中国页岩气勘探开发新突破及发展前景思考

董大忠王玉满李新景邹才能管全中张晨晨黄金亮王淑芳王红岩刘洪林拜文华梁 峰吝 文赵 群刘德勋邱 振

1.中国石油勘探开发研究院 2.国家能源页岩气研发（实验）中心 3.中国石油勘探开发研究院廊坊分院

董大忠等.中国页岩气勘探开发新突破及发展前景思考.天然气工业，2016，36（1）：19-32.



中国页岩气勘探开发新突破及发展前景思考

董大忠1,2王玉满1李新景1邹才能1管全中1张晨晨1黄金亮1王淑芳1王红岩2,3刘洪林3拜文华3梁 峰3吝 文3赵 群3刘德勋3邱 振3

1.中国石油勘探开发研究院 2.国家能源页岩气研发（实验）中心 3.中国石油勘探开发研究院廊坊分院

董大忠等.中国页岩气勘探开发新突破及发展前景思考.天然气工业，2016，36（1）：19-32.

摘 要近5年来，中国页岩气勘探开发实现了跨越式发展，成为继美国、加拿大之后，第三个实现页岩气工业化生产的国家，截至2015年底，页岩气累计产量突破了60×108m3。基于近期中国页岩气勘探开发快速发展的主要成果，通过全面回顾勘探开发新突破和深入分析未来发展前景，进而指出中国的页岩气勘探开发整体尚处在发展初期，四川盆地海相页岩气是近期勘探开发的主要对象，海陆过渡相与陆相页岩气的突破和工业化生产是实现中国页岩气规模化发展的重要环节；低产—中等产量井是中国页岩气的生产常态，发展勘探开发关键技术非常重要；严格控制单井投资和大幅降低成本成为提升页岩气勘探开发效益的重要手段。为此，建议：①持续加强理论技术攻关，积极开展页岩气“甜点区”评价勘探，逐渐夯实发展基础；②高度重视勘探开发前期评价，突出有效页岩气资源的落实，把控好评价钻探与产能建设的节奏；③突出页岩气储层精细描述和评价，提升整体开发水平；④加大勘探开发技术攻关力度，突出技术的简化和实用性，有效降低成本；⑤全面总结页岩气勘探开发快速发展经验，突出关键指标论证及评价，加强新区、新领域及新层系突破和接替。

关键词页岩气田 超级大气区 新进展 有效资源 发展前景 启示 南方地区 中国

1 中国页岩气勘探开发快速发展成果

1.1 四川盆地五峰组—龙马溪组海相页岩气勘探开发取得重大突破，探明规模地质储量

图1 中国页岩气勘探开发形势图

自2010年中国第一口页岩气勘探评价井——威201井在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩中获工业气流后，中国借鉴北美页岩气勘探开发的成功经验，以南方下古生界五峰组—龙马溪组、筇竹寺组（及相当层位）海相页岩为重点，开展页岩气地质综合评价、勘探评价及开发先导试验，陆续在四川盆地、渝东鄂西、滇黔北、湘西等地区五峰组—龙马溪组发现页岩气（图1），并在四川盆地威远、长宁（长宁—昭通）、富顺—永川、涪陵等地区获得工业页岩气产量（图2）。迄今，基本明确南方地区五峰组—龙马溪组为一套页岩气资源非常富集的层系，具有普遍含气、大面积富集高产的特征，高产工业页岩气井主要位于四川盆地常规天然气富集区。初步圈定蜀南—川东—川东北地区五峰组—龙马溪组为万亿立方米级海相页岩气大气区，发现了涪陵、威远、长宁等千亿立方米级以上页岩气大气田（表1）[1]，富顺—永川、彭水、南川—丁山等产气区带。2014年涪陵页岩气田在JY1-JY3井区探明页岩含气面积106.45 km2，探明页岩气地质储量1 067.5×108m3，实现中国页岩气储量零的突破。2015年中国页岩气探明储量实现重大突破，在威远页岩气田W202井区、长宁页岩气田N201井—YS108井区、涪陵页岩气田JY4-JY5井区分别探明页岩含气面积48.23 km2、159.64 km2和277.09 km2，探明页岩气地质储量分别为273.51×108m3、1 361.80×108m3和2 738.48×108m3。累计探明页岩气地质储量5 441.29×108m3，探明可采储量1 360.33×108m3，为中国页岩气快速上产奠定了良好的资源基础。

图2 四川盆地页岩气田分布图

1.2 四川盆地页岩气产量快速上升，中国成为全球第三个实现页岩气商业化生产国

中国页岩气生产始于2010年威201井，随着2011—2012年N201-H1、Y202-H1井等一批高产水平井的发现和相继投入生产，2012年中国的页岩气产量即超过1.0×108m3，2013年涪陵页岩气田发现后，当年中国页岩气产量突破2.0×108m3。随着威远、长宁、涪陵页岩气田的快速建产，2014年中国页岩气产量跃升至12.5×108m3，2015年产量已超过40×108m3，累计页岩气产量超过60×108m3，基本实现了页岩气规模生产，成为全球第三大页岩气生产国（表2）[2-3]。研究认为，五峰组—龙马溪组页岩气藏为大型连续聚集型气藏，气藏面积大，连续分布，平均埋深2 100～3 000 m，属中—中深层气藏，地层压力高，单井产量中—高（3.4×108～54.7×108m3/d）（图3），试采效果好，为甲烷含量大于98%、不含硫化氢的优质页岩气田。

表1 四川盆地已发现页岩气田探明储量及产量统计表

表2 全球主要页岩气生产国家储量、产量统计表

图3 四川盆地页岩气单井测试产量统计图

1.3 南方海相页岩发现多层系含气，页岩气突破需要进一步评价

除五峰组—龙马溪组外，南方地区发育有震旦系陡山沱组、下寒武统筇竹寺组、中泥盆统应堂组—罗富组、上石炭统大塘组—旧司组等富有机质页岩层系。这些页岩层系有的分布于整个南方地区，有的仅局部分布，但其共同特征是TOC值高、厚度大、成熟度高、脆性好、有一定含气性，勘探开发在多处发现页岩气及工业页岩气流，震旦系页岩气在三峡地区有发现，泥盆系页岩气在广西柳州地区有发现（日产气量约为2.0×104m3），石炭系页岩气在贵州六盘水地区有发现（日产气量近5.0×104m3），这些发现将为南方地区进一步的页岩气地质综合评价、有利区优选及勘探突破提供重要依据。值得强调的是寒武系筇竹寺组页岩气在南方地区发现较广，与五峰组—龙马溪组页岩含气范围相似，整个中—上扬子区都含气，从四川盆地、渝东南—渝东北、贵州，到湖北、湖南等均获页岩气发现，不同的是筇竹寺组普遍含气程度低或不含气，仅局部含气程度较高。据不完全统计，中—上扬子区筇竹寺组页岩气钻井不少于40口，只有四川盆地威远—犍为区块4口井获工业气流，其余井一部分无气、一部分含氮气、一部分微含气、一部分低产气。初步研究认为，筇竹寺组热演化程度普遍较高，Ro普遍大于3.0%，高演化使其有机质趋于碳化，生气能力几近衰竭，同时，高演化导致有机质变脆，有机质孔隙易塌陷，有机质纳米孔隙减少，黏土矿物以绿泥石为主，黏土矿物晶间孔隙减少，页岩总孔隙空间变少，而使含气量降低。统计可知，筇竹寺组页岩储层孔隙度介于1.5%～4.2%，平均为2.4%，为五峰组—龙马溪组页岩储层孔隙度的1/2～1/3，所以筇竹寺组页岩的含气性通常也只有五峰组—龙马溪组页岩含气量的1/2～1/3，其含气量为0.5～4.0 m3/t，平均为1.29 m3/t（表3）。此外，筇竹寺组页岩形成时间（距今约5.7亿年）较五峰组—龙马溪组页岩（距今4.48亿～4.38亿年）早1.22～1.32亿年[1]，构造变动多且改造程度强，对页岩气的保存条件要求高。因此，筇竹寺组页岩气多数地区存在风险，仅演化程度相对低、保存条件非常好的局部地区可能会富气并具有勘探潜力。

表3 五峰组—龙马溪组与筇竹寺组页岩储层特征对比表

1.4 海陆过渡相页岩气勘探开发有发现，前景并不明朗

统计资料显示，中国海陆过渡相页岩分布面积大、成气早、持续时间长，中国已发现的常规天然气储量中，50%以上储量的气源岩为海陆过渡相页岩。但研究发现，海陆过渡相优质页岩累厚较大但单厚较小（通常介于5～15 m），纵、横向变化快，总含气量偏低且吸附气含量偏高，有机质纳米孔隙发育量较少，页岩层段常与致密砂岩或煤层伴生，气、水关系复杂。有鉴于此，海陆过渡相页岩气勘探开发整体处于地质综合评价、直井勘探评价和有利区优选阶段。从钻探情况看，展现出一定的勘探前景[4]，如鄂尔多斯盆地二叠系钻探的3口井压裂后均获一定量页岩气流：鄂页1 井太原组日产气1.95×104m3，云页平1井山西组日产气2.0×104m3，神木SM0-5井太原组日产气6 695 m3。南华北盆地钻探的2口井在石炭系—二叠系展现好苗头：尉参1井发现富有机质优质页岩（累计厚度为465 m），现场岩心解析含气量达4.5 m3/ t；牟页1井发现富有机质优质页岩10层，累计厚度为277.6 m，对其中一层压裂后获日产气3 000 m3。南方地区针对二叠系大隆组、龙潭组的钻探评价取得重要发现：湖北地区巴页1井岩心解析气含量介于1.0～2.0 m3/t，烃类气体含量高，点火可燃；鹤地1井岩心解析气含量最高达3.03 m3/t。湖南地区的湘页1井岩心解析气含量介于0.164 4～1.414 m3/t，压裂后日产气2 400 m3。贵州地区的西页1井岩心解析气含量介于4.926～19.171 m3/t，方页1井岩心解析气含量介于1.344～5.562 m3/t。除此而外，海陆过渡相页岩气暂没有井进行生产试验。

1.5 陆相页岩气产量高低悬殊，形成规模产量技术是关键

陆相富有机质页岩是中国主要含油盆地的烃源岩，主体处在生油期，生气少。对比分析认为陆相页岩气成藏富集以页岩厚度大、有机质类型多样和复杂、成熟度相对较低、为生油和湿气阶段、保存条件好为特征[5]，页岩气和页岩油伴生共存。陆相页岩气在四川盆地三叠系须家河组、侏罗系自流井组、鄂尔多斯盆地三叠系延长组等盆地和层系进行了较多的探索，虽发现了一些工业气流井，但并未实现工业产能突破[6]，勘探开发前景并不明确。四川盆地上三叠统须家河组、下侏罗统自流井组钻探页岩气井近20口，压裂测试获日产气0.1×104～50.7×104m3/ d。鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段钻探页岩气井近50余口，压裂测试获日产气0.17×104～4.0×104m3/d。尽管单井测试获得一定的初始产量，但递减非常快，无法形成稳定工业产量。迄今，仅在鄂尔多斯盆地初步落实陆相页岩气地质储量677×108m3，建成1.18×108m3/a生产能力，1口井投入井口发电生产，日产气约为0.4×104m3（图4）。

1.6 初步形成了海相页岩气成藏富集地质认识

中国页岩气成藏富集地质条件非常复杂，完全不同于北美页岩气地质条件。通过五峰组—龙马溪组勘探开发实践与研究，初步形成了中国海相页岩气成藏富集地质理论，郭彤楼等[7]根据涪陵页岩气田勘探发现提出“阶梯运移、背斜汇聚、断—滑控缝、箱状成藏”的成藏模式和“深水陆棚相带是基础、良好保存条件是关键”的海相页岩气“二元富气”模式。王志刚[8]根据涪陵页岩气田开发进展提出深水陆棚相优质页岩是页岩气富集的基础，适中的热演化程度有利于海相页岩有机质孔形成，保存条件是海相页岩气富集高产的关键”的海相页岩气“三元富集”理论。董大忠[6]、邹才能[1]等根据南方海相页岩气成藏富集条件研究、主控因素对比及勘探开发剖析，初步建立了构造单体型“甜点”、大面积连续型“甜点区”两种海相页岩气聚集模式，提出海相页岩气成藏富集高产受“沉积环境、热演化程度、岩相组合、构造保存”四大因素控制。研究表明：高TOC含量、高生物成因硅质和钙质含量页岩与沉积环境具有良好的耦合关系，半深水—深水陆棚相沉积环境控制了五峰组—龙马溪组富含有机质、富含生物硅质—钙质页岩发育的规模和分布范围。富含有机质页岩即TOC含量高、类型好，为页岩气成藏提供良好气源基础，处在有效热裂解成气范围，为有机质发育纳米孔隙创造有利条件，为页岩气赋存提供有效储集空间。岩石脆性由矿物成分、岩石力学及地应力组成，五峰组—龙马溪组优质页岩储层为硅质页岩、钙质页岩岩相组合，硅质、钙质含量高，部分为生物及生物化学成因，硅质放射虫和硅质海绵骨针含量部分高达30%以上，高生物成因硅质、钙质矿物不仅使页岩脆性好，还易发育基质孔隙、页理缝及天然微裂缝，为页岩气的富集提供充足空间；保存条件是油气成藏与富集高产的关键，拥有良好的储盖组合、处在构造相对稳定区、高压及超高压“超压封存箱”是海相页岩气成藏富集与高产的关键。实践证实，保存条件好可形成高压及超高压，高压及超高压就可能富集高产，四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组页岩气初始测试产量与地层压力系数呈明显正相关关系（图5）。

图4 鄂尔多斯盆地三叠系延长组页岩气勘探开发成果图

此外，富集高产也与构造类型、埋藏深度、地应力条件、网状天然裂缝发育程度等因素相关。勘探实践表明，南方复杂构造地区，构造相对稳定的大型复背（向）斜宽缓区的正向构造，断层不发育，地层保存较好，是海相页岩气核心区的主要构造类型。五峰组—龙马溪组产层压力系数与埋深成正比，产层埋深越大，地层压力系数越高，初始测试产量也越高，涪陵、威远、长宁、富顺—永川等页岩气田产层埋深介于1 500～3 800 m，平均为2 500 m，压力系数介于1.2～2.2，当埋深大于2 500 m时，地层压力系数一般大于1.5，水平井测试产量大于10×104m3/d。

图5 四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组页岩气初始测试产量与地层压力系数关系图

1.7 关键技术突破，关键工艺优化，工程质量提高，推动复杂页岩气藏规模效益开发

通过5年的探索，从技术引进、消化吸收到自主创新，中国在地质综合评价、地球物理勘探、实验测试分析、水平井钻完井、体积压裂、微地震监测与评估等技术、可移动式钻机、3 000型大型压裂车组、可钻式桥塞、高效压裂液配制等装备与工具上，形成了适宜于复杂地质地表条件的页岩气勘探开发关键技术与配套装备系列（表4），并基本实现了国产化和规模应用。水平井钻完井周期从150 d减少至60 d（最短为34 d），分段压裂由最初的最多10段增加到目前至少15段（最多为26段），平均每天压裂3～4段，单井最大压裂液量3.8×104m3，最大排量17.2 m3/min，井均测试日产气量15×104m3。完全具备3 500 m以浅水平井一趟钻、1 500～2 000 m水平井段优质储层钻遇率超过90%、15段左右分段体积压裂等能力，基本建立了丘陵区4～8口井1平台井组钻井、“交叉+同步+拉链”式压裂等“工厂化”生产模式，水平井单井综合成本从1亿元下降到5 500万元～6 500万元。同时，不断优化井身结构，防止表层水污染，积极探索泥浆、岩屑、压裂返排液等回收、处理及再利用，边测试、边生产、边建设、边复垦，有效防控空气污染，形成绿色开发模式。

表4 中国页岩气勘探开发关键技术与装备体系表

2 中国页岩气成藏富集地质特征

中国在多旋回构造与多沉积环境演变过程中，发育海相、海陆过渡相和陆相3类富有机质页岩（表5、表6、图6），都具备页岩气成藏的基本地质条件，但勘探开发前景差异大。对比认为（表6）海相页岩气成藏条件最好，其次是海陆过渡相页岩气，陆相页岩气条件最差，海相页岩气是最现实的勘探开发领域。

2.1 海相页岩气成藏富集地质特征

北美产气页岩以晚古生代泥盆系、石炭系页岩为主，形成于克拉通边缘坳陷及前陆坳陷。中国海相页岩具有时代老、盆地内埋深大、盆地外改造强、热成熟度高等特征。中国海相页岩主要发育在早古生代，形成于克拉通内坳陷或边缘斜坡区，分布在四川盆地及周缘、中—下扬子地区等广大南方地区及塔里木盆地等中—西部地区，以上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组、下寒武统筇竹寺组及其相当层位为重点。除四川盆地外，南方地区大部分海相页岩处在盆地之外，遭受多次构造改造或大面积裸露。热成熟度（镜质体反射率Ro）统计，大部分地区海相页岩Ro值大于2.0%，为原油裂解气阶段，有的层段Ro值普遍大于3.0%，有机质进入了碳化期，生气能力几近衰竭。中国页岩气勘探开发实践证实，海相页岩是中国页岩气勘探开发的重要领域。由于海相页岩时代老，生气时间早，经历构造运动多，褶皱、断裂、剥蚀等作用使其页岩气保存条件差异性大[9]。四川盆地内埋深适中—大，地层超压—超高压为主，保存条件较好，有利于页岩气成藏和富集高产，是页岩气勘探开发的优选地区。盆地周缘构造相对复杂，埋深变化大。同一个构造不同部分埋深不同，埋深中—深的，地层超压，保存条件较好，有利于页岩气成藏和富集高产；埋深浅的，上覆地层可能较薄或缺失或存在断裂，地层低—常压，保存条件变差或无保存条件，不利于页岩气成藏。在盆地以外地区，构造极为复杂，页岩地层往往遭抬升、断裂、剥蚀，埋深普遍不大，以低压—常压为主，保存条件较差，非常不利于页岩气成藏和保存。因此，构造相对稳定、地层超压、保存条件好是海相页岩气成藏富集的关键。

表5 中国陆上主要沉积盆地或地区富有机质页岩统计表

表6 中国3类页岩气成藏富集特征简表

图6 中国富有机质页岩连续厚度（集中段）剖面组合类型图

2.2 海陆过渡相页岩气成藏富集地质特征

中国海陆过渡相（交互相）页岩形成于石炭纪—二叠纪，分布在四川盆地及周缘、中—下扬子地区等南方地区、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地等北方地区（表5）。研究认为海陆过渡相页岩气基本成藏特征为页岩大面积广覆式分布，台洼潟湖相、深沼芦苇相控制富有机质优质页岩厚度和分布规模。黏土质页岩、粉砂质页岩为有利岩相组合。孔隙类型以基质孔隙（黏土矿物晶间、粒间孔、溶蚀孔等）为主，局部存在有机质孔隙和微裂缝。有机质丰度较高，TOC含量1.44%～7.51%，干酪根类型以偏腐殖混合型—腐殖型为主，有机质成熟度（镜质体反射率Ro）介于1.0%～2.5%，普遍处在成气高峰阶段，为中国50%以上常规天然气探明储量提供了气源。构造稳定，埋深适中，上覆盖层好，受盆地类型和成烃作用控制，地层超压区有利于页岩气富集—为最佳“有利区”。同时，海陆交互相页岩气成藏也存在以下不足：连续厚度小、单层厚度薄、页岩岩相变化大、常与煤岩、致密砂岩等互层或横向变化。海陆过渡相页岩气勘探开发钻井数不多，总体处在勘探评价阶段。从钻井页岩气显示及已有井页岩气流判断，海陆过渡相页岩气成藏条件较好，未来有望实现勘探开发突破。

2.3 陆相页岩气成藏富集地质特征

陆相富有机质页岩形成于中生代—新生代，广泛分布于中国含油气盆地，包括松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地、准噶尔盆地、塔里木盆地等，以三叠系—侏罗系、白垩系（青山口组）、古近系—新近系（沙河街组）为重点层系。陆相页岩气成藏具有“四优四劣”显著特征。“四优”是指陆相页岩气成藏具有四大优势：①深水—半深水湖盆中心和斜坡区页岩发育、分布广；②页岩总厚度大，集中段较发育（一般为20～200 m）；③有机质丰度高（2.0%～8.0%），有机质类型好（腐泥型—偏腐殖混合型为主）；④构造简单，地层超压，保存条件好。“四劣”是指陆相页岩气成藏存在四个致命弱点：①即有机质热演化程度低（Ro介于0.5%～1.3%），以生油为主，成气有限；②页岩黏土矿物含量高、脆性矿物含量低，脆性相对较差；③有机质孔隙不发育，物性总体偏低；④生气范围小（约占有效页岩面积的10%～30%），埋深较大。陆相页岩气勘探开发在鄂尔多斯、四川、柴达木、南襄、渤海湾等盆地近50口钻井中获页岩气流，单井测试初始产量差异大（0.1×104～50.7×104m3/d），递减快，没有形成工业产能。

3 中国页岩气勘探开发面临的主要困难

3.1 有效页岩气资源落实程度低，新领域新目标准备不足

页岩气形成、成藏及富集基础理论及勘探开发技术研究等处在起步阶段，页岩气资源评价标准、技术规范正在建立、形成中。2012年国土资源部组织完成中国陆域41个盆地/地区的页岩气资源评价，并优选出页岩气有利区带180个。但是，迄今中国页岩气勘探开发只有海相页岩气在局部地区（四川盆地）、个别层位（五峰组—龙马溪组）实现突破，大部分地区、层位只有少数评价井获得页岩气流。海陆过渡相及陆相页岩气尽管也有钻井获得页岩气流，但并未实现工业气流突破，其实质是这两类页岩气资源形成、赋存、富集机理与主控因素尚未认识，资源评价与有利区选关键参数获取不规范，对其认识仅停留在宏观层面，尤其是页岩含气量现场解析结果差较大，多数评价者更是将等温吸附模拟实验结果看作地层温、压条件下的页岩实际含气量，形成了较大误导。同时，海陆过渡相及陆相页岩气“甜点”识别与预测技术不成熟，尤其是海陆过渡相页岩岩相变化快、单层厚度薄，常与煤岩、致密砂岩等互层。

3.2 页岩气勘探开发关键技术与装备有待进一步完善

四川盆地涪陵、威远、长宁（长宁—昭通）页岩气田五峰组—龙马溪组气层主体埋深为2 000～3 500 m，对埋深小于3 500 m的页岩气勘探开发技术与装备基本实现了国产化及规模应用。但是，四川盆地及中国其他地区更多页岩气资源埋深大于3 500 m，对这部分页岩气资源勘探开发技术与装备还不成熟，处在探索、攻关阶段，例如四川盆地南川地区、大足地区等钻探的超过4 000 m的井，其页岩气的成藏地质指标都很好，但多口探井尝试至今未实现突破，分析认为是由于技术、装备不到位，导致未能获得成功。同时，中国陆相、海陆过渡相页岩气勘探开发技术与装备未突破，需要持续攻关，以构建适合中国页岩气地质特征的勘探开发技术体系。

3.3 页岩气勘探开发成本较高，实现经济开采是关键

中国页岩气地质、地表条件复杂，有效优质页岩气资源及“甜点区”落实程度低，勘探开发处在起步阶段，导致页岩气勘探开发成本高，完全实现经济开采还需一定时日。页岩气实现效益开发必须降低成本和提高产量，全面战略规划对于一个地区页岩气发展至关重要，既不要走一步算一步，也不要四处出击，不能因暂时性油价下跌就搁置开发计划，应按照既定战略规划来推进页岩气勘探开发。

3.4 管网建设滞后制约页岩气发展速度

涪陵、威远、长宁（长宁—昭通）页岩气田无一例外地由于无管网或管网输送能力不足，只能暂缓投产或降低产能生产。北美页岩气成功开发的主要经验之一在于输气管网非常发达。中国页岩气资源富集区总体管网不足、建设难度大、成本高，将成为制约页岩气进一步发展的重要因素。

4 中国页岩气勘探开发启示

4.1 页岩气内涵

页岩气主要在“富有机质页岩”区带中被发现，页岩气区带是富含大量天然气的一套连续分布的、具有相似地质和地理特征的页岩地层。在页岩气勘探开发实践中，应注重页岩气三个方面的内涵[10]。首先，页岩气是以游离态、吸附态为主，赋存于富有机质页岩层段中的天然气，主体上为自生自储的、大面积连续型天然气聚集。在地层条件下，页岩基质渗透率一般小于或等于0.001 mD，单井一般无自然产能，需要通过一定技术措施才能获得工业气流。其次，页岩不是字面上的含义，也不是单纯岩性上的定义。重点是基于富含有机质和主要成分的粒径而确定。页岩气藏中的页岩是粒径小于0.062 5 mm的细粒沉积岩，即以页岩为主的细粒沉积岩石组合，除页岩外，可以有或必然有少量其他岩类，是一个岩性组合。组成成分（无机矿物、有机质等）含量有明确界定，例如此页岩必须为黑色页岩、富含有机质、黏土矿物成分、页理发育等，以与纯粹的粉砂岩、灰质泥岩等岩性相区别。第三，必须为已证实的有效烃源岩，进入生气窗后的生气源岩。

由此可见，把握页岩气内涵对正确理解页岩气成藏非常重要。页岩气成藏不是靠天然气运移、充足圈闭成藏，背斜等正向构造有利于页岩气富集，高点区是页岩气“甜点”评价优选时必须考虑的重要因素（加分项目），但不是必备要素。必备要素是有足够量的富有机质页岩、TOC含量、适中的热演化（Ro适中），保证有足够的天然气赋存及足够的天然气持续补充，即使没有正向构造或高点的水平页岩地层或构造（背斜、向斜、坳陷、隆起等）的斜坡也会有丰富的页岩气聚集成藏。页岩气本质上是以甲烷为主要成分的天然气，成藏要素可以集中，但成藏过程必须要服从石油地质的基本规律。因此，成藏富集中构造保存条件同样非常重要，虽不同于常规油气成藏的保存条件那么严格，但没有一定的保存条件是绝对不行的，构造变形对页岩气的逸散作用绝对不能忽视。

4.2 页岩气勘探开发误区

随着四川盆地涪陵、长宁（长宁—昭通）、威远等页岩气田五峰组—龙马溪组页岩气勘探开发的突破，对中国页岩气前景充满了“过于乐观”情绪。根源在于没有充分认识到中国页岩气资源的特殊性、复杂性，简单地用北美页岩气概念认识中国页岩气，产生了“有页岩就有页岩气”“有页岩气就能商业开发”“常规技术就能开发页岩气”等误区。没有充分认识到北美地质特征与中国地质特征的差别，也没有充分认识到海相页岩气和海陆过渡相及陆相页岩气的差异[11-12]。勘探开发实践中更是把工作重心和关注重点放在了钻井、分段体积压裂等工艺技术突破上，忽视了优质“甜点区”资源评价与选区，造成“工艺成功、产量不高”的尴尬局面。认识的偏差和工作的不均衡导致对中国页岩气发展阶段定位不客观，甚至认为当下已经进入规模工业化开发阶段，从而制定出较高发展目标。

实际上，美国页岩气成功也不是一蹴而就的，是在经历了理论突破、资源评价、技术攻关、先导试验等阶段后，逐渐进入规模开发的。即便如此，北美各油气公司在主要页岩气产区打了十余万口井，压裂了几百万次，在Barnett这样成熟的页岩气产区，2005年以来单井产量增长了数倍，但仍然约有40%的压裂段数完全没有产出，30%左右的压裂段数产气较少，只有25%左右的高效压裂段数为80%左右的页岩气产量做出了贡献。

同样，无论处在什么阶段，对页岩气地质、资源的认识总是在深入，勘探开发技术总是在提高。北美页岩气开发从垂直井，到水平井，最终到平台井组“工厂化”生产模式，大大降低了单井作业成本，缩短了开发周期，提高了开发效益。与2010年相比，2014年北美每台钻机年钻井数量增长了130%，水平井段平均长度增长了125%，钻井速度平均增长了60%，单井综合成本下降了50%～60%。

5 中国页岩气发展前景

5.1 中国天然气市场需求规模大

中国社会经济持续稳定发展，能源需求将持续保持相对较高水平。1993年中国成为石油净进口国，2006年天然气也成为净进口国，目前中国是世界上最大的能源消费国、生产国和净进口国（图7）。中国石油的对外依存度由1993年的1.2%飙升到2014年的59%，天然气对外依存度由2006年的0.8%迅速攀升至2014年的32%，成为全球能源市场中最重要的进口国。在天然气需求中，近年来（2006—2014年）尽管中国天然气产量每年平均增长超过12%，为全球天然气产量增长最快的国家之一，但中国天然气产量总量还是非常少[13]，2014年中国天然气产量为1 345×108m3。天然气消费量同期年均增长量超过16%，2014年中国天然气消费量达1 855×108m3。据预测（国务院发展研究中心，2014年），到2020年中国天然气年均消费量仍将以19%的复合年增长率递增，在中国能源结构中的比例由2014年的5.6%提高到10%～15%，总量将达到3 500×108m3，但届时中国常规天然气产量预测仅为2 000×108m3左右，剩余部分主要依靠页岩气等非常规天然气产量及进口气量来弥补。

图7 中国天然气生产、消费、进口及一次能源结构与全球及主要地区的对比图

5.2 中国页岩气资源总体丰富

目前，有不同单位采用类比法、体积法等多种方法，对中国页岩气资源进行了初步估算，但都尚未完全实现全国范围内页岩气资源量估算，因此，预测结果也相差较大（表7）[1]。其中，美国能源信息署（EIA）分别于2011年和2013年对中国页岩气资源量做了估算，结果为地质资源量介于134.40×1012～144.50×1012m3，可采资源量介于31.57×1012～36.10×1012m3；2012年国土资源部的估算结果为地质资源量134.42×1012m3，可采资源量25.08×1012m3；同年中国工程院的估算为可采资源量11.50×1012m3；2014年笔者根据中国页岩气勘探开发新进展，对重点地区页岩气资源量做了预测，结果为地质资源量为80.5×1012m3，可采资源量12.85×1012m3；中国石化对中国陆域页岩气资源的评估结果为可采资源量18.6×1012m3。

由此可知，中国页岩气资源总体较丰富，地质资源量介于80.5×1012～144.5×1012m3，可采资源量介于11.5×1012～36.1×1012m3，以海相页岩气资源为主，海陆过渡相及陆相页岩气资源相对较少。

表7 中国页岩气资源量预测结果统计表 1012 m3

5.3 中国页岩气发展前景预测

从2005年中国涉猎页岩气勘探开发以来，2006—2012年初步实现了对页岩气资源认识上的第一次跨越，初步预测了中国重点地区页岩气资源，尤其是海相页岩气资源，圈定了最有利地区。2010—2015年实现了中国页岩气的发现—生产—提交探明储量的跨越，在四川盆地—上扬子区—中扬子区五峰组—龙马溪组发现大型海相页岩含气区，明确蜀南、川东、川东北重点含气领域，确定涪陵、长宁、威远等千亿立方米级页岩气大气田，探明页岩气地质储量超过5 000×108m3。2013—2015年实现了中国页岩气产量大跨越，自2010年中国生产第一立方米页岩气产量起，2012年页岩气产量超过1.0×108m3，2014年超过10×108m3（达12.47×108m3），2015年将超过40.0×108m3。据此，笔者预测“十三五”期间，中国页岩气勘探开发将进入快速发展阶段，除四川盆地、五峰组—龙马溪组外，无论在地区上，层系上，乃至页岩气类型上都将有新突破，页岩气储量、产量实现新跨越，到2020年前后，中国页岩气产量有望增长到300×108m3左右，为2020—2030年实现更快发展奠定基础。针对2020年前后页岩气产量300×108m3左右发展目标，分析以为，以川南为主地区有望实现页岩气产量100×108～150×108m3，以川东—川东北为主地区有望实现页岩气产量100×108～150×108m3。表8主要为美国不同页岩气区带储量与产量关系统计[14]，也将中国四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气探明储量及产量列入其中。将表8中所列美国、中国四川盆地页岩气资源量、探明储量及产量进行对比，可以预见四川盆地页岩气探明储量及产量均可有较大幅度进一步增长前景。

表8 美国主要页岩气区带2014年页岩气产量与储量关系统计表

6 结论与建议

1）中国页岩气勘探开发已在全国范围内广泛开展，四川盆地五峰组—龙马溪组海相页岩气实现了发现—探明—生产快速发展，初步迈入了工业化生产阶段。全国在多个盆地或地区证实广泛发育富有机质页岩、存在页岩气，勘探开发整体处在探索、起步阶段。

2）页岩气资源仍属油气资源，成藏富集仍遵循基本的石油地质规律，且比常规油气资源更复杂。中国页岩气地质、地表特征、管网等基础设施与北美差距甚大，资源落实程度很低，美国页岩气发展模式在中国不会被简单地复制成功。只有不断建立页岩气勘探开发学习曲线，逐渐形成适宜中国页岩气特征的发展模式，才能实现页岩气大发展

3）2020年中国页岩气年产量有望达到300×108m3左右，强化3类页岩气地质认识、页岩气有效资源的落实与“甜点区”优选，有序推动页岩气先导示范区建设，突破非海相页岩气勘探开发关键技术及海相3 500 m以深核心技术与装备。

4）持续加强理论技术攻关，积极开展页岩气“甜点区”评价勘探，突出有效页岩气资源的落实，逐渐夯实发展基础。高度重视勘探开发前期评价，把控好评价钻探与产能建设速度。全面总结页岩气勘探开发快速发展经验，突出关键指标论证及评价，加强新区、新领域及新层系突破和接替。

致谢：本文在研究和撰写中得到中国科学院戴金星院士、中国石油勘探开发研究院程克明教授等的指导和帮助，以及中国石油、中国石化等相关油田专家的支持，在此一并致谢。

参 考 文 献

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Breakthrough and prospect of shale gas exploration and development in China

Dong Dazhong1,2,Wang Yuman1, Li Xinjing1, Zou Caineng1, Guan Quanzhong1, Zhang Chenchen1, Huang Jinliang1, Wang Shufang1, Wang Hongyan2,3, Liu Honglin3, Bai Wenhua3, Liang Feng3, Lin Wen3, Zhao Qun3, Liu Dexun3, Qiu Zhen3
(1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China; 2. National Energy Shale Gas R & D Centre, Langfang, Hebei 065007, China; 3. Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Langfang, Hebei 065007, China)
NATUR．GAS IND．VOLUME 36，ISSUE 1，pp.19-32， 1/25/2016．(ISSN 1000-0976；In Chinese)

Abstract:In the past five years, shale gas exploration and development has grown in a leaping-forward way in China. Following USA and Canada, China is now the third country where industrial shale gas production is realized, with the cumulative production exceeding 60×108m3untill the end of 2015. In this paper, the main achievements of shale gas exploration and development in China in recent years were reviewed and the future development prospect was analyzed. It is pointed out that shale gas exploration and development in China is, on the whole, still at its early stage. Especially, marine shale gas in the Sichuan Basin has dominated the recent exploration and development. For the realization of shale gas scale development in China, one key point lies in the breakthrough and industrial production of transitional facies and continental facies shale gas. Low-moderate yield of shale gas wells is the normal in China, so it is crucial to develop key exploration and development technologies. Especially, strictly controlling single well investment and significantly reducing cost are the important means to increase shale gas exploration and development benefits. And finally, suggestions were proposed in five aspects. First, continuously strengthen theoretical and technical researches, actively carry out appraisal on shale gas “sweet spots”, and gradually accumulate development basis. Second, stress on primary evaluation of exploration and development, highlight the effective implementation of shale gas resources, and control the rhythm of appraisal drilling and productivity construction. Third, highlight fine description and evaluation of shale gas reservoirs and increase the overall development level. Fourth, intensify the research on exploration and development technologies in order to stand out simple and practical technologies with low costs. And fifth, summarize the experiences in fast growth of shale gas exploration and development, highlight the demonstration and evaluation of key indicators, and try to achieve more breakthroughs and replacement in new areas, new domains and new strata.

Keywords:Shale gas field; Super gas province; New progress; Effective resource; Development prospect; Enlightenment; South China

收稿日期（2015-11-03 编辑 罗冬梅）

作者简介：董大忠，1962年生，教授级高级工程师，本刊第七届编委会委员、《Natural Gas Industry B》编委会委员，博士；主要从事油气资源与发展战略、非常规油气资源地质勘探与开发等方面的研究工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路910信箱石油地质实验研究中心。ORCID:0000-0002-5842-4223。E-mail:ddz@petrochina.com.cn

基金项目：国家油气重大专项（编号：2011ZX05018-001）、国家重点基础研究发展计划（973计划）项目（编号：2013CB228001）。

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.01.003