我国页岩气商业进展及产量分析

中国实现了页岩气商业开采，开采技术仍有较大提升空间。

中国页岩气开发处于起步阶段，新区带、新层系及新类型领域发展空间广阔。中国发育海相、海-陆过渡相和陆相 3 类富有机质页岩，页岩气地质资源量105.7万亿立方米，分布在前寒武系—新生界的 10 余套地层中。目前除四川盆地五峰组-龙马溪组外，随着页岩气地质理论认识的深化与勘探评价技术的进步以及页岩气规模效益开发经验的不断积累和成熟，中国页岩气勘探不断在四川、鄂尔多斯等盆地，湖北宜昌、贵州安场等地区的“三新”领域中取得突破，初步形成了“海-陆并举、盆山并进”的页岩气勘探新格局。中国页岩气勘探领域广、资源潜力大，正逐渐凸显出良好发展前景。至 2023 年底在四川盆地及周缘五峰组-龙马溪组探明 8 个大型页岩气田及 1 个小型页岩气田，探明页岩气地质储量2.96 万亿立方米，建成页岩气产能 450 亿立方米/年，年产页岩气 250 亿立方米。

将中国页岩气勘探开发大概分为三个阶段：（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。（2）自主探索结算（2010-2013 年）：明确了四川盆地海相五峰组-龙马溪组页岩气的开发价值，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。（3）工业化开发阶段（2014 年以来）：此阶段中国页岩气有效开发技术逐渐趋于成熟，埋深 3500 米以浅页岩气资源实现了有效开发，埋深3500米以深页岩气开发取得了突破进展。

中国在页岩气压裂技术方面实现了独立自主。页岩气藏属于“人造气藏”，由于具有低孔隙度、低渗透率特性，页岩气井基本无自然产能，需要采用“水平井＋体积压裂”技术构建地层中的三维流动体才能实现其有效开发。自涪陵页岩气田投入商业开发以来，历经 10 余年的艰苦攻关与反复实践，中国已经成为全球第二个全面掌握页岩气开发核心技术的国家，实现了页岩气储层改造理论与技术从无到有、从引进来到自主化的跨越式发展；在基础理论研究、压裂材料、人工裂缝监测、压裂工艺技术等方面，创新形成了与我国地质条件相匹配的页岩气储层改造理论与技术体系。其中压裂工艺国内从最初的技术引进到技术国产化，形成体积压裂 1.0 工艺技术版本，再到目前以体积压裂 2.0 工艺技术为统领，初步建立了与我国地质特征相匹配的页岩气压裂技术体系。

中国页岩气压裂技术与开采技术仍有较大提升空间，将带动页岩气产量上升。新一代页岩气压裂技术将会以技术精细化、智能化为创新发展方向，通过工艺改造和材料定制化、裂缝控制与表征精细化、压裂设计与实施智能化发展，着力开发体积压裂 3.0 工艺，支撑页岩气储量高质量开发。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。页岩中吸附态甲烷占比为 40%- 60%，由于 CO2在页岩中的吸附能力是甲烷的2-20 倍，向页岩气藏中注入 CO2在置换甲烷、大幅度提高页岩气采收率的同时，还能封存CO2、减缓温室效应。据估算，页岩气储层可以封存的 CO2量为页岩气储量的2-5 倍。该技术在可以提高页岩气采收率的同时有突出的环境效益，有广阔的发展空间。

目前页岩气勘探开发重点为新区新领域勘探开发和老区挖潜及提高采收率。新区勘探：新区新领域主要指的是尚未获得大规模商业开发的页岩气藏，四川盆地侏罗系自流井组和凉高山组、寒武系筇竹寺组以及二叠系龙潭组、吴家坪组和大隆组等均已获得页岩气流，下一步需要加强对富集高产层段和高产区的试验攻关。在四川盆地三叠系须家河组，鄂尔多斯盆地三叠系延长组和奥陶系乌拉力克组，塔里木盆地寒武系玉尔吐斯组、奥陶系萨尔干组和黑土凹组、石炭系卡拉沙依组，南华北盆地石炭系-二叠系山西组-太原组等页岩层系也获得了良好的气显示或气流，下一步需要开展井组试验，明确高产层段、高产区，探索发展有针对性的工程工艺和开发技术。老区挖潜：截至 2023 年底，在四川盆地及其周缘提交了2.96万亿立方米页岩气探明储量，而根据已有井产量计算的采收率约为20%，考虑到目前页岩气井主要穿行在五峰组至龙马溪组底部 10-15 米的层段，纵向上尚有大段未动用，井网布置、压裂方案和采气工艺等尚有进一步优化的空间。因此可以通过平面上加密井、纵向上加密层段等手段强提高页岩气采收率。

2030 年我国页岩气产量有望达到 400 亿立方米。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 亿立方米，其中页岩气占51%。预计2025 年全国页岩气产量 300 亿立方米，将主要来自四川盆地，占其天然气总产量的43%。海相深层页岩气产量具备再建设产能 300 亿立方米以上的条件。“十四五”期间，埋深介于 3500-4000 米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 亿立方米每年，以支撑 2025 年全国页岩气产量达到300 亿立方米。若埋深介于 4000-4500m 海相页岩气开发技术获得突破，2030 年全国海相页岩气产量有望达到 400 亿立方米。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”。