页岩气产量成倍增长

1. 解决我国“气荒”问题的根本在于积极加大上游勘探开发投入。

天然气储量方面，我国完全可以满足自给自足，之所以存在供给相对不足的原因在于勘探开发和管道建设的投入相对不足。

受资源禀赋限制，我国天然气主要增量在于非常规开采。虽然已经将页岩气确定为独立矿种，对勘探开采权开放并进行了两次招标，但由于开采初期投入较大且采收率低导致产量存在较大不确定性，页岩气开发中仍然鲜有民企参与。国内目前已建成大规模投产的页岩气田集中在四川盆地，开采方为中石化汉江油田、中石油西南油田及中石油浙江油田等公司。

2.补贴减税齐上阵，页岩气产业获得较大力度的政策支持。

财政部、国家能源局于2015年4月17日印发关于页岩气开发利用财政补贴政策的通，2016-2020年，中央财政对页岩气开采企业给予补贴，其中：2016-2018年的补贴标准为0.3元/立方米;2019-2020年补贴标准为0.2元/立方米，对于目前1.5元/立方米左右的压缩天然气(CNG)井口价来说补贴力度很大。另外，2018年3月31日，财政部、税务总局印发关于对页岩气减征资源税的通知，自2018年4月1日至2021年3月31日，对页岩气资源税(按6%的规定税率)减征30%。

3. 2020年规划实现页岩气产量300亿立方米

18-20三年CAGR高达49.93%。2016年9月14日国家能源局印发《页岩气发展规划(2016-2020年)》，将2020年的目标设定为“在政策支持到位和市场开拓顺利情况下，2020年力争实现页岩气产量300亿立方米”，“十四五”及“十五五”期间，我国页岩气产业加快发展，海相、陆相及海陆过渡相页岩气开发均获得突破，新发现一批大型页岩气田，并实现规模有效开发，2030年实现页岩气产量800-1000亿立方米。据我们统计，2017年全国页岩气产量为90.25亿立方米左右，若要实现规划的300亿立方米/年的生产目标，则2018-2020年间页岩气产量年复合增长率将至少要达到49.93%。结合中石化和中石油曾公开提出2020年四川盆地页岩气产量目标分别为150-180亿立方米/年和120亿立方米/年，页岩气行业已经度过从“0到1”的幼稚期，行业整体正处于从“1到N”的爆发期前夕，页岩气产量在未来三年有望几何倍增长。

4. 相较于传统油气资源，页岩气具有气层压力低、单井产量较低、产量递减快等特点，给产权方的开采带来了较大的困难，但对于压裂设备、混砂设备等完井设备及钻井、固井设备及配件制造商来说，难以开采这一特性“求之不得”。

气层压力低，压裂成为初次完井必要步骤，常规油气本身由于压力较大容易自喷，压裂设备往往用于增产。而作为对比，页岩气由于压力较低因此一般不会自喷，且地下以水平井为主，必须需要压裂改造措施。根据经验来说，3-5台2000型压裂车以30-50Mpa的压力就可以满足常规油气单井压裂需要，但页岩气单井压裂可能需要多达14台以上的2500型压裂车，施工压力一般需达到50-90Mpa。因此，开采页岩气对压裂设备的需求远高于常规油气。

5.气产量递减快，压裂增产成为“常规操作”。

页岩气主要的赋存状态是游离气和吸附气，其中，在开采初期地层含大量的游离气，占主导作用，产量较高，但随着游离气的迅速减少而衰减，后期吸附气占主导，产量降低，但相对会稳定。根据相关文献，页岩气井产量在1-6个月内到达峰值之后迅速下降，此后再不采取增产措施的情况下第一年产量递减率为72%左右，第二年为86%左右，但后期产量将保持平稳，下降速度较慢。这就导致页岩气井开采周期长，需多次重复压裂以提高产能，这也就导致页岩气田在相当长的时间内(30-50年)对于压裂车等增产设备的需求增长将远远超过其总产量增速。

6. 单井产量较小，多井联动平台化生产将增加钻完井设备密度。

针对单井产量较低衰减较快的特点，页岩气开采一般采取平台化、工厂化作业，也就是在小范围内打多口井以形成规模化生产与供应。美国Barnett页岩气区块经验显示，该气田面积约1.2万平方公里，2008年钻井数量已达12125口(不含因产量下降关闭的井)，钻井密度达到了1000口/千平方公里。这一特性也就使得一个页岩气生产平台对于设备的需求量相当于多口常规油气井，虽设备可以在平台内对多口井交替重复使用，但出于时间效益等因素考虑，“以空间换时间”增加设备密度将是更加合理的方案。压裂技术不仅仅适用于页岩气等非常规油气资源的开发，更是老油田增产技术的核心环节。我国油气田大多进入到生产开发的中后期，加上处在页岩气和煤层气产业开发培育阶段，且有较大规模的国家级开发规划，未来中国的压裂技术装备市场必然在保持现有订单的基础上，将呈现较为快速和较大规模的增长。从下游客户需求来看，未来2年装备有望保持供不应求趋势。

到2020年我国压裂车面向50亿增量市场，确定性较高。其一，油价上涨叠加政策背书，市场快速升温。一方面国际油价上扬持续一年多，全球油服市场回暖已成大势，另一方面国家能源安全战略的驱动下，急需加大国内油气勘探力度，采取有力措施增加油气产量。长庆油田、涪陵气田、西南油气田等各大油田也强化油气勘探开发，夺油上产;其二，勘探开发结构变化叠加生产不均衡，带来保障压力增大。国内深井、超深井、非常规井成倍增长，打井越来越难，在今年大规模上产中更加凸显。以长庆油田为例，今年油田陇东区块计划增加300多口小井眼、致密油井，对侧钻、定向井、测井服务均提出很高的要求(一口水平井的工作时长相当于常规井的5倍);其三，部分油服产能萎缩叠加投资不足，加剧了国内供需矛盾。低油价下，国际油服公司将中国市场很多自备压裂设备厂关闭。一些民营油服企业为求现金流周转，廉价出售压裂车等设备。以上三点导致我国今年年初以来油气装备紧缺，并且这三点短期内无法改善，装备仍将保持紧缺。压裂设备告急，今年整体需求近1300台，缺口达50%。据中石油官媒估计，今年压裂车需求近1300台，需求集中在新疆致密油、长庆苏里格和西南页岩气等区域，总体设备缺口达到50%。目前国内比较大的油服公司，比如安东国内压裂只有10万水马力，和13年相比还差的远(还不如一半)，华油国内只有8千水马力，而已接到国内页岩气服务就刚性需要4 万水马力，急需大力提升压裂能力。上半年，宝石机新增订单增长超60%，杰瑞超50%，四机厂产值比去年增长107%，压裂车市场一片火爆。