中国页岩气开发进展、潜力及前景

邹才能 赵 群 丛连铸 王红岩 施振生 武 瑾 潘松圻

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.中国石油勘探与生产分公司

0 引言

世界能源发展已经进入从化石能源向新能源转换的关键期，天然气作为最清洁的化石能源，是化石能源向新能源转换的“桥梁”或最佳“伙伴”[1]。北美“页岩气革命”成功，使美国由天然气进口大国转变为出口大国，深刻改变了世界天然气供给格局[1-3]。全球页岩气资源丰富，水平井多段压裂等技术是页岩气资源开发的成熟有效技术[1-3]，在美国页岩气示范效应的带动下，中国和阿根廷也实现了对页岩气资源的有效开发，产量持续快速增长[4-5]。近年来，水平井密切割、地下光纤监测和大数据人工智能等新技术的应用，推动页岩气开发再次实现跨越式发展。但近期受新冠肺炎疫情和产油国出口博弈等因素的影响，全球油气价格持续走低，国内外页岩气开发面临着新的形势[6]。

作为北美之外最大的页岩气生产国，通过10余年勘探开发攻关，中国以四川盆地及其邻区为重点，实现了海相页岩气资源的有效开发[1,3]。以四川盆地埋深3 500 m以浅的海相页岩区为重点，2020年全国实现页岩气产量200×108m3，其中中国石油天然气集团有限公司（以下简称中国石油）在蜀南的长宁、威远和昭通等区块实现页岩气产量116×108m3，中国石油化工集团有限公司（以下简称中国石化）在涪陵、威荣页岩气田实现页岩气产量84×108m3。随着页岩气开发的持续快速推进，明确埋深超过3 500 m深层页岩气的开发潜力如何，既是判断未来中国页岩气资源开发潜力和发展前景等的前提，也是决定能否在川渝地区建成“天然气大庆”的关键。

1 世界页岩气发展概况

2020年世界页岩气总产量为7 688×108m3（增长3.2%），其中美国7 330×108m3、中国200×108m3、阿根廷 103×108m3、加拿大 55×108m3，美国是世界页岩气开发的主体。

1.1 油气开发形势

美国页岩油气成为全球油气产量增长的主要领域，“页岩革命”推动美国实现“能源独立”[4,7]。据美国能源信息署（EIA）的数据，2020年美国页岩气产量为7 330×108m3，占其天然气总产量的约80%；2019年美国页岩气产量增长957×108m3，占全球天然气产量增长率的73%。2020年美国致密油/页岩油产量为3.5×108t，占其原油总产量的比例超过50%；2019年美国致密油/页岩油产量增长0.6×108t（增长19%），占全球原油产量增长率的66%。2019年美国能源产量为22.6×108吨油当量（ton oil equivalent，缩写为toe），消费量为22.2×108吨油当量，已经基本实现了“能源独立”。

2020年受新冠肺炎疫情的影响，国际原油价格一直低位徘徊，美国页岩油气行业出现了“破产潮”（Haynes and Boone，2020，据国外网站新闻报道），页岩油气产量大幅度下跌后有望在2020年第四季度开始恢复（Energy Voice，2020，据国外网站新闻报道）。2020年4月20日美国西德轻质原油价格（WTI）为-37.6美元/桶（EIA，2020）。当油价低于35美元/桶，30%的页岩油气公司资不抵债，20%的页岩油气公司面临财务危机。大批企业申请破产，诱发了全行业进入“破产潮”。2020年将有170家从事页岩油气的公司破产，是2019年的2.3倍，行业资产减值超过3 000亿美元（Haynes，2020，据国外网站新闻报道）。2020年5月份页岩气产量减少400×108m3/a以上，致密油/页岩油产量减少近4 000×104t/a；2020年6月份产量开始逐步恢复。此次深度破产重组后，在2020年第四季度页岩油气产量完全恢复。

1.2 几点认识

1）美国政府主导超前布局“能源独立”战略，是“页岩油气革命”成功的关键。1976年美国政府通过《能源部重组法案》，在能源部（DOE）主导下设立了天然气研究院（GTI）和非常规天然气研究项目，28年持续投入油气科技项目超过50亿美元[8]；1979年颁布《原油意外获利法》第29条，对1980年到1993年期间钻探并于2003年之前生产和销售的非常规气实施税收减免[9]。

2）依靠科技和管理创新提质提效，是推动页岩油气行业持续快速发展的永恒主题。近10年北美页岩油气开发技术和管理革新不断升级换代（图1）。以Marcellus气田为例，2012年以来页岩气开发技术多次革新，地质工程一体化和工厂化等管理模式不断创新，页岩气开发效率大幅度提升。2012—2017年，以密切割为主体的4代技术跨越，助力页岩气单井最终可采储量（EUR）由1.2×108m3提高至4.0×108m3。2018年以来，以大数据为主导的第5代技术，推动页岩气开发成本再降低（幅度超过30%）[10]。

图1 美国页岩气发展历程简图

3）依托现场先导科技试验，多方紧密结合面向生产的科研攻关模式值得借鉴。美国GTI主导在多个盆地开展了不同类型的页岩油气开发科技先导试验，创新关键理论技术，有效推动了页岩油气田的高效开发。2010年以来，GTI主导并联合技术服务公司和生产企业，在Marcellus、Permian和Eagle Ford等页岩油气田开展先导试验，有针对性地解决生产问题，页岩油气采收率由10%～15%提高至35%以上[11]。

4）依靠完善的市场机制，低油气价格下实现页岩气低成本的产业深度整合后，页岩油气行业有望快速复苏。尽管美国页岩油生产成本在30美元/桶左右，但在高额的债务负担下，需要WTI油价超过57美元/桶，行业才有可能实现盈利[6]。2020年Brent国际原油平均价格为41.85美元/桶，在此轮低油气价格的影响下，通过完善的市场机制，大量从事页岩油气的公司破产重组，有利于行业短期摆脱高额债务危机。当前国际原油价格在40美元/桶以上，美国页岩油气行业在2020年第四季度逐步恢复生产（Energy Voice，2020，据国外网站新闻报道）。

2 中国页岩气开发进展

中国页岩气产量从无到有，仅用6年时间就实现了年产100×108m3，其后又用2年时间在深埋3 500 m以浅实现了年产200×108m3的历史性跨越，在深埋3 500～4 000 m深层实现突破发现，创造了中国天然气发展史上的奇迹。

2.1 中国页岩气开发历程

2.1.1 合作借鉴阶段（2007—2009年）

此阶段国内学者引入美国页岩气概念，在地质评价的基础上，明确了四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组和下寒武统筇竹寺组两套页岩是中国页岩气的工作重点，找到了长宁、威远和昭通页岩气有利区，并启动了产业化示范区建设。该阶段属于中国页岩气产业的启蒙阶段（图2）。2007年中国石油勘探开发研究院与美国新田石油公司联合开展了“威远地区页岩气联合研究”，2008年在长宁构造北翼钻探我国第1口页岩气地质资料井——长芯1井，确定四川盆地五峰组—龙马溪组为页岩气工作的主力层系[3-4]。2009年12月中国石油批复了《中国石油页岩气产业化示范区工作方案》，确立了长宁、威远和昭通3个页岩气有利区，启动了产业化示范区建设，初步提出年产15×108m3的页岩气发展目标[3-4]。

2.1.2 自主探索阶段（2010—2013年）

此阶段通过努力攻关与实践，中国页岩气地质理论及开发认识取得重要进展，明确了四川盆地海相五峰组—龙马溪组页岩气的开发价值（表1），发现了蜀南和涪陵两大页岩气区，是中国页岩气产业的发展突破阶段（图2）。2010年，中国第一口页岩气井——威201直井，在龙马溪组页岩段压裂获得页岩气测试产量0.3×104～1.7×104m3/d，解决了有无页岩气的问题[3,12-13]；在北美以外首次在页岩中发现孔径介于5～100 nm的纳米孔隙；中国石油勘探开发研究院率先在川南长宁双河地区，建立了第一批五峰组—龙马溪组数字化露头剖面[3,12-13]。2011年中国石油在长宁区块实施了宁201-H1水平井10段压裂，获得页岩气测试产量15×104m3/d，成为中国第一口具体商业开发价值的页岩气井[3,12-13]。2012年中国石化经过多年不断探索，在重庆涪陵地区以五峰组—龙马溪组页岩为目的层，钻探了焦页1HF水平井，获得页岩气测试产量20.3×104m3/d，发现了涪陵页岩气田[14-15]。2013年中国石化启动了涪陵区块页岩气井组开发试验[14]。此外，陕西延长石油（集团）有限责任公司、中国华电集团公司和神华集团有限责任公司等投入超过50亿元人民币，在四川盆地以外开展了大量的海相、陆相和海陆过渡相页岩气的勘探评价工作，但总体效果欠佳[3]。

图2 中国页岩气产业发展历程简图

表1 国内外典型页岩气田相关参数对比表

国家十分重视页岩气产业发展，从多方位支持页岩气产业的发展。2010年，国家能源页岩气研发（实验）中心揭牌成立，2011年在国家科技重大专项中设立页岩气项目。2011年，国土资源部发布公告，确定页岩气为独立矿种，2011—2012年通过两轮招标共计出让19个页岩气区块。2012年，国家发展和改革委员会（以下简称发改委）、财政部、国土资源部和国家能源局联合发布了《页岩气发展规划（2011—2015年）》，提出了2015年实现页岩气65×108m3的发展目标。2012年，发改委批准设立了涪陵、长宁—威远、昭通和延安4个国家级页岩气示范区；财政部和国家能源局发布了《关于出台页岩气开发利用补贴政策的通知》，对2012—2015年开发利用的页岩气补贴0.4元/m3。在国家政策的大力支持下，中国石油和中国石化两家企业以四川盆地为重点，2013年实现了页岩气年产量2×108m3的生产突破。

2.1.3 工业化开发阶段（2014年至今）

此阶段中国页岩气有效开发技术逐渐趋于成熟，埋深3 500 m以浅页岩气资源实现了有效开发，埋深3 500 m以深页岩气开发取得了突破进展，四川盆地海相页岩气已经成为我国天然气产量增长的重要组成部分，是中国页岩气产业的跨越发展阶段（图2）。

中国石油实现了川南地区五峰组—龙马溪组海相页岩气的有效开发。2014年，中国石油启动了川南地区26×108m3/a页岩气产能建设，2015年实现页岩气产量13×108m3。“十三五”期间，中国石油加快页岩气开发步伐，以长宁、威远和昭通埋深3 500 m以浅页岩气资源为主实施产能建设工作，截至2019年底，累计探明页岩气地质储量10 610×108m3，2019年生产页岩气80.3×108m3，2020年生产页岩气116.1×108m3。

中国石化实现了涪陵、威荣区块五峰组—龙马溪组海相页岩气的有效开发。2014年，中国石化启动涪陵气田产能建设工作，通过两轮建设2016年实现页岩气产量50×108m3。2017年，在涪陵区块实施页岩气立体开发，实现页岩气持续稳产上产，并启动威荣气田产能建设。截至2019年底，累计探明页岩气地质储量7 255×108m3，2019年生产页岩气73.4×108m3，2020 年产量达 84.1×108m3。

国家继续强力支持页岩气产业发展。2016年，国家能源局发布了《页岩气发展规划（2016—2020年）》。2015年，财政部发布《关于页岩气开发利用财政补贴政策的通知》，对2016—2018年开发利用的页岩气补贴0.3元/m3、2019—2020年开发利用的页岩气补贴0.2元/m3。2018年，财政部、税务总局印发《关于对页岩气减征资源税的通知》，对2018年4月1日—2021年3月31日生产的页岩气减征30%资源税。2020年，财政部发布《清洁能源发展专项资金管理暂行办法》，明确2020—2024年通过多增多补的方式延续页岩气补贴政策。

在川南、涪陵页岩气田开发取得突破后，全国页岩气产量加快增长，2018年页岩气产量达到108×108m3，2019年产量为 154×108m3，2020年产量超过200×108m3。2014—2019年中国天然气产量增长550×108m3，其中页岩气占产量增长贡献率的28%，已经成为中国天然气产量增长的重要组成部分（图 2）。

2.2 理论技术进展

通过10余年的勘探开发攻关，四川盆地海相页岩气基础地质理论认识取得了重要的进展，埋深3 500 m以浅海相页岩气开发技术成熟配套，埋深介于3 500～4 000 m海相页岩气开发技术基本形成。

2.2.1 基础理论取得重要进展

2.2.1.1 五峰组—龙马溪组海相页岩储层具有高有机质含量和高纳米级孔隙度的“两高”特征

2010年，对川南页岩气储层的分析结果表明，龙马溪组底部总有机碳含量值（TOC）超过3%的页岩厚度介于10～20 m，威201井在国内首次发现孔径介于5～100 nm的纳米孔隙[12-14]。采用分子动力学模拟，考虑页岩微观孔隙表面水膜厚度，甲烷可动孔喉半径均值为5.0 nm[4,16]。通过分析大量中下扬子五峰组—龙马溪组页岩样品发现，纳米孔隙是页岩气的主要储集空间（图3），占总有效孔隙度的60%～80%[12-13]。研究发现，川南五峰组—龙马溪组页岩TOC＞3%储层的孔隙度介于3%～8%。

图3 川南地区龙马溪组页岩微观孔隙镜下照片

2.2.1.2 五峰组—龙马溪组海相页岩发育5类层理，层理类型控制着页岩气储层的品质

五峰组—龙马溪组海相页岩主要发育5大类层理：水平层理、韵律层理、块状层理、递变层理和交错层理，其中水平层理根据纹层结构进一步细分为条带状粉砂型、递变型、砂泥递变型和砂泥互层型4种类型[17]。条带状粉砂型水平层理泥纹层含量最高，泥纹层由于物质组成、孔隙类型及结构、面孔率、孔径分布、微裂缝类型及密度等均优于粉砂纹层，故其储层品质为最佳[18]。其顺层缝最发育，水平渗透率达184.285 mD、垂直渗透率仅为0. 655 mD，两者相差达291倍。顺层缝能有效沟通无机矿物孔隙、纳米级有机质孔等，可以成为油气水平运移的高速通道[19]。含气页岩由于垂直渗透率低，阻碍了页岩气垂向迅速逸散而有利于保存；而高水平渗透率则大大改善了页岩储层的水平渗流能力，并且能够在水平井水力压裂改造后形成复杂裂缝网络，从而提高页岩气产量[4]。

2.2.1.3 揭示海相深水陆棚笔石黑色页岩形成机理，建立页岩气“甜点区”和“甜点段”地质理论

多地质事件耦合形成了四川盆地及其邻区五峰组—龙马溪组“深水陆棚”优质页岩“甜点段”[12-13,20]，形成时间介于距今447.42～440.77 Ma，发育大量笔石化石[21]，具生物硅含量高和TOC高的特征。四川盆地及其邻区页岩储层分布连续、构造稳定区保存条件好、储层“超压”等是控制页岩气井高产的主要地质因素[22]。郭旭升针对涪陵页岩气田特征，提出了深水沉积和有效保存“二元富集”规律[23]。邹才能等提出了常规—非常规天然气“有序聚集”的认识，并建立了页岩气富集区“甜点区”与“甜点段”理论[24]。通过不断开发实践，明确高脆性富有机质页岩（TOC＞4%、脆性矿物含量超过70%）是优质页岩储层，U/Th比通常大于1.25，其中龙马溪组底部3～5 m是最优的水平井靶体段[20]。

2.2.1.4 川南深层优质页岩厚度大、保存条件好、发育微裂缝与异常超高压，页岩气富集高产

川南深层TOC＞4%的优质页岩储层“甜点段”厚度为8～17 m，由于受到深层高储层压力形成孔内支撑、高强度石英矿物形成刚性骨架支撑和封闭成岩环境有机酸长期钙质矿物溶蚀3项因素的影响，使得埋深超过3 500 m的深层页岩孔隙度介于3.9%～5.8%，孔隙度与浅层差异不大[12-13,25]。川南深层页岩上覆巨厚地层构成高密闭体，有机质生烃后形成高压力封存，泸州地区储层压力系数介于1.8～2.2，地层能量充足，气井生产前3个月套压在30 MPa以上。川南深层宽缓向斜发育横向拉张和层间滑移两类裂缝，裂缝密度向核部增大，可以有效提升页岩储层的连通性，泸203井位于向斜核部，该井测试日产页岩气量达138×104m3。

2.2.1.5 基于“人造气藏”理念，多段压裂形成缝网体系、构建流动系统，初步构建页岩气开发理论

页岩储层致密，以“甜点段”为目标，通过水平井多段压裂形成密集缝网，构建“人造高渗区，重构渗流场”，建立“人造气藏”，是页岩气井获得高产的关键[26]。建立多机制、多尺度、多场耦合渗流模型模拟和气井产能递减分析，明确典型井前1年、3年、5年、7年分别采出单井最终可采储量（EUR）的25%、47%、60%、70%，第8年吸附气产量贡献率超过50%[27-28]。

2.2.2 关键工程技术进展

2.2.2.1 水平井多段压裂等关键工程技术指标大幅度提升，深层页岩气开发技术日趋成熟

建立了本土化的页岩气有效开发技术体系，埋深3 500 m以浅页岩气开发关键技术指标大幅度提升，实现了第一代向第二代的技术发展跨越。“一趟钻”钻井技术日趋成熟，实现了造斜段—水平段进尺最高达2 407 m的目标。采用“多簇射孔、高强度加砂、暂堵转向”压裂工艺技术，全面提升长水平段水平井的压裂改造效果。以威204井区为例，水平井水平段长度、压裂段数、压裂加砂量、压裂液量、压裂加砂强度和测试产量由2016年的 1 506 m、19.9段、2 246 t、41 377 m3、1.7 t/m和 16.4×104m3/d，分别提升至2020年的1 965 m、23.0段、5 180 t、52 646 m3、2.7 t/m 和 29.2×104m3/d（ 图 4）， 单 井EUR由 0.49×108m3提 升 至1.02×108m3。针对深层页岩气储层高温、高应力的特点，采用地表泥浆冷却和大功率压裂装备等，可以基本满足埋深介于3 500～4 000 m页岩气资源的有效开发。

2.2.2.2 通过地质—工程一体化，实现页岩气开发最优化，是实现页岩气高效开发的关键

2014 年，在地质工程一体化理念的指导下，创新了页岩气勘探开发的适用性模式。在川南页岩气开发中，中国石油通过一体化设计、一体化管理和一体化滚动优化，实现了“高产量、高EUR、高采收率”的目标[20,29-31]。基于高分辨率构造、地质属性的多尺度天然裂缝，国内首次在页岩气田中建立了全区和平台尺度三维地质力学模型，钻井、完井压裂、生产、开发四大工程系统的地质工程一体化全覆盖[32-33]，实现了水平井箱体最优化、改造参数最优化、生产制度最优化、开发技术政策最优化[33]。深层页岩气高产模式：水平井高产需要优质储层厚度超过5 m，钻遇水平段长度大于1 500 m，压裂簇数（单段7～8簇）+加砂强度（超过2.5 t/m）+暂堵转向，页岩气测试产量将超过50×104m3/d[20]。

图4 威204井区页岩气水平井关键参数变化统计图

2.2.2.3 借助于地下光纤监测、人工智能大数据和数字化井场等新技术，页岩气开发成本有望继续降低

针对页岩气“人造气藏”的特点，中国石油和中国石化在四川盆地页岩气开发过程中已经引入光纤监测技术，以评价页岩气人造气藏开发效果并优化工程技术；针对页岩气勘探开发工作量大，各油田已经逐步开展人工智能大数据分析，深度挖掘有效信息，提升页岩气开发效果；通过储层—井筒—地面数字化、信息化建设，实现了“数据共享、专业分析、综合利用、辅助决策”[31-33]。页岩气数字化开发管理实现了井场的无人值守，大幅度降低页岩气现场工作强度，有效降低了页岩气井开发管理成本[31-33]。

3 中国页岩气资源开发潜力

以四川盆地及其邻区海相页岩气为主体，并且积极开展对海陆过渡相及陆相页岩气的勘探开发攻关研究，估算该区合计可再探明页岩气地质储量超过 6×1012m3。

3.1 中浅层海相页岩气是产业发展的“压舱石”

四川盆地及其邻区埋深介于2 500～3 500 m的中浅层海相超压页岩气区已建成200×108m3/a的产气规模，未来以稳产为主，是页岩气产业发展的基石。初步评价表明，埋深介于2 500～3 500 m的五峰组—龙马溪组页岩气开发有利区面积为1.3×104km2，页岩气地质资源量约8.0×1012m3。截至2020年底，中国石油和中国石化以涪陵、长宁、威远和昭通等区块为重点，已探明页岩气地质储量超过2.0×1012m3，面积约2 000 km2，其中中国石油探明储量为10 610×108m3、中国石化探明储量为9 408×108m3。综合考虑地表地理和地下地质条件，估算埋深3 500 m以浅还可再探明页岩气有利区面积700 km2，可以再新增探明页岩气地质储量超过5 000×108m3。

按照单井控制面积0.5 km2、单井EUR为1.1×108m3来测算，可钻开发井5 400口，计算页岩气可采储量约5 900×108m3。考虑建产期和递减期的生产情况，埋深介于2 500～3 500 m页岩气资源量可建年产规模200×108m3稳产20年以上。2020年，中国石油在川南地区已建成年产气规模100×108～120×108m3，中国石化以涪陵、威荣区块为重点建成年产气规模80×108～90×108m3（图5）。因此，按照稳产20年的目标，埋深介于2 500～3 500 m的海相页岩气已基本完成产能建设，未来以稳产开发为主。

3.2 深层海相页岩气是未来产量增长的主体

四川盆地及其邻区埋深介于3 500～4 500 m的深层海相超压页岩气区，具备建成年产页岩气300×108m3以上规模的资源基础，是未来页岩气产量增长的主要领域。初步评价结果认为，埋深介于3 500～4 500 m的五峰组—龙马溪组页岩气开发有利区面积为1.6×104km2，页岩气地质资源量为9.6×1012m3。截至2019年底，中国石化在威荣页岩气田探明页岩气地质储量为1 247×108m3，累计投产井超过20口，页岩气测试产量介于12×104～24×104m3/d，2019年产量为1×108m3。中国石油在泸州、渝西、长宁和威远等区块已钻深层页岩气勘探评价井超过40口，其中8口井页岩气测试产量超过20×104m3/d。四川盆地及其邻区海相页岩气开发潜力分析结果如表2所示。

1）埋深介于3 500～4 000 m的海相页岩气开发技术基本成熟，是“十四五”期间主要的建产领域。初步评价结果表明，埋深介于3 500～4 000 m的五峰组—龙马溪组页岩气开发有利区面积为0.5×104km2，页岩气地质资源量约为3.0×1012m3。泸203、足202-H1和阳101H1-2等一批评价井已经获得了高产，页岩气单井EUR超过1.5×108m3。其中，泸203井页岩气测试产量达到138×104m3/d，预测单井EUR超过2.0×108m3。综合考虑地表地理和地下地质条件，估算可探明面积为1 000 km2，可探明页岩气地质储量为8 000×108m3。按照单井控制面积为0.5 km2、单井EUR为1.5×108m3来测算，可以钻开发井2 000口，计算页岩气可采储量约为3 000×108m3，具备建成年产页岩气100×108m3规模且稳产20年以上的潜力（表2）。

2）埋深介于4 000～4 500 m的海相页岩气有效开发技术突破以后，具备再上产200×108m3/a的开发潜力。初步评价结果表明，埋深介于4 000～4 500 m的五峰组—龙马溪组页岩气开发有利区面积为1.1×104km2，页岩气地质资源量约为9.0×1012m3。区内一批评价井获得了较高的页岩气测试产量，如阳101H2-8井，目的层垂深为4 129 m，页岩气测试产量为51×104m3/d；黄202井，目的层垂深为4 082 m，测试产量为22×104m3/d。综合考虑地表地理和地下地质条件，估算可探明面积为2 000 km2，可探明页岩气地质储量为16 000×108m3。按照单井控制面积为0.5 km2、单井EUR为1.5×108m3来测算，可以钻开发井4 000口，计算页岩气可采储量约为6 000×108m3，具备建成年产页岩气200×108m3规模且稳产20年以上的潜力（表2）。

表2 四川盆地及其邻区海相页岩气开发潜力分析结果表

3）埋深超过4 500 m的超深层海相页岩气资源丰富，可作未来保持稳产的接替领域。初步评价结果表明，埋深超过4 500 m的五峰组—龙马溪组页岩分布面积超过4 000 km2，页岩气地质资源量约为2.4×1012m3，主要分布在泸州南部、长宁西北部和重庆东部等地区。泸州南部的泸204井，目的层垂深超过4 500 m，压裂水平段长度为650 m，优质储层钻遇率为54%，页岩气测试产量为14×104m3/d。综合考虑地表地理和地下地质条件，估算可探明面积为800 km2，可探明页岩气地质储量为6 400×108m3。按照单井控制面积为0.5 km2、单井EUR为1.5×108m3来测算，可以钻开发井1 600口，计算页岩气可采储量为2 400×108m3，具备建成年产页岩气80×108m3规模且稳产20年以上的潜力（表 2）。

3.3 低压低丰度海相页岩气可作为长期稳产的接替

中上扬子复杂地区广泛发育低压低丰度海相页岩储层，分布面积超过2×104km2。如四川盆地外围区的五峰组—龙马溪组和筇竹寺组页岩，已经有超过50口的勘探井获气，通常压力系数介于0.8～1.2，尚不能经济有效开发。初步估算，具有一定开发前景的页岩气区面积超过2 000 km2，可探明页岩气地质储量超过8 000×108m3。按照单井控制面积为0.5 km2、单井EUR介于 0.5×108～ 0.8×108m3，总计可以钻开发井4 000口，计算页岩气可采储量为2 000×108～3 000×108m3，具备建成年产页岩气60×108～100×108m3规模且稳产10年以上的潜力（表 2）。

3.4 新区新领域页岩气在多个地区见到突破的苗头

鄂尔多斯、四川等盆地海陆过渡相、陆相页岩气勘探评价取得重要进展，有效开发取得突破以后，具备建成年产页岩气100×108～150×108m3规模的资源远景。

鄂尔多斯盆地下二叠统山西组海陆过渡相页岩气勘探取得良好效果。中国石油多口井在该盆地东缘大宁—吉县区块山2段获得页岩气测试产量 0.2×104～ 1.0×104m3/d，其中大吉 51直井测试产量为0.7×104m3/d；延长石油3口井在延川区块山1段获得工业气流，其中云页平3水平井测试产量为5.3×104m3/d、云页平6水平井测试产量为2.0×104～3.0×104m3/d[34-35]。初步评价结果表明，山2段页岩气勘探有利区面积为5 000 km2（图6），页岩气资源量超过1.0×1012m3。

四川盆地侏罗系、二叠系富有机质页岩段也显示出较好的页岩气勘探潜力。该盆地下侏罗统自流井组大安寨段二亚段黑色页岩集中发育，TOC＞1.0%、厚度超过30 m的页岩分布面积达4×104km2（图7），Ro介于0.9%～1.6%，既生油又生气[36-37]。秋林19、龙浅2两口直井分别在大安寨段页岩段获得页岩气测试产量0.23×104m3/d和0.26×104m3/d[36-37]。初步评价结果表明，侏罗系页岩气勘探有利区面积为6 000 km2，页岩气资源量介于 0.3×1012～ 0.6×1012m3。上二叠统龙潭组页岩在全盆地广泛分布，在川东南泸州—重庆为海陆过渡相，在川东北垫江—云阳地区为海相侏罗系。页岩储层TOC高（介于0.5%～12.0%），演化程度适中（Ro介于2.2%～3.5%），脆性矿物含量较高（超过45%），与龙马溪组页岩相似[38-39]。初步评价结果表明，侏罗系页岩气勘探有利区面积为1.6×104km2，页岩气资源量为4.4×1012m3。

图6 鄂尔多斯盆地山2段页岩厚度分布图

4 中国页岩气开发前景

从当前天然气勘探开发总体形势来看，页岩气具备产量快速增长的基本条件，是未来中国天然气产量增长的重要力量。中国陆上各大含油气盆地继续发现大型常规天然气田的概率较低，未来常规天然气产量以稳产为主[40-42]；以鄂尔多斯盆地为主体的致密气产量已接近峰值，产量继续增长的规模有限[43-45]；虽历经多年攻关，但煤层气高效开发技术的进展却仍较缓慢，开发前景总体仍不明朗[43-45]。初步预判，在目前的技术条件下，2025年中国页岩气产量将有望达到300×108m3，2030年将达到350×108～400×108m3（图8），是未来中国天然气产量增长的重要组成。

4.1 页岩气是中国天然气产量增长的重要组成

图7 四川盆地大安寨段页岩厚度分布图

图8 中国页岩气产量预测图

初步预判的结果表明：2025年中国天然气年产量将达到2 270×108m3，与2019年的天然气年产量相比增长29%，其中页岩气年产量将达到300×108m3，与2019年的页岩气年产量相比增长146×108m3，占天然气产量增长的29%；2030年中国天然气产量将有望达到2 500×108m3，与2019年的天然气产量相比增长42%，其中页岩气年产量将达到350×108～400×108m3。页岩气将成为支撑我国天然气产量增长的重要组成部分。

4.2 海相页岩气是建成四川盆地“天然气大庆”的重要资源

我国已在松辽盆地建成东部“陆上石油大庆”、鄂尔多斯盆地建成西部“常规—非常规油气大庆”，未来将在四川盆地建成“常规—非常规天然气大庆”，简称“川渝天然气大庆”。2019年四川盆地天然气总产量为504×108m3，其中页岩气占51%。预计到2025年，中国石油和中国石化在四川盆地有望实现天然气产量超过700×108m3（约合原油当量6 300×104t），将成为我国最大的油气产区之一，在川渝地区（四川盆地）将建成 “天然气大庆”。 2025年全国页岩气产量300×108m3，将主要来自四川盆地，占其天然气总产量的43%，在该盆地天然气产量增长中的贡献超过一半。

4.3 海相深层是未来页岩气产量增长的主体

海相深层页岩气产量具备再建设产能300×108m3以上的条件。“十四五”期间，埋深介于3 500～4 000 m的海相页岩气开发技术将基本过关，考虑20年稳产的要求可以上产100×108m3/a，以支撑2025年全国页岩气产量达到300×108m3。鉴于埋深介于4 000～4 500 m海相页岩气开发技术突破难度较大，2030年全国海相页岩气产量低情景状态为350×108m3、高情景状态为400×108m3。海相超深层和低压低丰度页岩气开发突破以后，既可以弥补中浅层和部分深层的页岩气产量递减，又可以作为海相页岩气长期稳产的“接替者”（图8）。

4.4 非海相页岩气有望支撑页岩气产量长期持续增长

鄂尔多斯、四川等含油气盆地发育大量海陆过渡相和陆相等非海相页岩气储层，多口勘探评价井已获得了较高的页岩气测试产量，具有良好的页岩气开发前景。但受资源勘探工作量较少、试采井生产时间较短、工程技术仍需攻关等制约因素的影响，非海相页岩气开发前景目前较难判断。参考中国海相页岩气发展历程，若2030年开发技术能够获得突破，则有望支撑中国页岩气产量长期持续增长。

5 结论

1）在国家的强力支持下，通过10余年的勘探开发攻关，四川盆地海相页岩气基础地质理论认识取得了重大的创新，埋深3 500 m以浅海相页岩气开发技术已成熟配套，埋深介于3 500～4 000 m海相页岩气开发技术基本形成。中国页岩气产量从无到有，用6年时间实现了年产100×108m3，其后又用2年时间实现了200×108m3的历史跨越，创造了中国天然气发展史上的奇迹。

2）以四川盆地及其邻区海相页岩气为主体，并且积极开展对海陆过渡相及陆相页岩气勘探开发的攻关研究，估算该区的合计可探明页岩气地质储量超过8×1012m3，可以支持中国页岩气产量持续快速增长。其中，埋深3 500 m以浅的中浅层海相页岩气可采储量为5 900×108m3，已建成年产气能力200×108m3；估算埋深介于3 500～4 500 m的海相页岩气可采储量为9 000×108m3，可建成年产气能力 300×108m3。

3）初步预判认为，2025年中国页岩气产量将达到300×108m3，2030年将达到350×108～400×108m3，是未来中国天然气产量增长的重要力量；其中海相深层是未来页岩气产量增长的主力，到2030年有望建成页岩气年产气规模150×108～200×108m3。以四川盆地为主体的页岩气开发将有望推动川渝地区成为我国最大的油气产区，在四川盆地建成“天然气大庆”。

本文基于当前的理论技术认识预测较为落实的页岩气发展前景。随着关键工程技术的不断创新突破以及页岩气开发成本的不断降低，中国页岩气的发展前景仍有进一步向好的空间。