技术创新：开启商业开发“黄金时代”

　　《“十三五”及中长期页岩气开发问题研究》课题组

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　　日前，财政部、国家能源局联合印发通知，明确“十三五”期间中央财政将继续实施页岩气财政补贴政策。这无疑释放出国家将继续支持页岩气开发利用的信号。

　　经过近10年的勘探开发实践、技术攻关和理论探索，我国在页岩气开发的资源潜力评价、关键核心技术和装备体系、基础理论建设等方面均取得了长足进步，基本具备了大规模商业性开发的条件。

　　“十三五”期间，我国页岩气的发展目标是到2020年年产量突破300亿立方米。为此，要提前做好规划、科学部署、精心组织，加大勘探开发力度，通过技术创新、商业模式创新为页岩气大规模开发提供有力支撑，尽快形成节约、清洁、安全的“工厂化”生产方式和发展模式。

　　近年来，美国“页岩革命”促使页岩油气产量持续增加，造成全球石油市场供大于求，导致自去年下半年以来国际油价大幅下跌，一度跌破每桶50美元大关，甚至低于页岩油气的开采成本。这造成美国一些页岩油气生产企业面临破产，引起国际上一些石油公司纷纷延缓或缩减勘探开发投资。各石油公司想方设法力图摆脱低油价带来的困扰，更加关注如何通过技术创新和商业模式创新以降低开采成本、提高效益。

　　与此形成鲜明对照的是，我国并没有因此降低对页岩气开发的热度。2015年1月发布的《重庆市页岩气产业发展规划（2015～2020年）》提出，到2020年重庆市要实现页岩气年产量200亿立方米；与此同时，四川、贵州、陕西、湖南等地的页岩气开发热情也十分高涨。2015年上半年，国土资源部将进行第三轮页岩气探矿权的公开招标。

　　因此，及时跟踪分析新形势，科学预测未来我国页岩气的产量，提前谋划、及早部署、精心安排“十三五”期间我国页岩气的发展大局就显得尤为重要。为此，借鉴美国页岩气开发的成功经验，课题组经过多方测算分析以及深入研究认为，我国页岩气产量2015年将超过50亿立方米，2020年有望突破300亿立方米、占国产天然气比重的15%左右。

　　基础条件：大规模商业性开发可期

　　我国页岩气资源丰富，赋存条件比较优越，尽管开发利用尚处于起步阶段，但已基本形成页岩气勘探开发关键技术与配套装备体系，前景十分广阔。

　　我国陆上从前寒武纪到新生代发育丰富的富有机质页岩，广泛分布于北方主要含油气盆地及南方广大地区，具有良好的页岩气形成与富集条件。根据页岩气的分布和勘探开发进展情况，中国石油天然气股份有限公司（简称“中国石油”）、国土资源部油气资源战略研究中心、中国工程院和美国EIA等机构分别对我国页岩气资源潜力进行了评价。2014年最新评价结果显示，我国页岩气技术可采资源量为12.85万亿立方米。

　　美国EIA在2011年评价结果的基础上，2013年主要根据页岩的分布情况对我国陆上7个重点含油气盆地或地区18套页岩气资源量进行了估算。结果显示，我国页岩气地质资源量为134.4万亿立方米，技术可采资源量为31.6万亿立方米。

　　国土资源部油气资源战略研究中心2012年组织全国27家科研院所，对陆上五大区55个盆地或地区的79个页岩层段的资源量进行了评价。结果显示，我国页岩气地质资源量为134.42万亿立方米，技术可采资源量为25.08万亿立方米。

　　中国工程院2012年组织国内油气领域的院士和三大石油公司专家，采用类比法、实测含气量法和特尔菲法3种方法，对我国海相页岩气资源量进行了估算。结果显示，技术可采资源量为8.81万亿立方米，主要分布于四川盆地及周边。

　　中国石油2014年根据2011年～2013年的研究成果以及最新的勘探开发情况，对重点地区的页岩气资源量进行了评价。结果显示，我国页岩气技术可采资源量为12.85万亿立方米。其中，海相页岩气技术可采资源量为8.82万亿立方米；海陆过渡相—湖沼相页岩气技术可采资源量为2.23万亿立方米；湖相页岩气技术可采资源量为1.80万亿立方米。

　　尽管我国页岩气开发目前仍处于起步阶段，但已实现了重大突破，前景十分广阔。2005年～2014年，我国页岩气勘探累计投资已达200多亿元、钻探页岩气井400余口，累计生产页岩气约13亿立方米，平均单井产量可达10万立方米/天；已完成多批次的页岩气勘探开发先导性试验和陆上页岩气资源潜力初步评价及有利区筛选。另外，四川盆地海相页岩气开始投入商业性开发，南方地区海相页岩气开发势头良好，鄂尔多斯盆地陆相页岩气勘探开发也有了实质性突破。

　　另外，在四川盆地涪陵焦石坝、长宁—威远、富顺—永川以及鄂尔多斯盆地甘泉下寺湾等区块发现工业气流，探明我国首个千亿方大型页岩气田——涪陵页岩气田，建立了4个页岩气产业化发展示范区，共获得三级页岩气地质储量5000多亿立方米，建成32亿立方米/年的页岩气产能和首条93.7公里的输送管道（与纳安线连接后并入环四川盆地天然气管网）。2015年又建成全长141.3公里、设计年输量60亿立方米与川气东送管道连接的涪陵焦石坝—石柱王场输气管道。

　　不仅如此，目前我国已基本形成页岩气有利区带/层系优选与地质评价技术，建立了页岩气资源评价和选区评价技术方法和标准体系；初步形成水平井井眼轨迹控制、水平井固井、水平井钻井液、水平井安全钻进等长水平井段（1500米～2000米）水平井钻井、完井的关键技术体系；已形成页岩气井压裂改造设计、体积压裂滑溜水液体配置、大型压裂施工、水平井分段压裂等页岩气储层大型水力压裂改造技术体系；基本形成水平井分簇射孔、可钻式桥塞分段、电缆泵送桥塞、连续油管泵送桥塞、钻塞等配套工艺技术体系；初步形成“工厂化”页岩气平台井组钻井、完井和一只钻头一根螺杆“一趟钻”钻完水平井段的技术体系。而且，初步形成页岩气开发配套工具与工艺流程，基本形成完备的压裂液体系，自主研发的3000型压裂车达到世界压裂装备的领先水平。

　　实现途径：通过技术和商业模式创新

　　以四川盆地海相志留系龙马溪组底部富集段作为页岩气大规模商业性开发的主力目的层，通过技术创新、商业模式创新，为页岩气大规模商业性开发提供有力支撑。

　　“十三五”时期我国页岩气的发展目标是：到2020年页岩气年产量突破300亿立方米。全面完成我国页岩气资源潜力调查与评价，准确把握页岩气资源潜力与分布，优选一批页岩气有利区和目标区，建成一批页岩气勘探开发区和页岩气田，完善页岩气管网与配套设施，实现大规模商业性开发。页岩气勘探开发关键技术攻关取得重大突破，初步实现核心技术自主化和主要装备国产化，建立一套较为完善的页岩气技术标准和规范，形成比较完善的页岩气产业化政策体系，为2020年～2030年我国页岩气大发展奠定坚实基础。

　　我国主要发育海相、海陆过渡相—湖沼相和湖相三类页岩，分别形成于不同类型的沉积盆地，且分布规律不同。近10年大量的地质调查、钻探、评价等生产实践和理论研究表明：三类页岩的地质条件存在很大差异，其中海相是页岩气最为富集的，近中期可实现商业性开发的页岩层。而四川盆地龙马溪组是目前我国发现的最有利的页岩气富集区，有利面积约4.8万平方千米，埋深2500米～4500米，目的层平均厚度45米，含气量4立方米/吨～7立方米/吨，页岩气可采资源量为4.2万亿立方米，主要分布于蜀南、川东地区。

　　当前，我国页岩气开发模式、组织模式、管理模式和商业模式正在逐步形成，主要包括四方面：一是建立生产组织机构，成立页岩气勘探开发领导小组，实行一体化管理，充分发挥市场机制的作用，按照“生产需求、技术先进、信誉良好”原则，组织各方施工队伍，以提高技术和管理水平、降低勘探开发成本。二是制定周密的运行计划，围绕“勘探、生产、现场、成本、安全、环保”等环节建章立制，实现生产过程有章可循、规范运转，以保证勘探开采规范有序。三是规范施工组织，运用市场机制、资质约束、政策扶持等手段，充分调动石油公司、地方政府和民营企业的积极性，形成技术、资金和社会资源综合优势，以确保计划和技术要求执行到位。四是创建良好的企业和地方政府关系，通过联合参股、由地方单位委派联营机构高管等方式有效解决用地、用水以及当地人员就业、地方经济发展等问题。

　　要加速推进页岩气的大规模开发，必须通过技术创新、商业模式创新，提供有力支撑。页岩气开发技术创新遵循“学习曲线”的基本规律，即早期需要较长时间的探索，之后学习时间可大大缩短、成本可明显下降。比如，美国Barnett盆地页岩气年产量突破100亿立方米用了22年时间，之后开发的Haynesville等盆地页岩气年产量达到100亿立方米仅用了4年～6年。研究结果表明，目前我国页岩气开发尚处于初期阶段，技术、装备、管理、体制等方面有待进一步提升和完善，通过创新提升发展空间的潜力还很大，因此降低成本的空间仍然很大。

　　为此，我国页岩气到2020年产量要达到300亿立方米/年（其中四川盆地及周缘产量约250亿立方米，其他地区产量约50亿立方米），还需要做好以下三项重点工作：

　　一方面，采取“工厂化”作业模式开发，要提前做好部署。从美国的发展经验来看，页岩气开发往往使用一个钻井平台布控多口采气井，按照均匀布井方式（以下简称PAD井场），采取“工厂化”作业模式进行。借鉴美国成功经验，结合我国页岩气的资源禀赋、地质条件和技术水平，我国页岩气年产量要达到300亿立方米，还需提前做好规划、科学部署：新建PAD井场数需达到2300个左右，最小核心区面积（采气井场占用面积）需达到1.6万平方千米左右，钻井数约14000口，总投资约4000亿～7000亿元。

　　另一方面，全面完成全国页岩气资源潜力调查与评价，准确掌握全国页岩气资源量及其分布规律，优选20个～30个页岩气远景区和15个～20个有利目标区，建成页岩气田3个～5个，探明页岩气地质储量约10000亿立方米、可采储量约2000亿～3000亿立方米。

　　此外，大规模商业性开发四川盆地海相龙马溪组页岩气，开发目的层系埋深2500米～4500米，含气层以超压区为主；南方其他地区海相页岩气开发获得突破；海陆过渡相—湖沼相和湖相页岩气勘探取得较大进展。

　　政策建议：持续深化页岩气领域改革

　　建立健全环境监管法律法规标准体系，强化监管；创新组织模式，强化基础理论研究和关键技术攻关；建立国家级页岩气数据库，切实落实页岩气矿业权的开放政策。

　　要实现“十三五”页岩气发展目标，必须紧紧围绕市场在资源配置中起决定性作用，全面深化页岩气领域改革。依靠技术创新、商业模式创新、体制创新和政策支持，加快攻克页岩气勘探开发核心技术，加大勘探开发力度，尽快形成节约、清洁、安全的“工厂化”生产方式和发展模式，促进页岩气产业健康快速发展，实现资源经济、社会和环境效益的统一，推动能源革命。特别是要为页岩气产业发展营造良好环境，课题组建议从以下几方面着手：

　　建立健全环境监管法律法规标准体系，强化监管。页岩气勘探开发涉及地震勘探、钻井、水力压裂、采气、集输等多个环节，这些环节均存在对水资源、大气和土壤等方面的污染及对当地社区的影响，为此须加强对页岩气勘探开发事前、事中、事后全过程的严格监管。事前监管主要针对页岩气勘探开发前的规划和准备工作，从源头上杜绝环境风险。事中监管应着重对土地利用、水资源取用、地表水及地下水污染、废气排放、废弃物处置等进行监管。事后监管应对页岩气开发引发的长期风险进行评估，并严格执法，对达不到标准的企业给予重罚。因此，需要尽快制定、完善相关环境监管法律法规和标准，培养充足的许可审批与监管人员，研发现场监测设备和构建系统化检测方法，推动环境监管的信息公开和公共参与，规范信息披露行为。

　　同时，创新组织模式，强化基础理论研究和关键技术攻关。加大投入力度，统一组织强化理论研究和技术攻关，尽快形成一支国家层面的科技攻关力量和一批可供全社会共享的高新技术专利。优化整合页岩气重大专项、“973”等科技攻关项目，紧紧围绕基础理论、工程技术等重点方向，集中科研机构和中国石油等单位的优势力量，创新组织模式、强化协同攻关，尽快形成与我国地质条件相适应的地质理论、工程技术和装备体系。同时，重点研发环境友好型压裂液与新型压裂技术。当前页岩气开发主要采用大规模水力压裂技术，单井平均用水量达2万～4万立方米，且压裂液中含有10余种化合物，存在水资源短缺和环境污染等隐患。因此，建议加大投入力度，加快研发环境友好型、无水或少水压裂技术。

　　另外，建立国家级页岩气数据库，切实落实页岩气矿业权的开放政策。尽快完善页岩气资料统一管理制度，将页岩气的资料提交与矿业权管理直接挂钩，实现页岩气矿业权管理流程的综合集成和数据共享。建立页岩气资料采集、加工、处理和储存机制，加快推进页岩气资料的数字化，建立健全页岩气资料管理和服务工作新机制。加快建立以我国页岩气地质调查和勘探开发资料为主要内容的、涵盖国内外页岩气资源信息的国家级页岩气数据库。建设国家页岩气资源公共信息网，搭建集动态信息、公共信息、矿业权管理和原始数据管理于一体的页岩气信息管理、发布与共享服务平台，以切实落实页岩气矿业权的开放政策，真正做到公平准入，鼓励有效竞争。

　　执笔人：郭焦锋、高世楫（国务院发展研究中心）、赵文智（中国工程院）、董大忠（中国石油勘探开发研究院）