在千呼萬喚之下，頁巖氣的第三次招標目前仍未啟動。面對技術、成本、開發模式、環境保護等種種藩籬，政策和資本在遲疑中徘徊。經歷前期的一陣狂熱之後，頁巖氣會就此冷卻嗎?

　　近日，記者採訪了國土資源部政策制定者、頁巖氣領域權威專家學者以及川渝地區頁巖氣開發者，試圖從川渝的頁巖氣開發狀況，解讀目前中國頁巖氣開發的最新進展與種種困境。

　　頁巖氣第三輪招標的具體時間遲遲未定，官方的表態亦停留在“暫無時間表”。今年10月，國土資源部突然宣佈要求第一輪招標中標的中石化和河南省煤層氣公司繳納相當數額的違約金並核減區塊面積，這也被外界認為是國土資源部對“圈而不探”處罰。

　　11月27日，在成都召開的第四屆中國頁巖氣發展大會期間，國土資源部地質勘察司油氣管理處處長楊永剛在接受 《每日經濟新聞》記者採訪時表示，頁巖氣區塊招標最快可能在明年上半年進行，對招標制度的修訂亦正在研究當中。

　　近年來，頁巖氣在國內掀起了前所未有的投資熱潮。隨著開發的深入，商業化和規模化的難題逐漸浮現。“我們擔心市場不理智。”楊永剛表示，前幾年他們一個勁給市場降溫，現在溫度降下來了。但市場也不能忽冷忽熱，國家要的是資源開發和市場前景，企業要的是利潤，這兩點應該統一。

　　第三輪招標機制謀變/

　　頁巖氣在2011年被列為獨立礦種，通過招投標的方式設置礦業權，其中包括勘探權和開採權，與石油、天然氣的礦權區別對待。目前，國土資源部已經發佈54個探礦權，勘探面積17萬平方公里，主要集中在四川盆地及周緣地區，累計投入超過200億元。

　　在頁巖氣領域的會議上，業內人士對第三輪招標啟動的時間較為關注，而國土資源部最近的一次官方表態在今年7月召開的新聞發佈會上。國土資源部地質勘查司副司長車長波表示，第三輪頁巖氣探礦權競爭出讓準備工作正在進行，已初步形成了競爭出讓方案、選定了競爭出讓區塊，待所有準備工作完成後，將適時通過競爭方式向社會出讓新的頁巖氣探礦權區塊。

　　然而到了年底，第三輪招標仍未有啟動跡象。一位業內人士感嘆，去年初業內就傳第三輪招標會在2013年底進行，今年初又説會在2014年底啟動，現在看來只能等2015年。

　　對此，楊永剛在第四屆中國頁巖氣發展大會上公開表示，對區塊所在地狀況要協調好，這些工作正在推進。把盡可能多的區塊放到市場當中，這也涉及一些法規的修改，現在改革講究有法有據，走完法律程式，正式實施之後再開展相關工作。“如果快的話明年上半年應該差不多了。”

　　事實上，在頁巖氣的礦權管理和招標機制上，將礦權下放至省級管理的呼聲一直很高，不少專家認為這樣更有利於調動地方政府積極性。對此，楊永剛表示，“我們將在堅持油氣礦權中央一級登記的前提下，探索部省兩級的監管體系，增加監管力量做到放而不亂，並協調好企地關係。”

　　為了加快頁巖氣産業化，國土資源部在第二輪頁巖氣招標中宣佈開放民企投標資格，試圖打破第一輪招標國企獨大的局面。而第二輪招標中不乏涉及上市公司的案例，作為非常規能源概念，資本市場對頁巖氣異常關注。

　　“推進中國頁巖氣發展的政策方面的核心是開放市場。”楊永剛表示，招標投標法對資源區塊配置有不太適應的地方。頁巖氣招標的目的不是收錢，而是讓大家投入。

　　楊永剛對記者表示，招標制度的改變正在研究，“沒必要炒作招標，要一步一步來，要積極也要穩妥。我們可以壓縮發展的時間，但是程式是不能跨越的。”

　　圍而不探?中石化繳800萬違約金/

　　在頁巖氣資源開發及其相關領域，無論是知名央企、地方國企，還是上市公司、民營企業都想分一杯羹，但在實際的開發上其實並不“熱”。

　　今年以來，從殼牌宣佈縮減在川投資到國家調低頁巖氣産量目標，頁巖氣的開發似乎開始“遇冷”。開發難度成為企業不得不面對的難題。

　　11月3日，國土資源部公佈，在首批兩個頁巖氣招標區塊探礦權勘查期滿處置結果中，中石化和河南煤層氣公司因未完成承諾的勘查投入比例，分別繳納違約金約800萬元和600萬元，並被核減勘查區塊面積。楊永剛在公開發言中表示，上述2家企業繳納的是違約金不是罰金或罰款，也不是處罰。“作為中國頁巖氣招標第一個吃螃蟹的人，我們應該給予掌聲。”

　　楊永剛表示，違約金是按照取得區塊時與國土資源部簽的合同，是按合同辦事。此外，上述兩家公司拿到區塊之後的投入遠遠高於國土資源部的最低要求，開發不達預期主要是他們對地質條件的複雜程度和資源的認識程度不清等客觀原因造成。

　　另一個層面，楊永剛也表示，這也反映了頁巖氣礦權的有進有出。國家要的是資源開發和市場前景，企業要的是利潤，這兩點應該統一起來。國土資源部的頁巖氣發展思路是“放開市場、盤活區塊、激發活力、加強監管”。

　　“招標為什麼搞這麼複雜?我們就是怕企業不積極，擔心市場不理智。”楊永剛表示，中小企業剛開始積極性很高，後來發現難度大，最後沒信心就走了。就怕這樣忽冷忽熱，而且熱情掉下來了，再想上去就難了。

　　事實上，頁巖氣區塊開發進展一直受外界質疑，大部分頁巖氣區塊被認為開發緩慢。對此，楊永剛特別説明，油氣勘察週期一般7~10年，目前21個頁巖氣招標區塊中，2個區塊勘察了3年多，另外19個勘察還不到2年，四川盆地從正式做頁巖氣也就5年時間。很多中標企業都是剛進入的市場主體，取得突破需要更長的時間。

　　楊永剛表示，目前我國油氣勘察開採市場存在競爭不足、活力不夠等問題，新的頁巖氣開發企業又面臨缺乏經驗、人才和抗風險能力不夠等問題。“目前國土資源部正在組織油氣督查員對全國頁巖氣勘察開發進行督查，以了解最新的進展，發現問題及時解決。”

　　成本篇

　　“工廠化”降頁巖氣開採成本:單井3000萬追平美國?

　　“降成本，還是降成本。”在11月27日召開的中國頁巖氣發展大會上，業內人士最關注的始終還是頁巖氣的開採成本。從地質勘探到井場建設，從鑽井到壓裂，從裝備到管理，成本是中國頁巖氣開發繞不開的話題。

　　“降低單井成本的空間肯定是有的，不過這就像海綿裏的水，越到後面越難擠出來。”中石化西南石油工程公司鑽井研究院副院長羅朝東對《每日經濟新聞》記者表示，在頁巖氣各個環節中，壓裂佔據60%成本，中國在降低壓裂成本方面仍然有瓶頸。

　　此外，國土資源部礦産資源儲量評審中心研究員李玉喜表示，如果在技術操作方面實現集約化管理，單井成本應該是能大幅降低的。一位業內資深人士推測，單井成本降至3000萬元，從而達到美國水準並非不可能。

　　壓裂降成本遇瓶頸

　　相比國內近億元的單井成本，業內人士估算，美國單井成本僅有中國的30%。貝克休斯(中國)油田服務有限公司北亞區戰略性業務拓展經理卜范慧在此前接受記者採訪時表示，從鑽井週期、鑽探成本，甚至井面的建設費等多方面來看，目前國內成本都遠高於美國。

　　按照行業標準，頁巖氣單井的成本主要由地面工程、鑽井、壓裂等部分組成，目前國內頁巖氣降成本的主要制約來源於壓裂。“涪陵區塊焦石壩的鑽井天數已經從過去的100多天降到現在的40天了，這意味著鑽井成本的大幅下降。”羅朝東表示。和鑽井成本相比，目前壓裂的成本是最大的，佔到單井總成本的60%。

　　事實上，在降低壓裂成本方面美國有很多先進經驗，羅朝東分析，比如幾口井同時壓裂，減少搬遷費用;重復使用壓裂液，壓裂液反排後進一步使用;分段壓裂分得更細，有針對性地使用支撐劑等。

　　前述業內資深人士表示，分段式壓裂考驗頁巖氣技術的精細化程度，美國的分段壓裂最多可細化到90多段，開採效率更高，而中國分段式壓裂多在10~20段左右，電腦建模都只能達到37段。

　　此外，由於頁巖氣水壓裂的原理是通過大量摻入化學物質的水灌入頁巖層，進行液壓碎裂以釋放天然氣。因而受到不少學者的質疑，認為水力壓裂技術不僅浪費大量的水資源，還可能導致氣井附近出現地下水污染。

　　探路井工廠模式

　　羅朝東坦言，目前國內頁巖氣普遍處於投入大、産出少、回報慢的初級階段，一個區塊的勘探和開發技術沒有取得實質性突破的時候，社會資本大規模涌入是有風險的。

　　“不是每一個公司都能像油氣巨頭那樣拿出好幾十億來進行前期投入，目前頁巖氣的投入和産出是不成比例的，很多公司的資金和技術條件決定了它們經不起巨大的前期虧損。”羅朝東認為，從長遠看放開頁巖氣市場，引導社會資本進入肯定是有好處的，但在條件不成熟的時候大量進來容易導致社會資本的巨大浪費。

　　面對成本難題，“兩桶油”在川渝地區顯然走在全國最前列。中石化的涪陵項目和中石油的長寧-威遠項目幾乎代表了中國最先進的頁巖氣開發模式。

　　“沒有最先進的技術，只有最經濟適用的技術。”中石化石油工程技術服務有限公司副總經理劉汝山在第四屆中國頁巖氣發展大會上表示，探索頁巖氣的經濟開採模式，為大規模工業化開採做準備是中國頁巖氣産業發展的中心任務。劉汝山認為，“對中石化油服來説，我們的探索才剛剛開始。”

　　值得注意的是，在中石化和中石油方面介紹各自經驗成果時，“工廠化”模式的應用都被重點提及。中國科學院院士、非常規油氣協同創新中心主任高德利也在會議上表示，單井成功或者鑽井壓裂成功還不足以賺大錢，甚至還賺不了錢，通過井工廠的模式批量化生産才是解決之道。

　　值得注意的是，美國緻密砂岩氣、頁巖氣開發，英國北海油田、墨西哥灣和巴西深海油田，都採用工廠化作業的方式。高度集中的流水線施工和作業，使開採成本大大降低。“一個井場同時打4到6口井，這就節省了前期投資，提高了開發效率，而且縮短了鑽井週期。”卜范慧此前對《每日經濟新聞》表示，工廠化模式在國內很早就有試水，今年開始大規模應用，這也是今後頁巖氣開發的方向。

　　單井成本追平美國?

　　除了在“工廠化”模式上的探索，也有部分專家將目光集中在了頁巖氣的管理成本上。李玉喜表示，降成本要從粗放走向集約，技術、資金、人才都有，現在需要提升的是管理。把多個工種都集合起來，這是很大的管理挑戰。

　　“在中國油氣開發上，我覺得管理成本還有很大的降低空間。”國土資源部地質勘察司油氣管理處處長楊永剛在上述會議上也公開表示，政策是圍繞著效益來的，而效益是靠降低成本來體現。降低成本首先是靠技術進步，另外就是規模化開發，降低管理成本。

　　事實上，要實現這種集約管理並不容易。“不單單是組織管理問題，更是技術管理問題。”李玉喜表示，從優選目標區，到部署井位，實施鑽井，再到壓裂，各方面都需要銜接起來，可能單項技術都可以，把所有東西都弄到一起就不見得了。同時前面工作要考慮後期工作便於操作和目標實現，這都是管理問題。

　　目前，我國頁巖氣單井成本離美國水準差距還比較大，中國的成本水準大概是8000萬元一口井，美國水準是單井3000萬元。一位業內資深人士認為，“如果在技術操作方面實現集約化管理，單井成本應該能大幅降低。”降低的程度不用多，能達到美國水準就夠了，很多地方只要能達到美國水準都是賺錢的。他表示，單井成本3000萬元，産3000萬立方米氣就賺錢了，而現在至少得有8000萬立方米的産量才行。

　　而另一位業內專家認為，中國的單井成本降低到3000萬元更多的是理論數值。3000萬元人民幣已經是美國能做到的極限了，而且美國的頁巖氣儲存深度、管網運輸等都比中國更具優勢。

　　樣本篇

　　川渝佔盡天時地利 頁巖氣開發經驗恐難複製

　　作為全國僅有的兩個國家級頁巖氣示範區，重慶涪陵區塊和四川長寧-威遠區塊的一舉一動都牽動著業界的神經，關於川渝經驗能否複製的討論也從未停止。

　　中石化江漢石油工程有限公司測錄井公司相關負責人在11月27日的第四屆中國頁巖氣發展大會上表示，目前涪陵區塊已累計鑽井約100口、完井近70口，完成試氣40余口，年累計産氣超過9億方。涪陵頁巖氣已實現100%的商業化銷售。

　　“事實上，涪陵區塊的某些單井産量已高過美國水準。”中石化西南石油工程公司鑽井研究院副院長羅朝東對《每日經濟新聞》記者介紹，頁巖氣儲存識別與評價、大型壓裂、“井工廠”等一系列關鍵工程技術都在川渝頁巖氣區塊中取得了突破，在技術與裝備方面對其他頁巖氣區塊有著重要借鑒意義。

　　然而，羅朝東也指出了川渝頁巖氣佔盡了“天時地利”，在地理條件上不具備可複製性。川渝頁巖氣的儲量豐富、埋藏較淺、離水源較近，“尤其是涪陵，地表和地質條件俱佳，周圍的配套管網和用戶需求都太好了，其他區塊很難如此理想。”

　　川渝探路商業化

　　從美國頁巖氣開發經驗來看，早期示範區塊的帶頭作用非常明顯。美國Barnett頁巖區在2000年初率先開發，在Barnett頁巖區的成功帶領下，其他區塊逐漸形成規模化開採，並在2010年後迎來爆發增長。

　　率先掛牌頁巖氣國家級示範區的四川長寧-威遠區塊和重慶涪陵區塊，在儲量、産量和商用方面都走在全國前列。中石化石油工程技術服務有限公司副總經理劉汝山認為，包括中石化、中石油、中海油、延長石油在內的“國家隊”有著數十年石油地質經驗，代表了中國頁巖氣開發的最高水準。其開採經驗為其他區塊和開發企業了解頁巖氣藏特性，獲得鑽井、壓裂和投産經驗等方面都提供了寶貴的第一手資料。

　　據《中國石油報》報道，中石油在長寧-威遠的頁巖氣戰略自2007年開發以來分為三個階段，第一步，地質評價，回答有無資源問題，選定優質開發區塊;第二步，産能評價，開展提高單井産量的先導試驗，確定水準井為主要井型;第三步，放大試驗，商業開發，建成規模産能。目前，長寧—威遠國家級頁巖氣示範區進入第三步階段，並提出“2015年産氣20億立方米”的目標。

　　10月29日，隨著威204井外輸控制閥門的開啟，威遠區塊頁巖氣流入川渝管網，進入外輸商用階段。重慶涪陵區塊則在2013年底傳出成功規模商用的消息。今年3月24日，中石化宣佈涪陵頁巖氣田勘探獲得重大突破，將以原計劃10倍的産能，提前加速進入頁巖氣大規模商用開發，並且在2017年建成百億方産能。

　　廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強認為，在輸氣管道壟斷、終端銷售價格機制尚未形成的當下，頁巖氣開發存在諸多不確定性，目的為賺錢的民企不願意冒這麼大的險。所以，“國企先走一步，做一些示範還是非常必要的”。林伯強表示，國企先以較快速度發展起來，在開採技術、盈利模式等方面做出示範。與此同時，民企也要慢慢發展，保住市場先機。

　　外部環境難複製

　　涪陵、長寧-威遠區塊取得的突破，讓資本又一次燃起了對頁巖氣的信心。羅朝東告訴《每日經濟新聞》記者，涪陵頁巖氣的鑽井天數已經從過去的100多天進步到40多天了，鑽井成本大幅下降，其鑽井設備、技術和一體化的管理經驗對其他區塊具有樣本意義。

　　“涪陵區塊的頁巖氣工程技術和裝備製造都可以複製到其他地方。”中國石化石油工程機械有限公司總經理謝永金錶示，目前已經在長寧威遠等地大量應用了。但在鑽頭、鑽具等鑽探工具上還要根據不同地質情況做匹配。

　　不過，從外部條件看，川渝頁巖氣仍有很多別的區塊難以複製的有利因素。就儲量而言，公開數據顯示，面積為283.56平方公里的涪陵焦石壩主體頁巖氣三級儲量達到2402.36億方，豐度接近於8.5;整個川東南探區的資源儲量為2.1萬億方;焦石壩主體的頁巖氣田還是不含硫化氫的優質天然氣幹氣氣藏，連脫硫都不需要。

　　頁巖氣在壓裂過程中需要大量的水，而水源豐富、頁巖井離水源近，又成了川渝兩大示範區的第二個重要優勢。事實上，即便是離水源近，頁巖氣井仍有面臨耗費大量精力卻最終徒勞的風險。一位不願具名的業內人士坦言，四川有一口井為了壓裂用了4.6萬方水，創造了世界紀錄，結果發現那口井根本沒氣。“錢和水資源就這樣打了水漂。”

　　在楊永剛看來，川渝頁巖氣雖然在點上取得了一些突破，但是在面上還沒有完全推開。廣發證券研報顯示，除了資源和技術方面的巨大優勢外，中石油中石化與地方政府的良好關係也是眾多民企難以企及的。為促進本地頁巖氣的開採各地方政府如四川、貴州都為試驗區內頁巖氣勘察開發營造良好的外部環境，保障頁巖氣勘察開發用地用水等方面的需求。

　　前景篇

　　油價暴跌難擋頁巖氣“錢景”2020年300億方目標偏保守

　　近日，在原油價格“跌跌不休”之下，國內成品油價格也在不斷走低，作為非常規能源的頁巖氣處境有些尷尬。但在不少業內人士看來，頁巖氣前景依然可期。

　　國務院最新發佈的《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》(以下簡稱《行動計劃》)明確提出，到2020年中國頁巖氣産量要達到300億立方米，與此前的規劃相比，下降了一半。對於這一最新目標，有業內專家表示，目標已經偏保守，僅中石油、中石化在2020年就可以實現大半産能目標。

　　“原油價格下跌對中國頁巖氣的影響不大。”國土資源部地質勘察司油氣管理處處長楊永剛在接受《每日經濟新聞》記者採訪時表示，頁巖氣價格與天然氣掛鉤，而國內天然氣價格目前還是政府定價，因此受到國際原油價格下跌衝擊不大。從中國的資源和市場需求來看，未來中國油氣增長空間主要是在頁巖氣等非常規領域。

　　頁巖氣産量目標減半

　　近年來，中石化、中石油、中海油等國內各大能源巨頭都在積極開發非常規能源。今年以來，頁巖氣開發商業化的難度漸漸浮現，成為開發企業不得不面對的問題。

　　廣發證券今年初發佈的研報認為，由於國內天然氣價格低迷和開採成本高企，頁巖氣開採普遍難以盈利。對此，多位業內人士也認為，頁巖氣開發目前在中國還處於初級階段，開發成本高和鑽井週期長依然是困擾頁巖氣開發的瓶頸。

　　國家對頁巖氣的産能規劃也悄然發生改變。2012年國家能源局發佈的 《頁巖氣十二五發展規劃 (2011~2015年)》中，對2020年産量的展望是600億~1000億立方米。但國務院最新公佈的《行動計劃》明確提出，到2020年頁巖氣産量力爭超過300億立方米。相比起此前的規劃，産量消減超過一半。

　　不過，在多位專家看來，300億立方米的目標有些偏保守。國土資源部礦産資源儲量評審中心研究員李玉喜在近日舉行的第四屆中國頁巖氣發展大會上表示，據預測，2014年我國頁巖氣産量將達到15億立方米，在2015年頁巖氣産量中，中石油將佔到26億立方米，中石化佔35億立方米，合計62億立方米。如果考慮其他地區産量，總體基本能達到規劃目標。

　　對於我國2020年的頁巖氣産能目標，李玉喜預測，在現有體制不變的情況下，2020年頁巖氣産量在260億~360億立方米，其中中石化在120億~150億立方米;中石油在130億~200億立方米;其他企業頁巖氣産量在10億~20億立方米。

　　談及中國頁巖氣開發前景，李玉喜認為，如果將四川盆地龍馬溪組頁巖氣有利區全部投入開發，動用3萬億立方米的可採資源量，可以基本實現此前規劃的到2020年頁巖氣産量達600億~1000億立方米的目標。

　　原油降價難改頁巖氣發展趨勢

　　當國際原油價格持續下跌，國內成品油零售價即將迎來“九連跌”之時，大宗商品市場的震蕩已經逐漸改寫産業鏈上下游的生態圈，國內頁巖氣開發是否會受衝擊成為業內熱議的話題。

　　過去幾個月來，國際市場原油價格已下跌近30%。截至11月29日，布倫特原油價格跌至每桶70.02美元，盤中一度跌破70美元關口，創近4年新低。受此影響，國內成品油零售價格“九連跌”似乎已是板上釘釘，不過財政部、國稅總局發佈通知，自11月29日零時起汽、柴油消費稅額每升分別提高0.12元和0.14元，折合每噸影響汽、柴油價格分別提高225元和220元。兩個因素抵消，國內成品油價格維持不變。

　　有分析師對記者表示，從整體上看，油價下跌將給整個石化産業帶來壓力，其中煤炭、天然氣、頁巖氣所受衝擊比較大。現在大部分民企都比較謹慎，油價不斷下跌，尋找替代能源的積極性隨之減弱，畢竟頁巖氣開發成本較高。

　　多位頁巖氣專家認為，原油價下跌不會阻擋頁巖氣的發展大勢。楊永剛表示，從長期來看，國際油價下跌很難影響頁巖氣的價格。中國會成為能源消費增長的第一大國，未來20年化石能源仍是中國能源的主體，而煤炭的比重將緩慢下降，天然氣的比重將持續上升。

　　“未來中國油氣增長空間主要是在頁巖氣等非常規能源領域，我們對這一點應該堅定信心。”楊永剛表示，只要有資源基礎，有市場需求，其他的問題都可以通過努力解決。

　　觀點篇

　　加拿大非常規能源協會主席道森: 中國頁巖氣開發不能簡單照搬北美模式

　　隨著頁巖氣開採技術的進步和産量的增加，北美天然氣價格逐漸下跌。加拿大非常規能源協會主席邁克爾·道森在近日舉行的第四屆中國頁巖氣大會上表示，在頁巖氣革命的影響下，北美天然氣已經出現供過於求的現象，加拿大正在尋找替代的天然氣出口市場。

　　除了價格之外，天然氣運輸基礎設施和管道承載能力的日趨飽，以及頁巖氣開採過程中面臨的環保壓力，也是北美頁巖氣開發進程中面臨的兩大挑戰。

　　對於中國的頁巖氣開採，邁克爾·道森告訴記者表示，不能完全照搬北美經驗。中國總想快一點，但二者在地質條件、配套設施等方面都不盡相同，況且北美經驗亦面臨諸多挑戰，完全依照北美的發展模式並不可取。

　　北美頁巖氣面臨兩大挑戰

　　“改變油氣行業格局，是北美地區能源界對頁巖氣意義的慣常定位。”邁克爾·道森稱，頁巖氣在北美能源舞臺上扮演著重要角色。由於頁巖氣，北美從2005年開始由傳統的原油、天然氣進口國，逐漸變為出口國。

　　事實上，北美頁巖氣的爆髮式增長，除了有賴於本身豐富的頁巖氣儲量外，很大程度是由於技術進步推動産能提升。

　　據邁克爾·道森介紹，對地質結構認識的不斷增強和技術的提高，使北美鑽一口油氣井的天數只需要20天，週期比過去縮短了一半。水準井技術和多級分段壓裂技術已實現精細化，目前頁巖氣新井中85%使用水準井技術，將優質的頁巖氣單井連成片形成“井工廠”，這也是提高頁巖氣開採效率的有效途徑。

　　美國能源協會此前預計，到2035年，頁巖氣産量將達到美國天然氣總産量的49%，構成未來美國的核心能源。邁克爾·道森認為，頁巖氣革命帶來了北美天然氣産量劇增，加拿大面臨著天然氣供大於求、價格走低的局面。

　　此外，隨著頁巖氣産量的增長，北美運輸天然氣的基礎設施和管道能力亦呈現出飽和趨勢。邁克爾·道森表示，管道運輸能力的高低直接投射到同樣産量、不同區域的氣田上，表現出顯著的價差。

　　北美頁巖氣市場還飽受環境問題的壓力。“壓裂帶來的地下水保護問題、井口密度問題、噪音問題等方面的環境挑戰，都是加拿大目前需要正著力應對的。”邁克爾·道森坦言。

　　中國發展頁巖氣需要耐心

　　從北美經驗來看，包括頁巖氣、緻密油在內的非常規油氣的産量變化，都呈現出典型的衰減趨勢。邁克爾·道森分析稱，尤其是在開採初期，頁巖氣到第三年産量將降至第一年的80%。開發公司為了保持增長和維持總産量，就要鑽更多的井以抵消單井生産的衰減。

　　擁有豐富頁巖氣儲量的中國，也迅速進入頁巖氣開發的熱潮中。在業內人士看來，北美頁巖氣單井成本在3000萬~4800萬元，而中國的成本在7000萬~8000萬元，低成本、高效率、商業化程度高的“北美模式”順理成章地成為中國頁巖氣的前進榜樣。

　　不過，邁克爾·道森在接受記者採訪時表示，北美與中國的頁巖氣地質條件不同，油氣工業發展歷史也遠遠早于中國，還有密集的管網、大量的頁巖氣上下游企業，二者處於不同的背景，“北美模式”無法在中國簡單複製。

　　北美的頁巖氣埋藏淺且地形平坦，打一口1000多米深的井就能産氣，而中國的頁巖氣富集區基本位於山區且地質斷裂層較多，打井深度往往要超過3000米才能産氣，這就決定了中國的頁巖氣開發成本很難趕超美國。

　　在邁克爾·道森看來，中國發展頁巖氣一定要有耐心，中國有豐富的儲量和廣闊的市場，給産業多一點時間，美國也是經歷多年摸索才把成本降下來，中國還需要一個過程。