国内页岩气开发现状及面临问题摘要：随着美国的“页岩气革命”取得的良好进展，预示着页岩气作为一种重要的非常规天然气，具有缓解我国能源压力的巨大潜力，将成为我国油气资源勘探开发的新热点。

通过几年的努力，我国页岩气的勘探开发在资源储量评估、水平井钻探和完井、开采技术方面已经取得了一定的成果。

但是与美国相比，我国页岩气地质条件更为复杂，对页岩气的开发在开采技术、水资源利用、环境保护以及开发成本上将面临更大的挑战。

关键词：页岩气储量开发进展成本环境保护天然气是国家能源安全的重要防线，但是在我国天然气严重短缺，这一现象已导致我国经济运行时阻碍经济可持续发展的约束瓶颈。

面对逐渐减少的常规能源，页岩气作为一种新能源，在中国资源潜力巨大，与美国28×1012m3的可采资源量差不多。

美国早已掀起了页岩气开采的革命潮，页岩气开发既能减少经济发展对常规能源的需求压力，对能源的可持续发展方面也有重要的意义。

现在国内页岩气的开发研究整体上处于前期探索和准备阶段，从2005年开始进入早起评价阶段，2011年我国颁布了页岩气“十二五”发展规划，目前对于页岩气的探索开发已经取得了实质性的进展。

1 储量概况页岩气，是从页岩层中开采出来的天然气，是一种重要的非常规天然气资源。

页岩气的形成和富集有着自身独特的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。

较常规天然气相比，页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点，大部分产气页岩分布范围广、厚度大，且普遍含气，这使得页岩气井能够长期地以稳定的速率产气。

页岩本身既是气源岩又是储集层，其总孔隙度一般小于10%，而含气的有效孔隙度一般不及总孔隙度的一半，渗透率则随裂缝的发育程度不同而有较大变化。

因为储藏页岩气的页岩分布比较广泛，所以页岩气的资源储量任然不可低估。

根据最新勘探成果，目前全球页岩气资源量约为456.24×1012m3，其中北美页岩气储量108.79×1012m3，中亚和中国页岩气储量为99.90×1012m3，我国页岩气可采资源量约为25×1012m3，与美国28×1012m3的可采资源量大致相当。

页岩气在我国广泛分布，目前国土资源部根据地理位置大致将其分为五个区块：西北区、华北及东北区、青藏区、上扬子滇黔桂区、中下扬子及东南区。

2011年国土资源部对全国页岩气资源潜力调查评价的最新成果显示：全国页岩气地质资源潜力为134.42万亿m3（不含青藏区）。

其中，上扬子及滇黔桂区62.56万亿m3，占全国总量的46%；华北及东北区26.79万亿m3，占全国总量的20%；中下扬子及东南区25.16万亿m3，占全国总量的19%；西北区19.90万亿m3，占全国总量的15%。

全国页岩气可采资源潜力为25.08万亿m3（不含青藏区）。

其中，上扬子及滇黔桂区9.94万亿m3，占全国总量的39.63%；华北及东北区6.70万亿m3，占全国总量的26.70%；中下扬子及东南区4.64万亿m3，占全国总量的18.49%；西北区3.81万亿m3，占全国总量的15.19%。

2 开发进展美国是世界上最早研究和勘探开发页岩气资源的国家。

经过多年努力，美国页岩气产量实现快速增长，页岩气产量已经从2000年占美国天然气总产量的2%，增长至2012年天然气总产量的近40%，年产量达到1700亿方，超过我国目前总的天然气年产量的规模。

2004年，国土资源部油气资源战略研究中心和中国地质大学（北京）开始了页岩气资源的研究工作，经过比对湖南、四川等8市成矿条件后，认为重庆市渝南和东南地区广为分布下寒武、下志留、中二叠三套地层，不少地方有形成大规模页岩气的可能。

其中重庆綦江、万盛、南川、武隆、彭水、酉阳、秀山和巫溪等区县是页岩气资源最有利的成矿区带，因此被确定为首批实地勘察工作目标区。

同年12月，我国第一口页岩气勘探浅井—渝页1井在重庆市彭水县连湖镇顺利完钻。

中国石油、中国石化、中国地质大学（北京）、国土资源部油气资源战略研究中心等单位分别结合各自特点展开了页岩气研究，如中国地质大学（北京）承担的国家自然科学基金《页岩气聚集机理与成藏条件》项目。

2007年，中国石油天然气集团公司与美国新田石油公司签署了《威远地区页岩气联合研究》页岩气合作勘探协议项目，中石化研究院完成了针对四川盆地古生界和鄂尔多斯盆地中生界的页岩气初步评价，国土资源部油气资源战略研究中心主持开展了《中国重点海相地区页岩气资源潜力及有利区优选》项目等。

2009年11月15日，中美签署《中美关于在页岩气领域开展合作的谅解备忘录》，把中国页岩气基础研究的迫切性上升到了国家层面。

大力推进页岩气勘探开发在中国已经基本达成共识。

2010年10月11日，中海油宣布中国海洋石油国际有限公司将购入切萨皮克公司鹰滩页岩油气项目（Eagle Ford Shale Project）共33.3%的权益，这标志着中海油正式进入页岩气勘探开发领域。

2011年12月，国务院批准页岩气为第172个独立矿种；2012年3月，国家能源局发布《页岩气发展规划(2011—2015年)》，表示在全国重点地区建设19个页岩气勘探开发区，确定了2015年要实现页岩气开发65 亿m3的产量目标；2012年6月，国土资源部发布了《关于进一步鼓励和引导民间资本投资国土资源领域的意见》，鼓励和支持民间资本投资主体依法开展页岩气资源勘查开发。

2012年9月，国土资源部举行页岩气探矿权的第2次招标，共推出20个区块，总面积20002km2，截止到2013年4月，已有19家大型企业中标招标区块。

2012年6月，我国共有页岩气井62口，其中24口井获得工业气流，但多数属于实验性质，尚未商业化生产。

目前我国页岩气开发仍处在早期评价准备阶段，离大规模商业开采的目标还很远。

想早日实现这个目标，只有在开发技术上多下功夫。

3 开发技术现状3.1 钻、完井技术现状随着2002年美国Devon能源公司沃斯堡盆地的7口Barnett页岩气试验水平井取得巨大成功，业界开始大力推广水平钻井，水平井已成为页岩气开发的主要钻井方式。

目前在我国，经过10年的几常规油水井钻井、完井技术的发展，水平井钻井、完井技术已经能够满足当前国内的油、气生产要求，几乎不存在很大的技术难题。

但是我国的水平井技术主要是以跟踪、引进、消化和吸收为主,没有在国际上独到的先进技术,在硬件和软件上还受制于人。

目前国内的水平井钻井技术主要有低压欠平衡空气钻井、控制压力钻井和旋转导向钻井等技术，低压欠平衡空气钻井技术应用较成熟，控制压力钻井技术能够很好的克服井壁坍塌问题，旋转导向钻井技术是页岩气水平钻井技术发展的方向。

国内页岩气水平井完井技术同样得到了一定发展，主要的完井技术有：组合式桥塞完井、水力喷射射孔完井、和机械式组合完井技术。

组合式桥塞完井是页岩气完井最常用也是最耗时的完井方法，在套管井中，用组合式桥塞分割各段，分别进行射孔和压裂。

水力喷射射孔完井是以高速喷出的流体射穿套管和岩石，不用下封隔器和桥塞，可以缩短完井时间。

机械式组合完井采用特殊的滑套机构和膨胀封隔器，适用于水平裸眼井段限流压裂，一趟管柱即可完成固井和分段压裂施工。

3.2 开发技术现状页岩气开发技术的进步使页岩气产量有了突飞猛进的增长。

页岩气开发技术成熟的美国已形成了水力压裂为核心技术的技术体系。

我国在常规油气领域几十年积累的水平井开发经验同样加速了目前国内页岩气的技术开发进程。

水平井水力压裂技术在国内常规油气开发中应用广泛，尤其是多级压裂技术、清水压裂技术、重复压裂技术，有较多成功应用的实例，国内学者对这些技术也进行了较多的研究，被证实为是我国页岩气开发现实可行的压裂技术，并且取得了良好的效果。

2010年5月10号，由中原油田成功实施大型压裂改造的页岩气井“方深1井”，顺利进入排液施工阶段、这口气井的压裂施工成功，标志着中石化页岩气勘探开发工作迈出了实质性的重要一步。

2010年9月10日，中国石油西南油气田公司经过两年多在页岩气勘探新领域研究后，于2009年部署的威201井喜获井口测试日产能1.08万立方米的天然气工业性气流。

国内石油企业近年来不约而同地加快了页岩气国际合作的步伐。

通过对外合作引进、消化、吸收先进技术，推进科技攻关，获得了突破性进展。

中石油初步形成了成套页岩气开采技术：4套自主知识产权的开采技术，1套体积压裂设计和实时监测及压后评估技术和3套自主研发的应用于页岩气开采的复合桥塞+多簇射孔联作分段压裂工具系列。

依托自主技术，中石油建成两个国家级页岩气开采示范区：四川长宁-威远和云南昭通国家级页岩气示范区。

目前，四川长宁-威远示范区已完钻16口井，完成压裂试气12口井，直井日产量0.2万～3.3万m3，水平井日产量1万～16万m3；云南昭通示范区完钻7口井，完成压裂试气2口井，直井日产0.25万m3，水平井日产1.5万～3.6万m3。

中石化在在四川及其周边实施的页岩气钻井先导性实验已取得实际进展，焦页1井目前日产气量稳定在10万m3。

彭页3HF 井创下国内施工规模最大纪录。

4 面临问题尽管页岩气开采前景广阔，并在开采技术上取得了成功经验，见到了初步的成果，但在页岩气开采方面仍然存在一些不容忽视的问题，与美国相比，我国页岩气地质条件更为复杂，页岩层系时代老，热演化程度高，大多经历多期构造演化，埋藏深，保存条件不够理想，所以开采难度更高，主要体现在以下几个方面。

4.1 储量不明确目前国内的页岩气储量并没有统一的说法，可采资源储量从15万亿～30万亿m3不等，这主要是由于勘探地震、钻勘探井能基础作业不足，导致数据缺乏可靠性造成的，并且尚未系统开展全国范围内页岩气资源调查和评价，资源总量和分布尚未完全掌握。

4.2 技术问题岩气勘探开发需要水平井分段压裂等专门的核心技术作支撑，目前我国对相关技术的研究尚处在起步阶段。

美国在20世纪70年代，就设立专项资金用于页岩气基础研究和关键技术攻关，在全球率先研发了页岩气水平井多段压裂技术，直接推动了页岩气的商业开发。

而我国页岩气的地质条件与美国比起来有很大的差异，而且页岩气储层埋藏深，如四川盆地的页岩气层埋深在2000～3500m，而美国的页岩气层深度在800～2600m。

页岩气层深度的增加也增加了开采难度，这就对开发技术提出了更高要求。

尤其是用于增产的水力压裂核心技术目前与国外还存在不小的差距，如分段压裂技术，北美单井水平段分段压裂一般可达30～40段，最多可到60段，而我国还很难达到。

相应的压裂设备、地面、井下工具的配套生产也还远远跟不上需求。

4.3 成本问题页岩气单井成本变化很大，跟页岩特点、埋藏深度、技术熟练程度、工艺配方、井型、水平段长度、压裂方式等因素有关。