我国页岩气产业发展现状浅析

文 // 林才顺 中国石油和化学工业联合会 北京能源学会高云龙 北京节能环保中心

2014年，国务院办公厅发布的《关于建立保障天然气稳定供应长效机制若干意见的通知》中提出：到2020年天然气供应能力达到4000亿立方米，力争达到4200亿立方米的宏伟目标。而目前我国天然气产量仅为1210亿立方米，其中常规天然气1178亿立方米、煤层气30亿立方米、页岩气2亿立方米。因此，在我国常规天然气生产量短期内不会有大幅度的提高的情况下，非常规天然气特别是页岩气的产业发展被寄予厚望。

页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附或游离状态为主要存在方式的非常规天然气，成分以甲烷为主，是一种清洁、高效的能源资源。加快页岩气产业化步伐，对于我国能源结构优化调整，增加天然气资源供应，缓解我国天然气供需矛盾，促进节能减排以及促进我国经济可持续发展都具有重要的战略意义。

1 我国页岩气产业发展现状

1.1 我国页岩气勘探开发现状

我国页岩气资源非常丰富，主要赋存在南方10省市，特别是四川盆地及周边地区。根据国土资源部发布的资料表明，我国页岩气地质资源量为134万亿立方米，技术可采资源量为25万亿立方米。

目前，我国设立了21块页岩气矿权区，除4大石油公司外有17家公司中标，已开展前期地质评价及地球物理勘探工作。我国在四川富顺－永川、长宁、威远、重庆涪陵等地区已有多口井获得了工业化页岩气流。彭水地区彭页3HF井压裂施工22段，创国内页岩气井压裂施工级数、总液量、加砂量等多项纪录。其中涪陵地区、长宁—威远地区获得高产，成为我国具有重要商业价值的页岩气产区。截至2013年年底我国完成的285口页岩气钻井中，有调查井105口(直井)、探井94口(直井)，评价井86口(水平井)，经过水力压裂和测试，日产超过万立方米的有38口(其中直井18口、水平井20口)，日产超过10万立方米的有23口(其中直井3口、水平井20口)。2013年页岩气产量2亿立方米。

1.2 我国页岩气产业化示范区发展现状

目前，我国已建立了4个国家级页岩气产业化示范区，具体进展情况如下。

（1）涪陵国家级页岩气示范区

截至2014年4月10日，中石化涪陵页岩气田开钻62口，完成试气投产23口。试采的23口页岩气井,每口井都实现了高产。其中 被授予“页岩气开发功勋井”的焦页1HF井,自2013年1月9日试采以来,日均产气6万立方米,累计产气3254万立方米，该井可采储量达1.17亿立方米。此外，目前焦页8-2HF井、焦页13-2HF井，日产量都在20万立方米以上。目前该区块页岩气日外输气量达303.7万立方米，建成产能超过11亿立方米/年，累计产气4.3亿立方米，销售气量4.27亿立方米。这都标志着我国页岩气开发实现重大战略性突破，提前进入规模化商业化发展阶段。

（2）威远国家级页岩气示范区

该示范区矿权面积分别为6534平方千米。目前正在采集三维地震200平方千米。2013年新完钻井3口（威204、威205、威206）。其中威204井垂深3500米，水平段1002米，地层压力系数2.0，分11段改造获初产16万立方米/天，首次证实威远地区具有商业开发价值。位于四川威远县境内我国第一口页岩气井——威201井，于2010年10月开井产气，至今已钻成页岩气井8口，预计今明两年钻井60多口，形成日产气400万立方米的产能。四川长宁县、高县一带的长宁区块，现有的11口页岩气井中，预计今明两年钻井超过60口，日产气将达300万立方米。

（3）滇黔北昭通国家级页岩气示范区

该示范区矿权面积为15078平方千米。2013年开钻井2口，完钻井1口（YS108），正钻井1口（YS108-H1），获气井1口（YS108）。YS108井龙马溪埋深2600米，优质储层40米，孔隙度4.2%，含气量4.0立方米/吨，地层压力系数1.9，直井压裂获气1.5万立方米/天，表现出良好的商业开发潜力。

（4）延安国家级页岩气示范区

该示范区主要开展陆相页岩气勘探开发实验。在鄂尔多斯盆地东南部，完成了页岩气井30口，其中直井24口，丛式井3口，水平井3口。直井单井产量1700～3000立方米/日，水平井分段压裂井2口，日产气量5000～8000立方米。

2 存在的主要问题

2.1 地质条件复杂，开发成本高

整体上而言，我国海相页岩热演化程度普遍偏高、含气量偏低、埋深偏大。经济性较差的常压-低压型页岩气在我国分布规模较大，且多分布在山地和丘陵区，地表条件复杂，交通不便，给工程技术使用和施工带来很大挑战；我国海相页岩气分布区地应力复杂，地下地层破碎较严重，开发成本偏高。作为我国首口页岩气井的焦页1HF井深3653.99米，水平段长1007.9米，总造价达9000万元以上，而北美的卡尔加里页岩气埋藏深度只有1000～2000米，单井成本仅3000万元左右，为我国单井成本的三分之一。

2.2 页岩气勘探开发关键技术基础薄弱

我国页岩气开发尚处于起步阶段，页岩气重点实验室和技术研发中心等研究机构刚刚组建，关键开发技术尚未掌握，突破关键技术尚需要做大量工作，目前仍存在水平井钻完井、储层多段压裂改造、页岩气含气量及储层物性分析测试等技术瓶颈。

2.3 环境污染问题突出

页岩气井均需要大量的液体进行压裂，对地表和地下水可能产生不同的环境影响：返排液污染、饮用水污染、噪音污染、交通影响等。

2.4 远离页岩气市场，基础设施建设难度大

目前页岩气资源富集区很多集中在中西部山区，远离页岩气消费市场，交通不便，管网建设难度大、成本高，不利于页岩气外输利用和下游市场开拓。

3 建议对策

3.1 加大国家政策的扶持力度

针对我国页岩气开发具有初期投入高、产出周期长，投资回收慢的特点，建议设立非常规能源发展基金，给予特殊优惠政策，对企业在页岩气领域投入的勘探、关键设备、技术引进、开发与创新费用给予免税政策，鼓励和扶持页岩气产业快速发展。

3.2 加大页岩气勘探开发关键技术攻关

借鉴和吸收美国页岩气勘探开发技术，积极在水平井、多段连续压裂改造、清水压裂、同步压裂等关键技术上寻求突破，建立一套适合中国国情且具有自主知识产权的页岩气开采关键技术体系，为大幅度提高页岩气单井产量打下基础。

3.3 分类指导，重点突破，滚动发展

加强海相、过渡相和陆相页岩气的基础地质成因理论研究，建立相关勘探开发技术；重点勘探开发海相页岩气，强化海相页岩气勘探开发技术的跟踪分析，注重总结经验和开展推广应用，鼓励企业研发并推广应用成熟新技术、新工艺，为海相页岩气的勘探开发和跨越式发展提供有效的理论和技术支撑，实现海相页岩气带动整个页岩气产业快速发展。

3.4 提升页岩气基础设施水平

根据页岩气生产状况，积极新建气田集输管道或者小型液化天然气 、压缩天然气利用装置，防止放空浪费，提高页岩气利用率，快速实现页岩气的商品化和市场化。

3.5 加强环保问题研究和监管

跟踪研究页岩气勘探开发对地表水和地下水的影响，建立环境影响报告披露制度，加强页岩气勘探开发矿区对返排液处理，实行严格的事前事中事后全过程动态监督管理。

3.6 培育一批页岩气专业化技术服务公司

组建一批页岩气技术服务公司，加快页岩气勘探开发关键技术攻关，实现自主创新，降低勘探开发成本，培养新的经济增长点。