近年来，通过学习借鉴美国页岩气开发的成功经验，中国油气开采企业在页岩气资源勘探和评价、核心技术攻关、开发实践等方面取得了重大突破。
2012年7月，中国石油在蜀南地区长宁区块完成了中国第一口具有商业价值的页岩气水平井-宁201-H1井;2014年4月，启动了蜀南地区长宁区块宁201井区、威远区块威202和威204井区及昭通区块YS108井区页岩气资源的规模开发。
2014年3月，中国石化宣布中国第一个页岩气田-涪陵页岩气田进入商业开发。2011年和2013年国土资源部两次组织了页岩气探矿权区块招标，有多家非传统油气开采企业中标，但因资源品位和勘探开发经济性尚不明朗等因素，实施效果不理想。
2015年4月，财政部和国家能源局联合下发通知，逐步降低页岩气开发利用财政补贴标准。业内判断，此举主要原因是中国石化在涪陵礁石坝地区成功进行了页岩气商业开发，其单井产量较高，预期开发经济效益较好。
究竟四川盆地页岩气开发的经济性如何?礁石坝地区页岩气是否具有较强的代表性?需要充分考虑页岩气作为非常规天然气资源的自身属性，结合不同地区页岩气资源禀赋条件、核心工程技术水平、页岩气井生产特点、产业发展相关环境等因素，探索与之相适应的页岩气开发项目经济评价方法。一、中美页岩气开发现状和行业综合发展环境对比1中国目前仍处于页岩气勘探开发的早期阶段美国是全球页岩气开发的先行者，2014年其页岩气(干气)产量超过3700亿立方米。
2015年6月，国土资源部《中国页岩气资源调查报告(2014年)》指出“我国页岩气资源潜力巨大，富集规律不清，可采资源尚未真正落实;勘查开发点上取得重大突破，核心技术尚需攻关。”
2014年，中国页岩气产量为13亿立方米。国家能源局预测中国2015年页岩气产量将达到65亿立方米，2020年可达到300亿立方米。但业界并不乐观，认为受多重因素的影响，到“十三五”末中国页岩气产量或许难以达到100亿立方米。中国页岩气发展无论从规模上还是开发水平上都处于勘探开发的早期阶段。2美国页岩气资源禀赋条件总体优于中国与美国相比，中国南方海相页岩层系年代较老、埋藏较深、热演化程度偏高，经过多期改造后断裂发育，保存条件不够理想，主体分布区地应力复杂，地表条件不利于实施水平井平台式“工厂化”作业，仅仅在局部“甜点”区域资源条件较好，例如涪陵区块礁石坝地区，该区域与北美典型盆地页岩气资源条件类似。
从经济性上考虑，中国页岩气埋藏普遍较深，钻完井工程成本仍然较高;优质页岩层段资源丰度偏低，同等改造规模下单井控制可采储量偏少;页岩热演化程度偏高，产出页岩气多为干气，不含高价值的凝析油、轻烃、液化气和乙烷等组分。
此外，中国已知海相页岩气富集区域多位于四川盆地及周边人口稠密的山区，钻前工程投资较大，用水、用地和废弃物处理成本高昂，造成勘探开发成本偏高。3美国页岩气行业综合发展环境优于中国美国“页岩气革命”之所以能够成功，除石油工程技术领先优势、资源禀赋条件较好、天然气管网发达、大量中小企业创新能力较强等因素外，最关键的因素之一是美国近年来资本市场融资成本较低。
2007年美国次贷危机引致全球金融危机爆发以后，美联储不断调低联邦基准利率，目前联邦基准利率总体保持在0.25%以下的水平，5年期国债收益率一直保持在2%以下。较低的社会融资成本极大地鼓舞了美国中小企业的投资积极性，页岩气开发项目所能承受的基准收益率要求也大大降低。
中国社会的融资成本多在7%以上，主要油气开采企业均为国有骨干企业，自有资金成本属于国有资产监督管理委员会考核范围，多在6%左右。
业内探讨了页岩气开发项目所要求的基准收益率，认为在中国当前的油气行业财税政策环境下，测算页岩气行业基准收益率为8%。中国中小企业的融资成本远高于国有骨干企业，页岩气开发项目对中小企业根本没有吸引力。二、中国开展页岩气开发项目经济评价面临的难题页岩气属于非常规天然气资源，必须采用非常规的理念才能实现规模有效开发。页岩气开发属于技术和资金密集型产业，技术要求和单位资金投入远高于常规天然气资源开发。其开发生产的特点也与常规天然气差异较大，对页岩气开发项目的经济评价方法与参数需要进行针对性的选择和调整。1页岩气开发模式页岩气多以“平台”为单位，采用“水平井+体积压裂”方式，按照“工厂化”作业模式进行规模开发。国内外页岩气开发实践证实，必须借助成本较高的水平井和大型压裂改造技术，建成足够可采储量规模的单井“人工气藏”，才可能实现页岩气经济有效开发。
从节约用地、用水、环保、降低成本角度，页岩气规模开发通常采用“平台式”水平井组开发，以平台为单位布井、投产，进行滚动建产，实施产能接替;按照“工厂化”作业模式进行钻完井和压裂施工，大幅提高施工作业效率，降低工程装备搬迁安装成本，充分循环使用钻井液、压裂液等主要耗材，尽可能降低单井综合投资;地面工程也利于开展集约化设计和模块化建设，撬装化截流装置可在新投产平台重复使用，尽量降低建设投资和生产操作成本。2页岩气井生产特点页岩气井初期产量高，递减快;单井差异大，生产难同步;初期要截流，后期需增压;地面工程配套难，生产管理任务重。为快速收回投资，美国页岩气井通常采用放大生产压差方式生产，投产初期压力高，产量大，但压力和产量递减快，第一年递减率高达65%～75%;中后期递减趋缓。
根据美国多个页岩气田的数据，单井前10年内可采出最终可采储量的80%，剩余的年限产能相对稳定而总产量小。生产中后期压力和产量已经大幅下降，递减趋缓，为充分发挥气井产能，单井需要间歇开井恢复压力，实施气举甚至机械举升排液采气，或以集气站或平台为单位实施增压开采，这些均需要在开发方案编制阶段予以明确。
但在实际操作中难以预计平台或单井产量递减情况，很难准确预测增压规模和时机。同时，单井配产难度较大，对地面集输和处理能力匹配要求较高，很容易出现早期能力跟不上，后期又大量富余的情况。3中国页岩气开发项目经济评价面临的难题目前，中国对页岩气井产能、产量递减规律和单井累积可采储量的认识还有局限性，经济评价关键参数难以确定。
中国页岩气开发生产时间较短，至今仅有宁201-H1井、阳201-H2井和焦页1井等少数几口水平井，至2015年6月生产时间接近2年。这3口井生产制度不尽相同，仅有阳201-H2井生产制度与北美典型做法较一致，采取井口定压方式生产，但其有效生产时间不到1年半。
目前，要对页岩气开发项目开展经济评价，单井产能和产量预测仍是较大难题，几乎没有实际完整的案例可供参考。单井最终可采储量(EUR)难以确定，评价期、后续生产性投入、操作成本测算也很困难。
在滚动建产和平台接替模式下，项目现金流曲线特征与常规气田开发有很大不同，规模与效益的关系需要更深入的对比分析。三、中国页岩气开发项目经济评价方法探索1以平台为单位开展经济评价更适合页岩气开发特点蜀南地区某区块页岩气开发方案参照地质条件类似的Haynesville项目，采用丛式井组开发，单井初期产量、递减率、单井最终可采储量等主要指标参照Haynesville盆地页岩气开发项目设计。但因项目没有充分的生产数据支持，诸多假设与实际情况可能有较大出入。
主要体现在：一是假设所有目的层页岩气资源丰度、压力系数等主要参数基本一致，未考虑不同平台所辖页岩气资源差异状况。
二是假设每个平台上所有页岩气井投产压力和初期产量基本相同，递减规律也保持一致，实际上平台之间和单井之间差异很大。
三是页岩气单位操作成本参照四川盆地常规气田平均操作成本取值，对中后期排液采气和增压开采成本考虑不足。
四是预测页岩气井生产时间可以长达20年，但实际上15年后单井产量可能已降至很低的水平，或者操作成本已经过高，很难有继续开井生产的价值。
五是按照常规气田开发直线法计提折耗。对于井口定压生产、单井没有稳产期的页岩气井，按照产量法计提折耗更符合实际情况，更有利于尽快回收投资。
页岩气开发项目经济评价在理论上与一般建设项目经济评价相同，基本模式可以沿用气田开发项目经济评价方法，属于投资项目财务评价范畴，主要开展项目盈利能力分析，采用现金流量法测算财务内部收益率、投资回收期、财务净现值等主要指标，为投资决策提供依据。
考虑到中国尚处于页岩气勘探开发早期阶段，如果以区块为单位开展项目整体经济评价，可能因为建产时间跨度大、不确定因素多，难以保证评价的准确性，在时效上也满足不了平台投资决策的节奏。
事实上，在页岩气开发过程中，平台是最小的建设单元和开发生产单元，后续稳产接替也是以平台为单位进行的。以平台为单位开展页岩气开发项目经济评价，投资估算、产量预测、气价水平等参数的确定更加准确，更加简洁便利，时效性更强，更符合页岩气开发生产特点。2实证分析项目评价范围界限及投资预测
以蜀南地区某区块H6平台为例，项目评价范围为H6平台建设、6口水平井钻完井和压裂改造、采气工程和地面工程，集气站、集气干线及处理厂投资按平台井数比例分摊。
单井钻完井投资按5500万元、6000万元、6500万元控制指标进行预测;单井地面工程投资按分摊的600万元考虑。预计投产1年后实施增压，第3年开始实施排液采气，单井地面工程投资增加100万元。页岩气产量预测
美国通常以单井初始产量预测最终可采储量，有大量的统计数据可供参考。中国目前缺少实证数据，多以单井测试产量和第1年平均日产气量预测最终可采储量。为了借鉴美国经验，需要探讨一下单井测试产量、第1年平均日产气量和初始产量的关系。
1)页岩气井测试产量与初始产量的关系。
本区块邻近的已开发页岩气区块井区生产井平均初始产量约为测试产量的91.1%。考虑一定风险后，本项目可按照测试产量的90%确定初始产量。
2)页岩气井初始产量与最终可采储量的关系。
有关资料对美国Haynesville等6个典型盆地页岩气井平均初始产量和最终可采储量进行了统计分析，发现两者之间存在正相关的线性关系，初始产量越高，最终可采储量越大。参考相邻的区块井区开发实践，本项目初始产量确定为15万立方米/日，并利用已有的资料估算单井最终可采储量约为1.2亿立方米。
3)初始日产气量与第1年平均日产气量的关系。
参考相邻区块井区实际生产数据，本区块第1年平均日产气量可暂取初始日产气量的75%。本区块开发方案中预测单井第1年平均日产气量为7.1万立方米/日，通过简单类比，测算其单井初始产量约9.5万立方米/日。实际生产情况与开发方案中测算的初始日产气量基本一致。
本区块平台产量剖面按照6口井同步投产，分高、中、低三种产量方案预测。低方案单井初始产量是8万立方米/日，中方案单井初始产量达到10万立方米/日，高方案单井初始产量达到15万立方米/日。
参照美国类似盆地典型页岩气井年自然递减率参数，按照递减率前4年分别为65%、35%、20%和10%，第5年开始保持在5%水平预测产量曲线。在该递减率下，单井前10年采出气量可达最终可采储量的77%，接近北美平均值的80%。评价期确定
结合页岩气生产特点和地质气藏认识，参照相邻区块井区开发方案预测单井产量剖面，以日产水平低于弃置产量时点确定评价期。综合分析，本项目评价期确定为10～15年较为合适。
考虑到页岩气井中后期可能有部分吸附气产出，后期生产特征类似煤层气，可将评价期暂定为15年。成本费用测算
1)单位操作成本确定。
页岩气单位操作成本受产量影响很大，初期较低，中后期会随着产量剧烈衰减而快速上升，尤其是转入增压开采、机械排液采气阶段后操作成本将大幅增加。
本区块开发方案单位操作成本取值参照了四川盆地复杂气藏的平均操作成本。
2)油气资产折耗计提方式确定。
为了尽快获得产量、回收投资，页岩气通常采用井口定压方式生产，初期产量很高，但递减很快，中后期产量很低。如果采用直线法计提折耗会造成初期计提不足、后期无法足额计提的情况。
本区块采用产量法计提折耗，以单井最终可采储量的80%作为单位产量折耗计算基础，确保10年内实现足额计提。
3)弃置费用计提标准。
蜀南地区地表地形复杂，后续弃置恢复费用更高。从现场实施情况看，在蜀南地区建设可以容纳6口水平井规模的平台，建设投资可高达1000万元。
页岩气开发项目弃置费用应包括两部分费用：一是气井、集输和处理设施弃置费用，可按照建设投资的10%考虑;二是平台弃置费用，本项目按平台建设投资的30%考虑。
弃置费用计提方式参照油气资产折耗计提方法，作为一项单独的资产一同计提折耗。页岩气开发财政补贴及税率参数
中央财政对页岩气开采企业给予补贴，2014-2015年、2016-2018年、2019-2020年补贴标准分别为0.4元/立方米、0.3元/立方米、0.2元/立方米，2020年以后将根据实际情况适时调整补贴政策。
页岩气开发项目税费主要包括增值税、城市维护建设税、教育费附加、资源税、所得税等，税率参数与常规气田开发项目一致。收入计算
本区块生产的页岩气(脱水后)就近接入外输管道，结算价格按照1.795元/立方米(不含税)计算。平台产量以预计平均单井产量为基础，以90%的开发井成功率计算;商品率取值98%，按照商品量和结算气价计算营业收入。
补贴收入按照中央财政对页岩气开采企业给予的补贴标准和商品量计算。财务分析结果
蜀南某区块H6平台不同生产方案的经济评价结果见下表。由表中可见，单井初始产量为8万立方米/日的低产方案，即单井第1年平均产量约6万立方米/日，即使单井钻完井投资控制在5500万元，项目税后财务内部收益率仍为负值，项目亏损。
单井初始产量达到10万立方米/日的中产方案，即单井第1年平均产量约为7.5万立方米/日，当单井钻完井投资控制在6000万元以下时，项目税后财务内部收益率可以达到7.7%;如果控制在5940万元，则可以达到8%的基准收益率要求;当单井钻完井投资控制在5500万元以下时，项目税后财务内部收益率可以达到10.5%，经济效益较好。
单井初始产气量达到15万立方米/日的高产方案，即单井第1年平均产气量约为10.5万立方米/日，即使单井钻完井投资达到6500万元，项目税后财务内部收益率仍可高达13.2%，超过12%，页岩气开发经济效益较好，并且有较强的抗风险能力。
敏感性分析
综合气藏、钻井、采气、地面工程等各方面因素，页岩气单井初始日产气量达到10万立方米(单井第1年平均日产气量约为7.5万立方米)、单井钻完井投资控制在5500万元的概率最大，因此以该组合方案作为基准方案。在基准方案下，所得税后财务内部收益率为10.5%，财务净现值2431万元，投资回收期6.65年。到第14年和第15年，项目净现金流已经转为负值，符合前述关于页岩气开发项目合理评价期为10～15年的判断。
通过对产量、页岩气价格、建设投资和经营成本因素进行敏感性分析，显示页岩气产量、价格和建设投资对项目的内部收益率影响最大，经营成本影响程度最低。如果在上述基准方案(单井钻完井总投资5500万元、单井平均初产10万立方米/日)基础上气价或产量之一降低5.5%，或者建设投资增加8%，则页岩气平台项目难以达到8%的基准收益率要求。经济评价结论
四川盆地页岩气勘探开发尚处于早期阶段，适宜以平台为单位进行页岩气开发项目经济评价，这一评价模式的最大优点是能及时评价每个最小开发单元，及时支持滚动开发现场决策，及时规避地质、工程、产量和气价风险。
在遇到资源丰度和地层压力系数等主要参数发生变化的情况下，以平台为单位进行经济评价，以效益为中心，反向支持优化平台选址、井数布置，以及水平段长、分压段数、单段压裂规模等具体设计指标，通过充分优化设计确保每个平台在经济上可行。
目前，在该区块井区页岩气资源条件、气价和成本水平下，单井钻完井总投资控制在5500万元以下，只要平台单井初始日产气量达到9.45万立方米(单井投产第1年日均产气量约为7.09万立方米)以上，页岩气开发就能够实现8%的基准收益率。
如果单井钻完井投资不能控制在5940万元以下，即使单井初始日产气量达到10万立方米(单井投产第1年日均产气量约为7.5万立方米)，仍不能够达到8%的基准收益率要求。四、建议页岩气开发属于资金和技术密集型产业，现阶段中国工程技术企业在页岩段大位移水平井钻完井、体积压裂、微地震监测等核心工程技术方面，还需要进一步提升和完善;“工厂化”作业模式需要进一步实践，继续提高作业效率，降低工程成本。
蜀南地区地表环境导致钻前工程和供水工程投资较高，政策环境提高了安全环保成本。企业筹融资成本仍然较高，决定了企业期望较高的内部收益率水平。
2014年下半年国际原油价格快速下行，2015年国家下调了各省天然气门站价格，降低了页岩气销售价格预期。2015年，国家调低了2016-2020年页岩气财政补贴标准，业内预期的资源税和增值税减免政策仍未落地，这对处于起步阶段的页岩气产业发展极为不利。
上述案例表明，在四川盆地某区块井区埋深适中、资源丰度高、压力系数高、储层改造难度小的“甜点”区域，6口井规模的单个页岩气开发平台有望实现8%的基准收益率目标。但从机会成本考虑，页岩气开发属于微利项目，企业投资积极性不高。
规模开发页岩气对中国清洁能源发展战略意义重大，相比进口天然气也有较强的竞争力。虽然在国家一系列政策的支持下，中国页岩气产业顺利起步，进入发展初期阶段，但仍离不开国家强有力的扶持政策。
国家在降低行业准入门槛、鼓励多种资本进入的同时，应继续在鼓励企业实物工作量投入、降低税负、降低筹融资成本方面给予政策扶持，提高页岩气开发项目的经济性和吸引力。
因此，建议按照较高标准长期延续财政补贴政策，加大企业研发资金支持力度;尽快研究出台增值税“先征后返”或“即征即返”政策;积极研究出台专项金融扶持政策，为企业提供较低成本的专项信贷支持，或者对页岩气开发项目给予投资贴息或部分建设资金支持等。
