差異熟度低、粘土礦物含量高、可動性差等特征，勘探開發(fā)難度較大。構造演化——由于陸相頁巖沉積-非均質性強，從而使得高產規(guī)律性不強，產量遞減快；開后容易閉合，導致壓裂改造成本較高。而且硫、瀝青含量較高，采油工藝有一定挑戰(zhàn)；基礎設施完備減少前期投入；而中國陸相頁巖油產區(qū)多為地表和地質復雜，水源條件不足，管網相對不發(fā)達，導致工程程度加大以及成本增高。圖13：北美海相和中國陸相頁巖油資源稟賦的主要差異資料來源：《頁巖油開發(fā)利用及在能源中的作用》郭旭升等，走“中國特色”道路獲得突破9業(yè)化規(guī)模開發(fā)最成功的國家之一。圖14：我國陸相頁巖油主要盆地 圖15：頁巖油示范區(qū)建設情況資料來源:：《我國陸相頁巖油勘探開發(fā)進展與發(fā)展建議》包書景等，圖16：隴東頁巖油示范區(qū)發(fā)展階段及歷年產量分布

資料來源：《頁巖油開發(fā)利用及在能源中的作用》郭旭升等，資料來源：《中國陸相頁巖油示范區(qū)發(fā)展現狀及建設可行性評價指標體系》蔚遠江等，關鍵技術，支撐了我國陸相頁巖油多領域實現重大突破。理論方面：加強對陸相頁巖油賦存機理和分布規(guī)律的地質理論研究，創(chuàng)新形成了“陸相頁巖油形成富集”理論認識，形成了一批自主知識產權。（），7我國油公司重大進展22080的非常規(guī)石油邁進，開啟新一輪革命。有戰(zhàn)略意義的重大突破。表2：截止目前中石油中石化頁巖油勘探開發(fā)生產重大進展公司 盆地 時間 重大進展四川盆地2023.422021.125.527日松遼盆地2021.275渤海灣盆地2022.8414.58豐頁1-1HF井峰值日產油262.8噸，刷新國內頁巖油單井日產量最高紀錄中國石化蘇北盆地2023.11.111314.82022.730112021.123.51HF553-7HF20此前部署的沙垛1井已連續(xù)自噴生產392天，累產頁巖油1.1萬噸。江漢盆地2022.1126.22鄂爾多斯盆地2023.77905/11002021.610100產能為131.1萬噸，加速推進500萬噸產能建設，預計十四五末年產量增長到300萬噸渤海灣盆地2023.45280/10中國石油2019.2松遼盆地2021.812.68四川盆地2022.11173353520.4川盆地侏羅系頁巖油的歷史性突破。準噶爾盆地2022.22018301油151萬噸，目前日產油1935噸資料來源：重慶市涪陵區(qū)人民政府，中國網，中國石化官網，工人日報，中國石油官網等，降本增效助力增儲上產（作者楊國豐等20194000-60001500元/EUR320噸/0.6-15030因此測算中假設：5000萬元；1500元/噸；0.8萬噸；503010；10100萬噸產量經此測算，估計2019年靜態(tài)平衡油價為74.3美金/桶左右。表3：頁巖油100萬噸示范成本測算201912345678910年產量萬噸6090100100100100100100100100當年新建產量萬噸60604936292523222121當年鉆井數口75756245373229282726總井數口75150212257294326355383410436鉆井億元37.537.531.022.518.516.014.514.013.513.0成本運營億元913.51515151515151515成本年度億元46.551.046.037.533.531.029.529.028.528.0投資累計億元46.598144181215246275304333361投資累計萬噸60150250350450550650750850950產油平衡油價美元/桶74.3資料來源:《頁巖油勘探開發(fā)成本研究》楊國豐，中國石油2021年報，中國石化2022年報，中國海油2022年報，68項具體措施，依靠科技創(chuàng)新、管理創(chuàng)新，提升整體效益。我國油公司降本思路：2017年的每小時15.7米提升到2021年的每小時23.8米，增幅達51.6。來降低每桶油的成本。15最終選定工程施工單位，使得單井鉆井工程費用下降56.7442201940。E（單井評估的最終可采儲量4.5美金/102.9美金/桶。3052美金/EUR45美元每桶盈虧平衡點。表4：平衡油價彈性測算運營成本\鉆井成本降低0%降低10%降低20%降低30%降低40%降低0%74.369.865.360.856.3降低10%71.466.962.457.953.4降低20%68.564.059.555.050.5降低30%65.661.156.652.047.5降低40%62.758.253.749.144.6資料來源：《頁巖油勘探開發(fā)成本研究》楊國豐，中國石油2021年報，中國石化2022年報，中國海油2022年報，頁巖油增儲上產未來可期中國頁巖油勘探開發(fā)尚處于探索攻關試驗階段，未來發(fā)展將以中—高成熟頁巖油為重點，2025500萬噸/年—2030年在進一步升級和優(yōu)化技1000萬噸/年以上2030800-1000圖17：中國頁巖氣產量及規(guī)劃（方） 圖18：中國頁巖油產量及規(guī)劃（噸）0

300%200%100%0%

0

2018 2019 2020 2021 20222025E

80%60%40%20%0%頁巖氣 同比增長（右軸）

頁巖油 同比增長資料來源：中石油公告，人民日報，光明日報，國家能源局等，（注：國家能源局預測，2030E同比增長數據為CAGR）

資料來源：中石油公告，人民日報，光明日報，自然資源部網站，國家能源局等，（注：中國石油和化學工業(yè)聯合會預測，2025E、2030E同比增長數據為CAGR）我國頁巖油氣增儲上產會帶來哪些投資機會？上游投資向非常規(guī)能源傾斜，預計2023年增速可達31IHS預測，2023-202520231430億31。圖19：全球不同類型油氣上游資開支（十億美金） 圖20：頁巖油氣生產水力壓裂示圖11121311121314151617181920212223E24E25E26EOnshoreconventional onshoreunconventionaloffshore資料來源:IHS，中海油服業(yè)績報告，（截止2022.12） 資料來源：《頁巖氣開采中的若干力學前沿問題》劉曰武等，頁巖油氣領域受益產業(yè)鏈油公司我國頁巖油氣資源潛力大，三桶油已將開發(fā)頁巖油氣列為了重點工作，并提出規(guī)劃。3~510050萬噸；同時，加快建設江蘇油田花莊頁巖油先導示范區(qū)。202212億噸頁巖油資源量，隨后提出加快建設海上頁巖油勘探開發(fā)示范區(qū)。隨著技術的不斷進步，成本不斷下降，勘探開發(fā)力度不斷加強，頁巖油氣或成為未來增儲上產主力軍，“三桶油”有望長期受益，推薦中國石油、中國石化、中國海油。 資料來源：各公司公告，（注：*標識表示非上市公司）油服設備及服務商頁巖油氣和常規(guī)油氣開發(fā)生產主要的技術差異在于水力壓裂，因此我們認為最大受益環(huán)節(jié)或是壓裂環(huán)節(jié)。壓裂生產過程主要涉及到壓裂設備（壓裂車組或壓裂橇組）及配套產品，比如壓裂軟管、壓裂液、壓裂支撐劑（壓裂砂）以及技術服務。技術服務頁巖油氣開發(fā)環(huán)節(jié)，美國頁巖油革命中最重要的技術創(chuàng)新之一就是“一趟鉆”技術，其中就是使用旋轉導向系統(tǒng)極大地提高作業(yè)效率，中海油服油自主研發(fā)的“璇璣”系統(tǒng)（全稱隨鉆測井和旋轉導向）實現了自主研發(fā)，適用于我國復雜油氣田的開發(fā)。頁巖油、頁巖氣的開發(fā)也必須使用這項技術，有利于實現未來頁巖油氣更大規(guī)模、更低成本的生產。商業(yè)油流，標志著我國海上頁巖油勘探取得重大突破。未來頁巖油氣革命的到來，直接受益的或是三桶油旗下油服公司，因此推薦中海油服，建議關注石化油服等。表5：近年中海油服壓裂技術進展及突破時間 技術進展/突破2021 2021 11122021 高溫海水基壓裂液等自主壓裂技術連續(xù)成功應用，有效助力客戶探明儲量發(fā)現“南海四號”在南海西部完成頁巖油探井壓裂測試作業(yè)并獲得商業(yè)油流“南海四號”在南海西部完成頁巖油探井壓裂測試作業(yè)并獲得商業(yè)油流標志著我國海上頁巖油勘探取得重大突破2022資料來源:：中海油公告，壓裂設備及零部件（或電動壓裂泵表車輛和管匯車輛等。目前杰瑞股份的壓裂設備已占據國內近50國內頁巖氣規(guī)模化開發(fā)