2024年1月10日发(作者：)
全球油气开采动态数据
一、油气产量及分布：
1、全球油气产量及分布
截止2013年，世界已探明可采石油储量共计1211亿吨，天然气119万亿立方米。全球石油（包括原油和凝析油）产量37.64亿（参看附件1：2013年世界原油产量排名），按目前开采速度还可开采60年。天然气可采储量前五为国家依次是伊朗（占世界总量的17.9%）、俄罗斯（17.6%）、卡塔尔（13.4%）、土库曼斯坦（9.3%）和美国（4.5%）。
需澄清的一个概念，就是可采储量。并不是所有储量都可以开采，可采储量一般最多占地质储量的30%。
历年来，天然气产量排名美国次于俄罗斯，但由于美国加速开采页岩气，从2009年起，美国天然气产量高于俄罗斯。2013年美国天然气产量仍然居世界第一，占世界总量的20.5%，其次为俄罗斯（17.8%）、伊朗（4.9%）、卡塔尔（4.7%）、加拿大（4.6%）、中国（3.4%）。（参看附件2：2007～2013年世界各国天然气产量）
产量高不代表资源丰富，因为天然气产量是根据市场需求来决定的。2013年世界各国剩余可采储量占世界总量的排序为伊朗（18.2%）、俄罗斯联邦（16.8%）、卡塔尔（13.3%）、土库曼斯坦（9.4%）和美国（5.0%）。
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2、中国油气产量及分布
2013年中国石油和天然气产量稳定增长，再创历史新高。石油产量2.11亿吨，并连续4年保持2亿吨以上。中国仍然居世界第四，低于俄罗斯、沙特阿拉伯和美国。而天然气产量1209亿立方米，产量则位居世界第六；其中常规天然气产量1177亿立方米，净增105亿方立方米，同比增长9.8%，连续3年保持1000亿立方米以上；煤层气和页岩气分别超过30亿立方米和2亿立方米。全国油气当量3.2亿吨，净增1457万吨，同比增长4.6%。石油储量排名下滑两位至第14位,天然气储量仍居第11位。。
我国石油资源集中分布在渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口、柴达木和东海陆架八大盆地，其可采资源量172亿吨，占全国的81.13%；天然气资源集中分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海陆架、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南和渤海湾九大盆地，其可采资源量18.4万亿立方米，占全国的83.64%。
从地理环境分布看，我国石油可采资源有76%分布在平原、浅海、戈壁和沙漠，天然气可采资源有74%分布在浅海、沙漠、山地、平原和戈壁。
从资源品位看，我国石油可采资源中优质资源占63%，低渗透资源占28%，重油占9%；天然气可采资源中优质资源占76%，低渗透资源占24%。
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附件1：
单位：百万吨
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附件2：
2007～2013年世界各国天然气产量
单位：10m/亿立方米
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资料来源：BP公司《Statistical Review of World Energy 2014》
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三、目前世界开采油气的领先技术
美国页岩油开采的三种主要技术
众所周知，美国在页岩气开发方面引领世界前沿，但是美国在页岩油方面也是处于世界领先地位。尽管如此，页岩油开采目前依然是一个世界难题，其中关键因素是技术难关还没有获得重大突破。目前，美国一些石油开发页岩油的主要技术包括如下几种：
一、水力压裂法(Fracking)
水力压裂法(hydraulic fracturing,也称fracking)是将水（经常混合有化学物质）注入油井井，使岩石层断裂，把被圈闭的油和天然气释放出来。水力压裂法在美国北达科他州和及其它大油田广泛使用，但是在加州并不太常用，因为该州对这项技术审查十分严格。根据美国西部州石油协会(the Western States
Petroleum Association)的数据，2012年加州50,000个产油井中，只有560个使用了水力压裂法进行生产。
二、蒸汽注入法(Steam Injection)
石油公司使用的蒸汽注入手段包括：蒸汽驱技术(steam drive)和周期注蒸汽技术(cyclic steaming)。
使用蒸汽驱时，大量的水被加热，产生蒸汽后，被分别注入到油藏，使大面积的石油矿床受热升温。通过热量降低石油黏稠度，使其流向产油井。蒸汽驱技术的一个缺点是整个工序需要大量的水。周期注蒸汽技术的用水量要少得多，因为蒸汽只注入到一个井下。通过这种技术（也称为“蒸汽吞吐”法），蒸汽被存留在地下好几天时间以浸泡页岩，从而将石油释放出来，随后石油就可以从同一口井中抽吸出来。
三、二氧化碳注入法(Carbon-Dioxide Injection)
这种技术是将液态二氧化碳注入岩石，这样可以把被圈闭的油排挤出来，让其更顺畅地流入油井。这是一种较新的技术，近年来在德克萨斯州和新墨西哥州得到了广泛应用。
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四、参考资料
中国已成为全球油气领域技术研发的主力
“油气易开采时代已结束，油气产业可持续发展越来越依靠技术创新。2012年，全球油气领域首次专利申请量达到顶峰，共计2.5807万件，以中国为优先权的专利申请占54%。中国已成为全球油气领域技术研发的主力。”9月18日，国内最大的石油经济技术信息资源中心——中国石油经济技术研究院在北京发布《国外石油科技发展报告（2014）》（以下简称《报告》）。
《报告》分析，当今世界油气勘探生产面临着资源重质化、劣质化，开发条件复杂化及环保要求严格化等多重挑战。在待发现资源中，易开采的常规资源比例逐年缩小，陆上常规资源仅占11%，海上常规资源占4%，而非常规资源占比已超过一半，达52%。
为迎接未来极具挑战的资源机会，国际大石油公司争相在深水、北极、非常规及老油田提高采收率等领域展开技术创新。全球油气领域专利申请量明显增多。《报告》显示，2004年至2013年，全球油气领域平均每年申请4.7万件，与前10年相比，涨幅近1.4倍。在11个创新主力国家中，中国表现活跃，创新成果连年递增，掌握优先权的专利申请所占比例已由2003年的9%上升到2012年的54%，成为带动全球钻井、油气开采、炼油领域专利申请增长的主要力量。
发布会上，《报告》编制团队就国外老油田提高采收率技术、致密油开发关键技术、北极油气勘探开发技术、深水超深水勘探开发技术、世界重油加工技术等世界石油热点技术的最新进展，进行分析及预测。
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《报告》发布，恰逢我国“十三五”科技发展规划编制之年，将为中国石油技术创新发展规划的制定提供可靠依据。《报告》研究跟踪的技术与中国石油业务发展需求结合紧密，具有指导实际工作发展和进步的现实意义。
浅谈天然气开采装备
根据我国页岩气“十二五”规划，到2015年我国页岩气目标产量为65亿立方米。要想实现这一产量目标，未来几年内我国新增页岩气钻井数量每年都要保持在100口以上，这必然会带动大量的设备投资需求。随着页岩气招标顺利进行和勘探评价工作逐步推进，相关行业设备企业有望从中受益。
目前我国已钻完的页岩气气井只有63口，不到美国的0.07％，且多数属于实验性质。气井造价高昂，在我国南方打一口2500米的页岩气井需要投入8000万元-9000万元人民币，打一口3000米深的气井需要投入１亿元人民币左右。而美国巴奈特页岩气水平井成本仅为1700万元-2300万元人民币。2020年我国需要打2万口井，存在至少4000亿元人民币的资金缺口。
页岩气开采成本和技术水平息息相关。我国页岩气评价和勘探开发大部分技术和手段都能够国产化，但在压裂等核心技术方面仍存在技术难点，需要加强国际合作。压裂技术在页岩气开采成本中占比达到40％左右。若国内2015年之前新钻水平井1000口，则对应压裂能力为100万水马力，压裂车的市场总需求约100亿-200亿元。
图1：压裂作业主要工作原理
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图2：压裂作业流程图
压裂设备：压裂是指开采过程中利用水力作用，使油气层形成裂缝的一种方法。油层压裂工艺过程是用压裂车，把高压大排量具有一定粘度的液体挤入油层，当把油层压出许多裂缝后，加入支撑剂(如石英砂等)充填进裂缝，提高油层的渗透能力，以增加注水量(注水井)或产油量(油井)。压裂设备主要是压裂车组，通常包含压裂泵车、混砂车、仪表车和管汇车。
2006年以前，国内的压裂成套设备80%来自国外进口，2006年以后，国产压裂设备取得
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突破，目前已经全面替代国外进口产品，并已经批量出口国外。目前中石油旗下设有专门的压裂设备、连续油管设备的生产企业，中石化旗下的江汉油田四机厂是国内最大的压裂设备生产企业之一。其余的市场竞争者包括：杰瑞股份，胜利高原，兰州通用机械，中油科昊，宏华集团等。目前对于2500水马力的压裂设备，基本上由杰瑞和四机厂垄断。根据杰瑞2012年的年报，杰瑞压裂设备的市占率达到40%，和四机厂相当。压裂设备的关键零部件包括柱塞泵，变速箱，发动机，底盘等。核心技术是集成系统的控制技术，主要功能是同步控制多台发动机，变速箱和混砂撬。
表1：压裂设备主要零部件生产商
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在2013年3月举办的“第十三届中国国际石油石化技术装备展览会”上，我国首台3000马力压裂车亮相，其成套压裂装备由中国石化石油工程机械公司承担研制。据介绍，该设备最大输出功率3000马力，最高工作压力140MPa，是目前国际上最大型号的车载压裂装备。3000型压裂车主要解决了功率的问题，因为页岩气的勘探开发需要大规模的压裂作业，中国的页岩气产区地表和路况条件相对较差，大功率压裂车组能够确保在有限的井场区域内，使用较少的装备和足够的功率，完成大型压裂施工作业。3000型压裂车连续运转的可靠性强，适应页岩气大规模的压裂。其压裂技术为世界首创，核心技术达到了世界领先水平，预计两年内将规模化投产。目前杰瑞股份3100型压裂泵车也已获得工业试验成功，最大输出功率高达3100马力，未来有望成为全球最大功率的压裂车。
连续油管设备：连续油管（Coiledtubing）是用低碳合金钢制作的管材，有很好的绕性，又称绕性油管，一卷连续油管长几千米，可以代替常规油管进行很多作业。90年代以来，连续油管压裂技术和连续油管钻井技术，在工艺技术上和实际的应用中得到了较快的发展。连续油管作业设备具有带压欠平衡作业、连续起下、快速高效、对地层低伤害的特点，并且设备体积小，作业周期快，成本低，已被广泛地应用于油气田修井、钻井、完井、测井等作业，
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在油气田勘探与开发中发挥着越来越重要的作用。从北美地区来看，连续油管的需求往往和压裂以及非常规油气开发息息相关。连续油管设备需求在最近20年得到了快速发展，保有量扩大了大约300%。虽然对连续油管的需求在2011年有所停滞，但是整体增长的势头仍然延续。国内的连续油管设备制造企业主要有：杰瑞股份，中石油钻井工程研究院江汉机械研究所。烟台杰瑞的连续油管作业设备的性能和业绩超过其他竞争对手，处于第一梯队。
图3：全球连续油管车数量（单位：台）
图4：液化天然气产业链流程示意图
国内天然气储运可以根据其物理形态大致分为气态天然气的管道运输、压缩天然气（CNG）、液化天然气（LNG）。LNG是天然气经压缩、冷却，在-160°下液化而成。它以液态的形式存在，体积仅为气态的1/600，相比管道运输方式投资更小，运输更为方便灵活，不受路径限
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制，可以通过陆上运输或海上运输完成点对点运输，并且在中转地便于储存、转卖。与压缩天然气（CNG）相比，LNG压缩比更高，储存效率高，建站不受管网限制，出现泄露会立刻挥发，不易引起自然爆炸，因此安全性也更高。根据其特性，LNG适合进行长距离运输，作为汽车燃料也更适合于重卡、城际客车、公交等需要进行长距离续航的车辆。
CNG、LNG产业链相对较长，天然气被开采出来后便进入储运链条，经过净化液化处理被装入专用储罐，通过LNG槽车或LNG船从陆地和海洋两条线运输至卫星站、接气站后再进行气化，以供下游各类需求终端。相关设备包括运输管道、天然气液化设备和CNG、LNG运输、储存和供应设备、分布式能源设备等。
LNG相关装备进入高成长期。我国自2006年开始进口LNG，2010年之前仅有3座接收站投入营运,2012年底已经竣工7座LNG接收站，年接收LNG能力合计达1980万吨/年,到2015年我国LNG接收能力将达到4930万吨/年。加气站2015年前也将保持强劲增长。截至2013年5月初，在不到1年的时间内，中国新增加气站446座，总量达到2784座，其中LNG加气站占22.8%。根据建设规划，到2015年我国将建成3000-5000座LNG加气站，届时一年加气站建设量达到1500座，相当于12年的4倍。
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测井工程在井筒中应用地球物理方法，把钻过的岩层和油气藏中的原始状况和发生变化的信息，特别是油、气、水在油藏中分布情况及其变化的信息，通过电缆传到地面，据以综合判断,确定应采取的技术措施（见工程测井，生产测井，饱和度测井）。
钻井工程在油气田开发中，有着十分重要的地位，在建设一个油气田中，钻井工程往往要占总投资的50%以上。一个油气田的开发，往往要打几百口甚至几千口或更多的井。对用于开采、观察和控制等不同目的的井（如生产井、注入井、观察井以及专为检查水洗油效果的检查井等）有不同的技术要求。应保证钻出的井对油气层的污染最少，固井质量高，能经受开采几十年中的各种井下作业的影响。改进钻井技术和管理，提高钻井速度，是降低钻井成本的关键（见钻井方法，钻井工艺，完井）。
采油工程是把油、气在油井中从井底举升到井口的整个过程的工艺技术。油气的上升可以依靠地层的能量自喷，也可以依靠抽油泵、气举等人工增补的能量举出。各种有效的修井措施，能排除油井经常出现的结蜡、出水、出砂等故障，保证油井正常生产。水力压裂或酸化等增产措施，能提高因油层渗透率太低，或因钻井技术措施不当污染、损害油气层而降低的产能。对注入井来说，则是提高注入能力（见采油方法，采气工艺，分层开采技术，油气井增产工艺）。
油气集输工程是在油田上建设完整的油气收集、分离、处理、计量和储存、输送的工艺技术。使井中采出的油、气、水等混合流体，在矿场进行分离和初步处理，获得尽可能多的油、气产品。水可回注或加以利用，以防止污染环境。减少无效损耗（见油田油气集输）。
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产油方法
随着油价的飞涨，其它生产油的技术越来越重要。这些技术中最重要的是从焦油砂和油母页岩提取石油。虽然地球上已知的有不少这些矿物，但是要廉价地和尽量不破坏环境地从这些矿物提取石油依然是一个艰巨的挑战。另一个技术是将天然气或者煤转化为油（这里指
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的是石油中含有的不同的碳氢化合物）。
这些技术中研究得最透彻的是费·托工艺。这个技术是第二次世界大战中纳粹德国为了补偿德国进口石油被切断而研究出来的。当时德国使用国产的煤来制造代替石油。二战中德国半数的用油是使用这个工艺产生的。但是这个工艺的成本比较高。在油价低的情况下它无法与石油竞争，只有在油价高的情况下它才有竞争力。
通过多重工艺过程这个技术可以将高烟煤转换为合成油，在理想状况下从一吨煤中可以提炼200升原油和众多副产品。目前有两个公司出售它们的费-托工艺技术。马来西亚民都鲁的壳牌公司使用天然气作为原料生产低硫柴油燃料。南非的沙索公司使用煤作为原料来生产不同的合成油产品。今天南非的大多数柴油是使用这个技术生产的。当时南非发展了这个技术来克服它因为种族隔离受到制裁所导致的能源紧缺。
另一个将煤转化为原油的技术是1930年代在美国发明的卡里克工艺。最新的类似的技术是热解聚，理论上使用这个工艺可以将任何有机废物转化为原油。
美国页岩气开发情况分析
2013年11月27日 17:56:00 来源：能源局网站
美国页岩气的快速发展为世人瞩目，对美国乃至全球的能源格局形成了不容忽视的影响。在此我们进行介绍，以期对我国页岩气产业的发展提供借鉴。
页岩气是从页岩层中开采出来的天然气，它与煤层气、致密砂岩气一起，被称为非常规油气资源的三大品种。相对常规天然气而言，页岩气实际上是原生原储的天然气贫矿。有一个形象的说法，常规天然气好比是“大金娃娃”，页岩气相对富集的地质块体不过是“甜点”。就是这种贫矿，十年前美国的开采还微不足道，而现在已占美国天然气开采总量的约1/4，一场页岩气开发热潮正在美国上演。而且，页岩气的开发也在深刻影响着美国的能源利用和应对气候变化行动。
美国页岩气开发现状
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美国是世界上最早进行页岩气资源勘探开发的国家，开采历史可以追溯到1821年。但是，页岩致密低渗的特点导致页岩气开采难度大、成本高，在本世纪以前，页岩气大规模开发并不具有经济上的可行性。随着水平井技术和水力压裂技术的成熟，开采成本大幅下降，页岩气的商业化开发具备了可行性。
近年来美国页岩气勘探开发的发展速度惊人。2004年，美国页岩气井仅有2900口，2005年不过3400口，2007年暴增至41726口，到2009年，页岩气生产井数达到了98590口。而且，这种增长势头还在继续保持，2011年仅新建页岩油气井数就达到了10173口。
美国页岩气的大开发，提高了美国能源自给水平，美国能源对外依存度降至20世纪80年代以来最低水平。美国石油进口从2005年占石油总消费量的60％下降到2012年的42％，净进口量从1300多万桶/天降至800万桶/天。而且，美国60年来首次成为炼油产品出口国，美国在2009年已经超越俄罗斯成为最大的天然气生产国。国际能源署在2012年11月份发布一份十分乐观的预测：在2017年将超过沙特成为最大的石油生产国，到2035年美国将实现能源自给自足。
美国页岩气开发热潮出现的原因
北美大陆页岩气储量丰富。2013年，由美国能源信息署组织的研究团队对世界41个国家、137个页岩气沉积盆地进行了全球页岩气评估。结果显示，全球页岩气技术可采资源量为206.68万亿立方米，与常规天然气探明可采储量相当。其中，北美洲页岩气资源最为丰富，占全球总量的23.4%。按照国家分布情况，美国页岩气技术可采资源量为18.8万亿立方米，位居世界第四。
财政税收政策的强力支持。美国的页岩气开发不仅享受针对各种传统油气的上游开发税收优惠政策，还有专项政策和资金予以支持。1980年的通过的《原油意外获利法案》为鼓励国内非常规能源的生产，提出了专项一揽子优惠政策：对从1979-1993年钻探与2003年之前生产和销售的非常规和低渗透气藏（包括煤层气、页岩气）实施了大幅度税收减免。该法案对页岩气发展具有里程碑式的意义。接着，1990年的《税收分配的综合协调法案》、1992年的《能源税收法案》、1997年的《纳税人减负法案》和2005年的《能源法案》均延
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续和扩展了非常规能源的补贴政策和补贴范围。有专家认为，最初美国非常规资源领域天然气开发利润的30%左右来自政策优惠。
基础研究的铺垫和技术创新的推动。基础研究方面，美国政府出资并组织开展了大量的工作。美国财政专门设立有非常规油气研究基金，支持大学和研究机构就包括页岩气在内的非常规油气开发开展基础研究。2004年的《能源法案》还规定10年内每年投资4500万美元用于非常规气研究。另外，美国积累了大量的地质数据。美国每年能源矿产勘探开发都要打成千上万口勘探井，按照美国法律要求，相关公司和部门必须上报获得的地质数据，并向社会公开。因此，美国多年积累了大量的地质数据和油气勘探数据，在此基础上开展的扎实基础研究为页岩气开发做好了数据积累和技术储备。
在应用研究方面，美国的中小型企业充当了技术创新先锋。他们利用油气开发积累的经验和技术，通过不断的实验和投入，探索出了一整套高效率、低成本的开采技术，主要有水平井和多段连续压裂改造技术、清水压裂技术、同步压裂技术、储层优选评价、排采增产技术等。这些创新技术的大规模推广应用，降低了开发成本，大幅提高了页岩气井单井产量，使科学技术转化成了生产力。
高度市场化的页岩气开发模式。不同于常规天然气，页岩气开发需要大面积、规模化和连续钻井，因此，开发工作有前期勘探开发投入大，投资风险大，回报周期长，严重依赖管网建设等特点。
美国的页岩气产业的迅猛发展得益于美式开发模式。开发中主要有三个参与主体：一是私人矿产和土地拥有者，二是中小型专业公司，三是大公司和投资者。产权清晰和市场化运作模式使美国页岩气开发中各参与主体可以高效率地分工协作。土地私有化制度保证了矿业权可以自主经营或通过市场交易自由出让。市场化的油气开发体制下，政府对投资者没有资质、规模、能力等方面的准入限制，用市场竞争即可获得页岩气开发权。
法律上“哈里伯顿漏洞”网开一面。美国国会于1974年通过的《安全饮用水法案》是保障美国公众饮水安全的主要法规，监管河流、湖泊、水库、泉水、水井在内的公共水源质量。页岩气开采使用的水力压裂技术不仅水资源消耗量巨大，而且使用的压裂液成分十分复杂，包含大量化学制剂，所以页岩气开采理应在此法案监管范围内。
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风险投资和国际资本的助推。即使在使用了水平井钻探和分段水压裂技术后，页岩气开采成本仍然相对较高，页岩气开发热潮还是没有到来。直到2005年，国际油价开始持续飙升，这给页岩气开采带来了转机，各路资本开始进入页岩气开发领域，中小型油气公司如雨后春笋般成立，有资料显示，美国现有8000多家油气公司中，有7900多家是中小公司，而这些中小型公司的资金主要来自风险投资者。
2008年金融危机爆发后，页岩气开发经过短暂的萧条后又繁荣起来，大量资本再次蜂拥而入。有咨询公司的数据表明，2003年至2005年三年间，北美油气上游业务的经营现金流是1600亿美元，同期油气上游业务的资本投资为1100亿美元，经营现金流大于资本投资500亿美元，富余的500亿美元大多投向了海外的油气上游业务。这也就是说，2005年前，北美是油气资本的净输出国。而6年后的2009年至2011年三年间，北美油气上游业务的经营现金流接近2200亿美元，而同期的资本投入则上升到了3500亿美元，资本投入超过同期经营现金流1300亿美元，接近2/5的资本投入来自于北美以外的地区和石油以外的行业。2011年外国资本在美国页岩气领域并购多达40起，总投资564亿美元。这些风险投资和国际资本的注入，直接推动了页岩气开发热潮的到来。
页岩气开发对美国经济造成的影响
页岩气革命大规模开采赋予了美国“新的竞争优势”，为美国“再工业化”注入了强大动力。
（一）拉低了美国国内天然气价格，提高了美国能源自给率
页岩气的大量生产，一是导致了美国国内天然气的价格大幅度下跌。二是打破了美国的天然气与石油的价格联动机制。三是提高了美国的能源自给率，页岩气和致密油的产量大幅增加使美国的能源自给率从2005年的69.2%上升到2011年的80.3%，这是美国1993年以来的最好水平。
（二）创造就业岗位，拉动美国经济增长
页岩气和致密油的开采需要建设很长的产业链，开发所需的巨大投资直接拉动国内经济，并创造出大量就业机会。
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页岩气开发带来的能源价格下降，大幅度降低了制造业成本。
（三）促进了美国的“能源独立”，改变美国能源安全战略
长期以来，美国由于大量石油需求被天然气所替代，美国石油进口量得以逐年减少，进而改变了美国对“如何增强能源安全”的认识。2011年3月，美国政府发布了《未来能源安全蓝图》，提出了新的确保美国未来能源供应和安全的三大战略：一是油气开发回归美国本土，确保美国能源供应安全。二是推广节能减排，削减美国能源消费。三是激发创新精神，加快发展清洁能源。扩大美国本土油气资源开发和生产成为美国最重要的能源战略之一。
（四）页岩气开发仍具有很大的不确定性
首先，页岩油气的资源量存在不确定性。其次，对页岩气的过度投机影响开发的持续性。最后，页岩气开采过程中的生态环境风险不容忽视。页岩气开采使用的水力压裂法具有很大争议：一是水力压裂技术需要耗费大量水资源。二是压裂液具有环境风险，压裂液一般含有5%左右化学原料，有些公司的压裂液成分不对外公开，其中可能含有有毒和致癌物质。三是水力压裂法存在引发地质灾害的隐患，水力压裂法向地下施加的高压力会带来不确定的地质损害，岩层的破裂和滑动有引发地震的较大可能性。
页岩气开发对美国气候变化政策和国际气候谈判的影响
（一）对美国碳排放的影响
页岩气开发对未来美国碳排量增减的影响是个比较复杂和有争议的问题。现有分析普遍认为，新能源供应格局带来的影响有正负两个方面，但对哪种影响更大看法却不尽相同。
一种看法是减少排放论。有关页岩气开发有助于降低美国碳排放量的说法比较流行；另一种看法则认为页岩气开发会增加温室气体排放，其观点主要基于天然气毕竟是一种化石燃料，其供应量的充足和价格低廉将刺激需求和消费，形成新的供应格局，长期看必将导致二氧化碳排放量的增加。
（二）对美国气候政策的影响
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美国的气候变化政策，特别是构成其核心内容的清洁能源政策，主要以三个目标为支柱：一是应对气候变化。二是通过减少对进口石油和天然气的依赖增强美国的能源安全。三是发展新的经济增长点。尽管这些关注并非美国气候变化政策所独有，但美国的政策在处理三者关系方面有个特点，即关于政策的讨论，包括政府对政策的阐述和宣传，往往突出强调气候变化政策对增强能源安全和促进经济增长的贡献，而非应对气候变化本身的重要性。
（三）对国际气候谈判的影响
由于页岩气大规模开发和产量的迅速攀升，国内廉价的天然气大大缓解了对从国外进口能源的依赖。这些变化在帮助美国朝着奥巴马2009年提出的能源安全目标快步前进。2012年美国碳排放降至1994年以来最低，与2007年和2005年相比分别减排13%和10.7%，意味着2020年前在2005年基础上减排17%的目标已实现一大半。这也增强了美国政府在减排温室气体方面的信心。
美国页岩气开发经验对我国的启示
从美国页岩气的开发经验中，我国页岩气行业发展可以获得以下启示：
（一）加强产业发展的财税政策支持
我国在页岩气开发上起步较晚，基础薄弱，因此政府更应发挥积极的引导和支持的作用。首先，应出台激励页岩气开发的财政税收政策。页岩气开发投入大、产出周期长、投资回收慢。如果没有政府支持，一般企业难以进入。出台相应的财政补贴和税收优惠政策，将鼓励支持页岩气行业发展。其次，政府应主持开展页岩气资源地质调查和基础研究。我国页岩气主要贮藏在西部地区，资源赋存条件差，储量和分布情况十分复杂，因此有必要开展地质资源调查和相关的基础研究。
（二）引进并摸索完善开发技术
目前，中国石油企业已经初步掌握页岩气直井压裂技术，但尚未掌握水平钻井和水力压裂这两项页岩气开采的核心技术，而且缺乏核心技术人才，这些因素直接制约了页岩气产业的发展。为此，我国应考虑从引进国外成熟的核心开发技术和核心技术人才入手，快速缩
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短与国外的技术差距。另外，在节水和环保措施上也要做好相应技术的研发。同时，结合自身地质情况，尝试超临界二氧化碳射流等新技术，探索适合自身地质条件的页岩气开发手段。
（三）调整我国的天然气市场结构
我国天然气开发和运输管网都处于大型国企的垄断控制下，天然气价格也处于管制之下，难以反映实际供需变化。为了推动页岩气开发，我国应大力推动天然气市场的结构改革：在开发上，减少审批，加强监管，对国资民资同时开放；在价格上，可以逐步放开管制，试行油气联动或煤气联动；在运输管网上，实现产输分离，保证管道使用平等。通过这些举措，进一步吸引社会资金进入页岩气开发领域，提升产业效率和效益。
（四）加大环境保护和监管力度
对于页岩气开发可能造成的环境危害，一定要未雨绸缪，提前做好防范。要开展水力压裂法和地质灾害预防的基础研究，研制环保的压裂液，回避地质敏感地区进行开发。要建立完善环保相关的法规，在页岩气开发前期，就应该研究制定相应的环保法规和标准，加强开发过程中的监管和检查，一定要避免重蹈“先污染后治理”覆辙。（王泽方）
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