页岩油气发展的中国之鉴——致密油气和煤层气

张 抗

中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院

页岩气的工业开采首先在美国取得成功，世界上规模开发页岩气、页岩油（为了方便，本文中统称为页岩油气）的也只有美国。中国页岩气的研究刚刚开始，工业性开发严格说只迈出了半步，仅打了几十口试验性的预探井、约一半的压裂井初产获工业油、气流。应该说摆在中国页岩油气面前的仅有美国之鉴，怎么会有中国之鉴？破解此问题要从美国页岩油气发展之路和与页岩油气有若干相似性的非常规油气类型谈起。

1 依托致密油气的技术基础

1.1 美国从致密油气到页岩油气的发展之路

现代石油工业发展史表明，常规油气藏的发现一靠圈闭二靠孔渗性好的储层。在越过了油和气产量峰值期后，美国油气工业主要依靠大量低产井来维持其产量。其中相当的井必须面对孔渗性（业内称物性）越来越差的储层，主要是砂岩储层。勘探开发的实践把致密储层摆在了生产的指向上。从开发基础理论研究和开发技术创新两个方面保证致密砂岩储层的持续生产，便成为美国石油工业的主要任务和特色之一[1]。从地质学的术语上讲，“致密”可应用于砂岩、碳酸盐岩、页岩，甚至煤岩等多种岩石学类型上，但在日常的多数应用中它仅指其主要类型。于是，在商业性的日常用语中，致密砂岩油气常被简称为致密油气，而同样致密的页岩类中的油气被专称为页岩油气、煤层中的气则被专称为煤层气。在这个问题上，地质学家就不必以学究式的态度去“纠正”早已流行的称谓了。

致密储层中有油气是公认的，关键是渗流到井筒中的速度太慢，这导致其单井日产量甚低而达不到经济可采的下限。针对此问题形成了两个技术攻关方向：①钻水平井；②人工改造储层使之增加孔缝及其渗流能力。水平井增大了含油气层与井筒空间的接触面积，其长度可达数百、数千米，可形成多分技状、鱼骨状以联通相当大的面积，亦可定向追踪目的层而钻成蛇曲状、阶梯状，为了适应水平井又必须有特定的钻完井设备、测井设备，于是形成了复杂的水平井技术系列。人工改造储层主要采用的是压裂技术，在压力逐渐提高可达数十、上百个大气压，为了适应不同地层不同岩性和生产不同阶段井内情况的变化要求使用不同的压裂液种类和配方，为了使压开的地层不致在压裂液排出后再闭合而多在其中加入有特定粒度、硬度要求的支撑剂（如石英砂、陶粒，可通称为砂），大型压裂可在短时间向地层中压入万立方米级的液和千立方米级的砂，如何有效携砂、如何及时尽量多的排出压裂液，如何消除对环境的污染和提高压裂液的重复使用率等等都有复杂的工艺要求，完善的压裂技术体系和配套设备甚至促使其形成了一个专门的学科分枝。

正是依托上述技术的初步配套，美国不但在上世纪末期形成了一定规模的致密（砂岩）油气产出，在这之后又将其首先应用于煤层，继而应用页岩，开拓了煤层气、页岩油气的新类型（图1）。当然，为了适应煤、页岩的特殊情况，上述两类技术系列必须有所改进、发展，这个过程又促进了该类技术的完善与配套[2]。

图1 美国近40年来天然气产量图

1.2 中国致密油气生产已有了较大规模

与美国石油工业发展有类似之处，为了保持石油产量的长期相对稳产，中国也必须向低产井、向物性越来越差的储层要产量。但在中国没有针对低产井的优惠政策，因而没有特意区分低渗透与致密储层的界线，历年来也就缺乏对致密油气产量的专门统计。

致密油气的产量统计值间的差别主要源于对致密与否的人为界定。从学术上看，曾提出过不同的界定数值并因类型（油、气）、因地而有所差别。但多数采用地层（或原地）渗透率小于0.1mD这一简明规定，如果要加上孔隙度限定，则采用小于10%为界限。其大致包括了某些标准中的特低（孔）渗至超致密储层。但在工业生产中，致密油气往往简明的指其为来自水平井和压裂改造方能获得经济产量的储层[3]。笔者认为，不需过分拘泥于学术上人为界限划分和术语定名的细节，它往往对我们所讨论问题的实质并无大的影响。只是在讨论具体数量对比时需注意到不同统计值间的差别，在分析其变化时最好在同一统计系统间作对比以避免产生重大误差。

以鄂尔多斯盆地为例，其2011年石油和天然气产量分别占全国的12.5%和30%。据笔者统计，其石油产量绝大部分来自三叠系的压裂井，甚至相当大的部分是同时进行水平井和大型压裂施工的井，以致密油产量占90%计其产量已达2 100×104t。其产自上古生界碎屑岩系的气田绝大部分（特别是探明储量达1.27×1012m3位列全国第一的苏里格气田[4]）也需经过上述配套技术对储层施以人工改造，其致密气产量约为230×108m3，占全盆地天然气总产量的82%。目前业界一致认为，中国早已开始了致密油气的生产并到本世纪初已形成相当的规模。考虑到近年多数老油气田都加大了对深层、对老地层的开发力度，笔者估算至2011年其致密油、气的产量分别约占全国1／4和2／5，即分别约为5 000×104t和400×108m3。这使得我国成为仅次于美国的致密油气生产国。

1.3 中国致密油气的配套技术已达到国际先进水平

中国致密油气的产量规模是经过长期技术攻关和艰苦的经验积累才得以实现的，它也成为中国在这个领域中的综合科技水平已达到国际先进水平的最有说服力的旁证。目前多种水平井的施工已成为遍及各油气区的常规手段，不但普遍用于低渗—致密油气的开发而且用于海油陆采、老油井中向侧旁剩余油分布区的开采等。压裂技术不但用于碎屑岩而且用于碳酸盐岩（后者多与各种类型的酸化作业相结合）。特别是近年来在水平井和压裂技术的结合上取得重大进展，基本掌握了复合桥塞多段压裂、套管滑套多层压裂、连续油管喷砂射孔多层压裂、封隔器滑套多层多段压裂等美国致密油气、页岩油气生产中最常用、最尖端的技术。鉴于此，“水平井钻完井多段压裂增产关键技术及规模化工业应用”科技成果获2012年度国家科技进步一等奖。除上述两大技术系列外，在二维、三维地震对储层的精细解释以及它与多种测井方法结合对致密砂岩、页岩的含油气预测，在微地震对压裂的监测和效果评价等方面也取得重大的进展。在水平井，特别是压裂设备制造上迅速跟进，国产2500型压裂机不仅功率达到全球最大而且完成了压裂车及全部36台配套设备的车载化，现已投入批量应用。继之，又完成了3000型压裂车试制和初步配套。使我国有望以国产设备为主体完成大批量的大型压裂施工。我国的钻机设备已批量出口应用于美国致密油气页岩油气生产，国产陶粒作为主要的压裂携砂大量应用于美国市场。全面评价我国致密油气生产技术，既要看到在某些关键技术的国产化和自有知识产权上尚有差距，也要看到某些方面已达到国际先进水平并具有了中国特色。过去的实践表明，在油气需求的强大推动下，依托大规模的生产活动，我国有能力组织力量攻克科技难点，实现向世界领先水平的追赶[5]。

美国从致密油气到页岩油气的发展道路和中国页岩气的起步实践都说明，依托致密油气开发中已形成的技术，页岩油气就站在了高起点上，它可以获得相当快的增长，甚至可能超过致密气的增速（图1）。移植致密油气技术，经过一段实践和攻关探索就可使其工艺更加适合不同类型的页岩油气的特点。特别要指出的是，中国致密油气的发展不仅基于技术水平的提高和配套，而且也有赖于中国特色的经营管理模式的创新[6]。它们与大量资金投入相结合促成了生产规模的不断扩大、形成规模效益，进而促成上游的开发和下游的利用成本不断降低的良性循环，导致致密油气产量的加速增长。显然，有了中国致密油气的成功实践、依托其已形成的技术配套体系和管理经验，中国页岩油气的技术发展就有了较雄厚的基础，也有了发展模式的良好借鉴。国内部分业外人士认为，页岩油气既然是全新的油气类型，似乎需在“一张白纸”上起家，认为需要十年、二十年的摸索才有可能掌握技术，实现工业开发。这显然是对其特点了解不足的一种误判。

2 吸取煤层气开发的教训

2.1 我国煤层气起步较早但发展缓慢

除了以排放瓦斯为目的的井下抽排外，我国从20世纪70年代开始以地面钻井预排煤层气并进行了水力压裂试验。美国煤层气的规模生产引起了世界其他产煤国的效仿。中国在20世纪90年代初就以利用煤层气为目的形成了若干勘探和试采区，在“八五”国家重点攻关科研项目中设置了煤层气专题并在以后得以继续，在1995年成立负责全国专业性工作并具有对外合作专营权的中联煤层气责任有限公司（以下简称中联煤）[7]。总之，中国可属于继美国之后煤层气工业起步较早的国家之一。鉴于煤层气不但是国家急需的天然气，而且也是降低煤矿事故的重要预防措施，可化害为利，因而得到国家的格外重视。把煤层气勘探开发区块登记权收归国家以求统一管理，出台一系列法规支持并要求在其高含量区必须先采气后采煤，特别是获得其他油气类型所没有的开发利用补贴。中国上下对煤层气的发展都寄予厚望。

但是，20余年来，煤层气工业发展缓慢，已明显落后于大致同期起步的加拿大、澳大利亚等国，也与国人的期望值相去甚远。按照“十一五”计划的要求：2010年煤层气产量应为100×108m3，其中地面开采和矿山抽排各50×108m3，利用率为80%。但实际上该年产量仅为86×108m3（其中地面开采仅15.7×108m3），利用率仅39.6%。2011年煤层气产量115×108m3（其中地面开采23×108m3，矿山抽排92×108m3），利用量仅53×108m3、利用率46.1%。2012年煤层气产量125.1×108m3（其中地面开采25.7×108m3、矿山抽排99.4×108m3），利用量仅52×108m3、利用率41.5%。这里不讨论统计数字（特别是矿山抽排量及其利用率）可能存在的水分，以上3年的数字已表明：应作为煤层气生产主力的地面开采所占比例甚低，仅20%左右；利用率（特别是矿山抽排）远低于要求，2012年反而有所降低。采、排的煤层气得不到利用，不但不能产生效益反倒加重了大气污染。笔者还要着重指出的是，目前煤层气统计数字相当混乱。如2010年产量有些文献上出现近91×108m3的值（其中地面开采15×108m3，矿山抽排76×108m3），笔者据有关数据统计值为85.44×108m3、利用率为39.9%。故采用了上文提到的产量为86×108m3数值。众所周知，矿山抽排的煤层气中可燃气（甲烷）含量不等且相当部分低于30%，需特殊处理方可利用。因而其产量均需折合成天然气的标准立方米（Nm3），笼统计算表观抽排量是无实际意义的。以矿山抽排量和地面开采量相加得到煤层气总产量的做法也很容易产生误导。我国天然气统计和预测中经常以生产量代替真正的市场供应量，忽略了天然气商品率（利用率）这个实际存在的问题（在偏远地区和某些气田开发初期商品率可能会相当低）。以生产量代替商品量（实际利用量或供应量）作预测或计划就必然人为造成“供不应求”的缺口，其对煤层气的影响特别大[8]。

煤层气产量增长缓慢，特别是利用率低的问题显然没有引起决策者的重视。在制订“十二五”计划初稿中对2015年产量拟为210×108m3（其中地面开采90×108m3，矿山抽排120×108m3），这已经被许多专家称为“此宏伟目标令人咂舌”[9]。但他似乎仍不能满足某些数字的要求，在正式公布的煤层气“十二五”计划中2015年产量指标为300×108m3（其中地面开采160×108m3，矿山抽排140×108m3），特别是对地面开采气要求基本全部被利用、对矿山抽排气要求利用率在60%以上。面对上文中列举的近3年（特别是2012年）的煤层气相关数字，考虑到仅有3年的剩余时间，不能不对该规划煤层气的高指标能否完成心存疑虑。

2.2 影响煤层气发展的关键因素

对此问题讨论的文章不少，所进行的分析各有所侧重。笔者认为关键的影响因素可归结为以下两个方面。

2.2.1 勘探开发矿权区块

首要的影响因素是勘探开发矿权区块上的纷争。按现行法规煤层气区块归国家一级登记管理，而煤炭勘探开发区块（特别是中小型者）却多归省地等管理。煤层气企业和煤矿企业双方在矿权上的重叠对彼此都有负面影响，双方的经营对象和方式不同（何况背后还有央企与地方间利益的冲突），都在目前利润的巨大压力下难以顾及全局性和长远的利益而进行有效的协作，因而都强调自己的利益而阻止对方的勘探开发作业。即使在局部地区由煤矿和石油集团的子公司组成合营公司和／或以甲乙方的形式联合作业，也往往因为背后母公司或“上级”的制约而貌合神离、效率低下。国家规定的高瓦斯矿区必须先采气后采煤的方针、煤层气和煤矿企业都必须综合勘探开发的方针等都因难以操作而无法落实。

特别是作为矿权管理部门，只管登记却没能依法履行监督运营和责令退出区块的职责，致使区块凝固化而似乎被现登记者无限期的占有。即使投入严重不足或长期不投入实物工作量，其他有资格者也无法进入。这就形成“跑马圈地”、圈而不探的局面。按照目前法规所形成的实际状况，仅有少数几个国有公司可以拿到少量合法的区块，以至于连他们也为区块难以获得而发出呼吁。如作为山西省第一大盈利者的晋煤集团（以下简称晋煤）2010年煤层气产量占全国18.5%、利用量29.7%，仅计地面开采产量占全国的57.9%。在中石油、中联煤等大户也以山西省为煤层气主要产地的情况下，晋煤在省内贡献仍占57.45%，但它仅占有该省煤层气矿权面积的0.32%。对于在该年4月刚获得的108km2区块，公司负责人抱怨说其“早已在煤炭开采过程中，（煤层气企业）必须退出来，所以才批给了我们”[10]。晋煤已建成日处理能力100×104m3的煤层气压缩站和90×104m3的煤层气液化厂，山西省要其建成“百亿立方米煤层气抽采利用工程”，以成为该省能源结构调整和工业转型的两大标杆项目之一。但是若没有矿权区块，作为煤层气第一大省的山西省的经济转型、降低污染的宏伟规划都有落空的危险。取得矿权区块是煤层气勘探开发的前提，“一夫当关、万夫莫入”。实践雄辩地说明，这方面的问题不解决，就会成为阻碍煤层气发展的第一个“拦路虎”。

笔者还想从另一个侧面说明矿权管理上的失误。众所周知，矿权所有者有义务向管理者报告储、产量等基本数据，其探明储量也需经规定部门的审批。这些数据核实后定期发布以作为国家统计的基础和研究的依据。作为主管部门的国土资源部每年都发布《全国油气矿产储量通报》。在2011年的该通报表1剩余可采储量汇总中载有煤层气的数据：当年产量7.24×108m3、剩余经济可采储量1 659.21×108m3，在表2各公司产量统计表中载有：中石油、中石化、中联煤的产量分别为4.20×108、0.04×108、3.56×108m3、共计产量7.80×108m3，地方项下产量12.88×108m3，合计共生产20.68×108m3。姑且不谈其内部数字之间的矛盾，如果其产量是指地面开采量，与前面引用的产量值比就产生数亿立方米差额（误差的百分数并不小）。退一步说，矿山抽排占煤层气产量的多半，这个产量统计的口径由谁制定和监管？如果无标准，可燃气含量相差很大且多半较低的抽排量是怎样统计出的？前面已指出，简单的数量相加是无意义甚至会误导的。在累计产量很低情况下，如果已核批的至2011年剩余可采储量仅有约1 660×108m3，那么怎么可以设想4年间就能实现“十二五”计划新增探明储量1×1012m3的目标？进一步说，各矿权区块持有者不但要提交上述基本数字，还要依法上交地质资料，按照法规其中相当大部分都要在一定年限后向社会公开变成公益性的财富。稍有地质勘探知识的人都知道，这一全世界先进国家都有的法规对地下资源的开发和研究是何等的重要。但令人十分遗憾的是，这一法规早已公布却至今仍无法完全落实。当然，这一问题涉及整个地矿业，但在油气行业却表现特别严重，负面影响也特别大。我们总不能因为其普遍存在了几十年而就称其是合理合法吧！

2.2.2 经营管理体制

1995年成立的中联煤的3家股东分别为中石油、原地质矿产部和原煤炭部。其后经历了5次股权变化却一直投资不足。1999年地矿部撤股，特别是2010年中石油撤股时带走了当时50%的股权、约一半的区块（但生产基础较好）和相当大部分的科技人才。中联煤的股东仅剩下由煤炭部几经变化而成的中煤能源集团公司，“联”字已失去意义。此时一直想“登陆”的中海油“乘虚而入”，持有扩股后的50%。但两股东合作仍不理想，投资不足使煤层气储、产量增长仍缓慢，2012年仅产气4.66×108m3，为计划的77.7%。2013中煤集团向中海油出让20%的股权而使后者控股，希望以此举解决积累的问题。媒体戏称国资委把中联煤在自己的几个儿子之间不断“过继”，却一直未放弃石油国企的垄断权[11]。20世纪90年代初的设想是从事煤层气开发的3部门在各自的“地盘”上继续工作，3家集资形成的中联煤负责全国性的煤层气勘探开发和研究并与中海油一样享有对外合作专营权，以形成以中联煤为首的央企集团垄断来完成对全国煤层气的战略展开并加快规模开发。但近20年来的实践证明，事与愿违。无论三大公司还是中联煤进展均很迟缓。被中联煤一家独占的对外合作开发亦因缺乏吸引力而难以打开局面，以致使已进入的一批海外公司也逐步退出。使原想引进外资扩大其投入并像中海油一样从对外资反承包作业中扩大中联煤实力的期望难以实现。目前仅意大利格瑞克（Greka）集团一家仍在坚持，其已投入21亿元人民币，超过该领域外国企业投资总和，但仍“未收回1分钱”，寄希望中国煤层气补贴提高后能开始盈利[12]。到2011年中联煤仅保留在晋东南沁水盆地南部一块勘探开发基地、太原附近一块勘探区块，共有2.92×108m3产量、1 070×108m3探明储量和501×108m3剩余可采储量，依次占全国的40.3%、24.9%和30.2%。曾称要在全国兼探开发煤层气的石油公司，迫于对保产量的巨大压力无力开拓煤层气，致使进展更慢。中石油仅在其华北分公司实现了一处勘探开发，加上其从中联煤分裂成立的中石油煤层气公司也才有7.76×108m3产量、2 673×108m3探明储量和1 085×108m3剩余可采储量，依次占全国的28.6%、64.0%和65.4%。地质矿产部和后来改组成的新星石油公司在20世纪90年代曾是全国最活跃的煤层气开拓研究和勘探力量，但其并入中石化后，由于重视程度不够而实际上被取消了这项工作。到本世纪第一个10年的后期才顾及此事，但人才已散失、区块亦难进入，使之到2011年仅有400×104m3的产量，难以形成有效的勘探开发基地。这个教训是相当沉痛的。

垄断公司阻碍了市场的形成和发展、使本来可能蓬勃兴旺发展起来的产业变成冷冷清清的“鸡肋”。经过20余年的发展，它本来应该度过初期依靠补贴起家的阶段走向成熟而具有生命力、具有市场竞争力，但至今却在盼望补贴增至3倍（由每立方米0、2元增至0.6元）以求生存。垄断的经营者们即使有相当的技术实力和专业基础也因缺乏资金而难以迈出大步，这在中联煤表现得尤为典型。与之相反，数量众多的民营企业、民间资本却因无法进入而被排斥，或从占有区块的企业半合法（严格说，区块矿权转让也须经批准备案）的转承包，或非法的无证开采（正规统计之外的产量便是其旁证）。这方面以煤炭企业表现最为典型。少数挤进行业大门的地方国营企业也因种种限制而施展不开手脚，前面提到的晋煤就是个实例。雄心勃勃欲主要以自己力量气化全省的山西省，要大力开发煤层气、建设二纵三横煤层气管线，但如不打破行业的垄断格局，这一切仍旧是“望煤兴叹”！垄断的高门槛实际上就是资金进入的高门槛。缺乏资金就只能是“小打小闹”，致使储、产量增长极缓慢、利用率甚低，难以形成大场面。而众所周知，煤层气与多数非常规油气一样必须大量钻井才能形成产量规模。而只有形成规模时上游钻井、压裂和下游的利用设施成本才有可能降低，才能进入发展的良性循环。业内人士指出，以目前的一个区块上数十口至百余口钻井的工作量（资金）投入，对多数区块只能完成勘探和试采，难以形成规模产量并取得赖以生存和发展的经济效益。

2.2.3 其他制约因素

在讨论中许多人都提出下游的利用基础设施薄弱，特别是已有管道对煤层气的公平准入等问题。这确实是不可忽视的因素，但情况正在发生变化。产量大的煤层气开发基地可独立敷设管线（晋南至豫北的管线即为实例），也可建成地方性管网（山西省已有明确方案），多数研究者也预计管道开放准入可能是近年就能实施的改革措施。但对煤层气、页岩气起步阶段更重要、更现实的还是就近利用。国产小型压缩天然气（CNG）机组、橇装（车载）式液化天然气（LNG）机组的批量生产为其创造了条件，它使数井形成的井组、甚至较高产稳产的单井的产气可就近供应市场以取得经济效益，获得发展的动力。而在中国中、东部这样的用气市场已相当成熟。安装在已出气井上的橇装式小型天然气发电机还可为后继勘探开发作业提供动力、实现“以气打气”。困难较大的是煤炭企业抽排瓦斯的利用。虽然国产的低浓度瓦斯发电机已研制成功，但对并不缺煤缺电的煤企及附近城镇来说，用其发电却需为此单独设立一套发电供电系统，则因投资效益差而不愿实施。要使瓦斯发电上大电网亦困难重重，目前的价格（包括补贴）使双方都缺乏积极性。如陕西彬长矿业公司旗下专门从事煤层气开发的新生能源有限公司反映：国家虽有自投产起15年内享受0.25元／kW·h补贴电价的规定，但其从2008年达年发电量4 000×104kW·h至今（2012年）从未获得1分钱电价补贴[13]。这些正是煤企（特别是分散的矿区、矿井）抽排瓦斯利用率长期低下的主要原因。目前国家已采取多项措施引导风电、太阳能发电上网，如今后这些措施也能应用于抽排瓦斯发电，则可望提高其利用率。

煤层气开发的技术问题也是影响的因素之一，对此需要作具体分析。由于赋存和产出机理的许多方面具有一致性，致密油气和页岩油气以水平井和压裂为主体的技术配套也为煤层气技术奠定了基础。但要适应煤层气的特点、适应不同煤种不同地质条件下煤层气的开发还要做出艰苦的努力。同样，适用于煤层气的设备制造专业化、配套化和国产化方面也还有许多问题待解决。好在20来年的实践、研究和技术攻关在这些方面已做出了不少贡献[14]。

综上所述，中国煤层气产业发展迟缓的主要和关键因素不是资源和技术方面的问题，甚至也不是国家层面重视不够支持不足的问题，而是从勘探开发区块准入上开始就走上垄断之路，不是培育市场而是阻滞其市场化的进程、不是促进体制改革而是漠视已有的改革成果有法不依。使“九州生气恃风雷”的发展基础演化成“万马齐喑究可哀”的局面。纵使大量从业者付出了执著的探索和艰苦的劳动，然而徘徊歧路何能纵马扬鞭！

3 中国页岩气走向成功之路

从致密油气规模开发所提供的技术基础到对煤层气有一定的资源和技术却长期发展迟缓的原因分析，两方面的讨论展现对中国页岩油气发展之路的借鉴：认识到其具有相当的基础便增加了发展的信心，知晓了发展的关键障碍就明确了改革的主攻方向。对此笔者拟再做些补充性的探讨。

3.1 积极稳步地发展

页岩油气在中国是个新事物，无论有多少外国实例还是有多少“中国之鉴”，重要的是尚缺乏针对中国地质特点和国情的大量实践。此时有多种议论，包括相反的意见都是可以理解的、对冷静思考都是有益的。这些意见中有代表性的可能是《页岩气发展规划（2011—2015年）》（以下简称《规划》）。笔者不拟对其作全面分析，仅从“发展之路”角度提出些评论。《规划》在总体目标项下首先列举出到2015年应做的工作，以求“为‘十三五’页岩气快速发展奠定坚实基础”。这个总体设想是恰当的，但下面的规划目标却有可商榷之处。如要求此期间“探明页岩气地质储量6 000×108m3、可采储量2 000×108m3。2015年页岩气产量65×108m3”。这里的储、产量要求可能偏高了。地质勘探开发工作量的部署和地质认识的逐步深入都需要一定的时间周期，而对充满对未知情况和不确定性的新区、新领域（如页岩油气）这个周期可能较长，甚至有可能出现反复。这就是常说的勘探程序，它只能加快不能逾越。还要注意到页岩油气多项生产参数的求取需要经历比常规油气更长的试采期。显然，在未来3年时间内少数生产企业能完成勘探—试采的全过程，各自在一个区块、在一定面积的生产单元上求取到供申报的探明储量，主管单位能有依据地完成审批就是相当理想的了。有几个不同类型的页岩油气探明储量计算和审批成功的典型经验就是“为‘十三五’页岩气快速发展奠定坚实基础”。而要完成65×108m3的年产量，以平均日产气1 500m3计仍需在2015年中期就使生产井数达到1.2×104口。无论从目前可估计的投资，还是从必须完成的全部钻井数量来说，这些指标都可能偏高了。笔者试图以此为例强调指出，应以积极稳妥的心态去指导页岩油气的发展，要多做踏实的工作而不是设想超越程序、超越实际可能的“大跃进”。在这方面要接受煤层气的教训。我们知道中国页岩油气的赋存条件比美国更复杂、大部分地区的地形和交通条件比美国差，因而勘探开发更困难、成本要普遍偏高。特别是我们的市场经济还不够成熟，法规和管理体制不健全。而经验告诉我们，这些方面的完善、从试点中总结经验教训进而逐步推广可能要比预期的时间更长。把复杂问题简单化而形成的高指标将带来误导，影响整个五年计划指标的实现。

3.2 建立国家级页岩油气综合试验区

在新事物发展过程中首先选择一个或数个范围有限的“点”去试行、实践以取得经验教训，然后再逐步推广，这可以说是传统的工作方法。在《规划》中也提到“建设页岩气调查评价、勘探开发和综合评价一体化示范区”，在其科技攻关项下要求“增设页岩气勘探开发示范工程”。目前中石油、中石化、延长石油、中联煤等都已在各自的区块上建立了页岩气、页岩油的勘探开发试验区，后者还与国家863计划相结合；川、渝、黔、湘等省市也纷纷在各自辖区内进行试点或要求将国家级的试点设在其境内。这些都是令人兴奋的务实举措。笔者认为，它们最好叫做试验区，是否真能示范要待后人检验。更重要的是他们不能仅限于此，至少其一部分要配套升级为国家级政策改革创新的试点。如果说，由各公司进行针对不同类型的页岩油气勘探开发，不同的技术工艺试验，那么国家级的实验区就必须同时进行监管法规、体制改革的实验，甚至可进行不同思路、方案的对比试验[15]。实验所取得的正、反两方面的经验教训可以上升为指导性并有可操作性的方针政策乃至法规。若干省市也吁请国家级的实验区落在其辖区内。遗憾的是，此问题已提出两年多仍未落实。业内人士仍要大声呼唤：页岩油气的“深圳”在哪里！

3.3 加快油气体制改革

通过上文中对煤层气的分析可以看出，体制改革是获得页岩油气，乃至整个油气工业新突破和成功的关键所在。结合本文的论述，这里仅强调几个可以推动其前行的“抓手”。

区块是进行合法勘探开发的前提，也是政府对企业进行引导和监管的首要方式。目前首先要强调对区块获得、运作、退出的全过程依法管理。除了继续进行页岩气区块的分批招标外，更重要的是对按常规油气勘探开发已获得区块的检查清理。大油气国企占有的区块几乎是对有油气远景区的全覆盖，对已登记的区块应按法规和合同核实其历年投入的工作量、了解其以页岩气作为新矿种预拟的勘探开发计划和工作量，从而推动他们作为国家油气主力军、作为页岩油气开拓的先锋发挥更大的作用[16]。如国营油企按法规主动退出长久未投入工作量的区块，即可将其纳入常规和页岩油气招标的新区块。如其尚欲在法定范围内继续工作但仅不拟进行作为独立新矿种的页岩油气勘探，则亦应正式划为可供页岩气招标的新区块。对如何协调其与其他类型油气、乃至其他资源的综合勘探开发利用，应有具可操作性的新法规或合同予以制约。笔者估计目前出现上述两种情况，即大型国家油企主动退出某些区块的概率很小。过去，作为油气区块管理部门的国土资源部对登记后的监管和退出没有依法执行，这在中国的国情下是可以理解的。近期其已对此有所动作，已发出了涉及上述两个问题时要依法行事的“通知”。若各有关公司对此置若罔闻毫无反应，那么就会造成此次执法动作的再次流产。

显然，这里缺少一个对各大国企有监督、约束权的权威部门，它要么可对不合法的行为直接干预，要么作为现行执法者的坚强后盾。当然要执行管理权的不只是区块管理的问题，还有如何促进多种资源的综合勘探、综合开发、综合利用，勘探开发过程中的监管，资料的上交和依法公益性使用等诸多长期遗留的老大难问题。这就不单是目前的国土资源部可以完全负责的事，它涉及不少部门，如监管就涉及环境、工商、税收、统计，甚至涉外企业管理等部门、涉及人数可能较多的监管队伍建设问题。进一步看，已有法规的不完善也是其执行难的原因之一。对上述诸多问题，建议都可纳入国家级实验区中“先行先试”，提出、试行并进一步完善相应法规体系。至于完善区块的准入—退出机制，也不能操之过急。建议也采取试验区中先行试点的方法，使在打破垄断的同时更好地发挥大型国企的骨干作用，求得对常规油气和非常规油气都有促进作用、使原占有区块者和新进入者双方都能接受的方案而分期分区的逐步推开。

在现行管理体制中，矿权及资源管理存在一些不合理情况：有的矿种按规模分级（中央和地方）管理（如煤炭），有的矿种则全部归中央管理（如油气）。这牵扯出很多问题和矛盾，本文中讨论的煤层气便是其典型之一。

鉴于以页岩油气为代表的非常规油气面积上大量钻井并频繁进行多种作业，要求中央一级完成繁琐具体的监管是很困难的。建议在试验区试行“一级登记多级管理”的新模式并进而探索加大地方当局责、权、利，调动地方积极性的可能性。在这些具体问题背后都体现着向更成熟的市场经济发展的根本方向。

在此重大变革中，页岩气的发展可以起到良好的“抓手”和推动作用。它作为“新矿种”而可在法规上实施相对独立、易于入手和操作，它又是油气的一个组成部分，其问题的破解可带动许多涉及油气能源，甚至经济体制改革上重大问题的进展。我们对此寄于热切的期望。

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