中國頁巖氣發展前景及挑戰

馬新華，張曉偉，熊偉，劉鈺洋,*，高金亮，于榮澤，孫玉平，武瑾，康莉霞，趙素平

1 中國石油勘探開發研究院，北京 100083

2 國家能源頁巖研發(實驗)中心，廊坊 065007

3 中國石油大學(北京)，北京 102249

0 引言

以水平井鉆完井和分段壓裂為核心技術的“頁巖革命”使極大促進了美國頁巖氣資源的開發，產量飛速增長，2022年產量達到了8070 億方，在全美天然氣產量中占比高達73%。美國“頁巖革命”的成功使其由天然氣進口國轉變為出口國，深刻改變了世界天然氣供給格局[1-2]。受美國啟發，加拿大、中國和阿根廷也實現了頁巖氣規模開發，產量持續攀升。自2006年起，經過10 余年技術攻關與勘探開發實踐，我國在頁巖儲層地質綜合評價、關鍵核心技術與裝備體系研發方面均取得了長足進步，在四川盆地及周緣建成了威遠-長寧、昭通、涪陵等國家級頁巖氣示范區，實現了3500 m以淺海相頁巖氣的規模效益開發，同時大力推進深層頁巖氣勘探開發，2022年頁巖氣產量238 億m3，成為我國天然氣供應的重要組成部分[3-7]。本文從技術、管理、政策三個方面總結了國外頁巖氣發展的經驗與啟示，在詳細闡述我國頁巖氣發展現狀與成果認識的基礎上，探討中國頁巖氣發展前景、面臨挑戰及下步攻關方向。

1 全球頁巖氣發展形勢與啟示

1.1 全球頁巖氣開發形勢

全球頁巖氣資源豐富， 估算地質資源量1014 萬億m3、可采資源量為243 萬億m3(EⅠA)。頁巖氣開發歷經科學探索(1821—1976年，155年)、技術突破和規模應用(1977—2005年，28年)、技術升級3 個階段(2006 至今，17年)(圖1)，在美國率先突破頁巖氣商業開發后，加拿大、中國、阿根廷、沙特和阿聯酋五個國家也陸續跟進(圖2)，2000年以來，頁巖氣產量經歷了20 多年的飛速增長(年均增速17%)，2022年全球頁巖氣產量8547 億m3，占全球天然氣總產量21.2%。

圖1 全球頁巖氣發展歷程Fig.1 The process of global shale gas development

圖2 2000—2022年全球頁巖氣產量Fig.2 The global shale gas production during 2000—2022

1.2 北美典型區塊頁巖氣開發特征

美國發育多個頁巖層系，分布范圍廣，2022年頁巖氣產量8070 億方，占全美天然氣產量的73%，形成了Marcellus、Permian、Haynesville、Utica四大主力產區。關鍵的技術突破是在1981~1998年間水力壓裂和水平井技術的成功試驗，技術突破推動了Barnett頁巖氣的規模商業開發，開創了頁巖氣開發新局面，2009年美國頁巖氣產量即超千億方，達1234 億方，此后產量一路飆升，2017年美國頁巖氣產量5107 億方，成為天然氣凈出口國，2020年美國頁巖氣產量7400 億方，成為第三大LNG出口國。頁巖油氣的成功開發使美國實現能源獨立，并從天然氣進口國轉變為天然氣出口大國。目前，美國規模開發的頁巖氣藏包括Antrim、Bakken、Barnett、Eagle Ford、Fayetteville、Haynesville、Marcellus、Utica、Woodford，其中，以埋深小于2500 m的Marcellus巨型常壓頁巖氣藏和埋深超過3000 m的Haynesville高溫高壓頁巖氣藏最為典型[8-9]。

Marcellus頁巖氣藏位于Appalachian盆地，2006年開始規模開發，2010年產量112 億方，突破百億方產量規模，2013年產量1029 億方，突破千億方，2022年產量2601 億方，是迄今為止北美已投入開發的產量最高的頁巖氣藏。Marcellus氣藏埋深1000~2500 m，頁巖發育穩定、構造簡單，區塊面積約24.60 萬km2、核心區面積12.95 萬km2，地層厚度15.2~201.2 m，儲量豐度4.4 億~16.4 億m3/km2， 平均水平段長2800~3000 m，平均單井EUR達到4.0 億~4.5 億m3[8]。

Haynesville頁巖氣藏主要位于路易斯安那州西北部和德克薩斯州東部，是典型深層高溫高壓干氣頁巖氣藏，2007年開始規模開發，2011年產量707 億方，2020年產量1023 億方，突破千億方產量規模，成為繼Marcellus和Permian盆地之后的第三個千億立方米頁巖氣產區。晚侏羅世Haynesville頁巖是一套在相對半封閉沉積環境下沉積的高碳泥頁巖，主體埋深3000~4500 m，儲層超壓，具有高含氣量、高TOC、高孔隙度等特征，構造簡單、儲層發育穩定，總面積約2.4 萬km2，含氣頁巖厚度30~110 m，估算原始天然氣地質儲量20.3 萬億m3，技術可采儲量約7.1×1012m3，儲量豐度16.4×1012~27.3 萬億m3/km2，平均水平段長2600~2800 m，平均單井EUR達到2.0 億~2.5 億m3[9]。

1.3 國外頁巖氣開發啟示

美國頁巖氣飛速發展的原因是多方面，有其資源的優越性、技術創新的持續性，以及政策的扶持、技術服務的市場化、管理的精細化等，總結起來，對國內頁巖氣的發展有3 點啟示：

(1)持續技術創新為頁巖氣長遠發展提供強勁動力

北美先后經歷了多次技術升級與換代，20 世紀90年代，大型水力壓裂技術率先推動Barnett頁巖氣開發突破。2008年，水平井多段壓裂技術的推廣，進一步推動了Marcellus等多個頁巖氣藏規模開發。鉆井技術的創新升級，使作業公司追求2500 m以上更長的水平段，且水平段普遍采用“一趟鉆”，機械轉速達50 m/h以上，鉆井周期和工藝技術大幅領先于國內。例如，在Marcellus頁巖氣，Rice能源2015年已經實現單臺鉆機每年完鉆25 口井，到2017年最高可達到40 口；Haynesville垂深為3500~4400 m、水平段長1829~2473 m的三開井鉆井周期通常只有26~35天。在壓裂改造方面，2014年以前，主要采用較長的段間距(70 m左右)與簇間距(18 m左右)，加砂強度(1.5 t/m)和液體規模(16 m3/m)也普遍較低，單井平均EUR也只有1 億方左右，2015年開始，廣泛應用高密度完井(段間距30 m左右)、密切割分段(簇間距5 m左右)、段內轉向、高強度加砂(3 t/m)、擴大液體規模(30 m3/m)等技術，并大規模應用石英砂替代陶粒，實現了單井可采儲量的大幅增加(單井平均EUR2 億~3 億方)。在油氣井監測方面，2016年以前，主要應用微地震、示蹤劑、生產測井等傳統常規技術進行壓后評估，近年伴隨分布式光纖、化學示蹤支撐劑等裂縫診斷技術的發展，逐步實現了壓裂過程裂縫起裂及延伸情況的實時監測。

(2)高效經營管理模式是頁巖氣蓬勃發展的必由之路

經過幾十年持續的管理創新，形成了以油公司(甲方公司)主導的生產經營管理模式，油氣井設計、關鍵技術、施工模板、技術要求等均由甲方主導，油氣井實施的全過程均由甲方監督，有效保證工程實施的質量，避免乙方服務公司為降低成本造成的工程質量下降的問題。同時，相比于國內單井“承包制”的運營模式來說，國外普遍采用“日費制+精準激勵”管理模式，充分調動了施工隊伍積極性，有效提升了鉆井效率。鉆井“日費制”可有效降低運行成本，倒逼乙方公司主動提速；在員工的精準激勵方面，制定獎勵辦法保障基礎收益，提高作業隊伍和人員積極性，同時，根據完井周期和作業效果，對作業服務公司和一線施工隊伍進行專項獎勵。上述經營管理模式為甲方公司降低成本提供了有效途徑。

(3)多元產業扶持政策為頁巖氣效益開發提供保障

美國政府通過制定價格激勵、稅收抵免、政府補貼、財政政策，促進了頁巖氣產業的快速發展。在產業政策支持方面，1978年，政府出臺的《天然氣政策法案》將頁巖氣、煤層氣、致密氣等非常規天然氣實行特別的價格激勵政策，相比常規天然氣給予較高的上限管制價格，以此刺激非常規天然氣產業的發展；1979年政府頒布《原油意外獲利法》，對1980年到1993年期間鉆探并于2003年之前生產和銷售的非常規氣實施稅收減免，同時，對于非常規天然氣的生產與加工，政府建立考慮通脹因素的天然氣市場價格聯動機制，有效避免產銷問題；2005年政府頒布的《能源政策法案》規定，2006年投入運營且用于非常規能源生產的油氣井，可在2006—2010年享受每桶油當量3 美元的補貼，該規定的出臺大幅促進了頁巖氣產量由370 億m3猛增至1500 億m3。在技術創新政策方面，自1976年起，在美國能源部主導下設立了天然氣研究院和非常規天然氣研究項目，28年持續投入油氣科技項目超過50 億美元。同時，政府主導多方聯合現場試驗，建立了如GTⅠ、HFTS等多個頁巖氣現場實驗室，形成科研與生產協同的高效創新模式。當前美國能源部正實施10 多個頁巖油氣相關在研項目，總投資超過10 億美元，旨在提升頁巖油氣開發效果。

2 中國頁巖氣勘探開發主要進展與成果

2.1 頁巖氣勘探開發歷程

從2005年起，國內開始關注頁巖氣資源，歷經近20年的探索攻關，中國頁巖氣經歷了從無到有、從小到大的突破，此間共經歷了評層選區階段(2005—2009年)、開發試驗階段(2009—2012年)、示范區建設階段(2012—2016年)、海相頁巖氣規模開發階段(2016年—至今) 4 個階段[10-15]。

2.1.1 評層選區階段(2005—2009年)

2005年起，國土資源部油氣資源戰略咨詢中心聯合國內石油企業、高校及研究機構開展了頁巖氣資源調查與成藏地質條件評價工作。2006年，國內石油企業借鑒北美頁巖氣評層選區標準，在國內開展野外剖面調查、淺井取心等工作。2007年中國石油與美國新田石油公司開展國內第一個聯合研究項目“威遠地區頁巖氣聯合研究”，2008年在長寧構造北翼鉆探了我國第一口頁巖氣地質資料井—長芯1 井，2009年與殼牌公司開展國內第一個聯合評價項目“富順—永川區塊頁巖氣項目”。該階段主要借鑒北美頁巖氣評層選區標準，通過大量野外剖面勘查、淺井取心分析等，獲取評價關鍵參數，初步創建了適合我國地質條件的頁巖氣評層選區技術體系，確定了四川盆地及周緣五峰組—龍馬溪組為頁巖氣勘探開發的主力層系。

2.1.2 開發試驗階段(2009—2012年)

國家開始重視頁巖氣資源的勘探開發，2011年國土資源部將頁巖氣正式列為新發現礦種，對其按獨立礦種進行管理。國內石油企業加大投入、加快勘探節奏。中國石油在川南長寧、威遠、昭通三個區塊進行了頁巖氣鉆探評價，2010年完鉆國內第一口頁巖氣直井—威201 井，在龍馬溪組、筇竹寺組壓裂獲得工業性頁巖氣流，突破了頁巖氣出氣關，2011年實施了國內第一口水平井—寧201-H1 井，在龍馬溪組頁巖段壓裂獲得15.26 萬m3/d 商業氣流，實現了頁巖氣商業性開發突破；中國石化2012年在涪陵焦石壩構造進行了頁巖氣鉆探評價，實施了焦頁1-HF水平井，在龍馬溪組頁巖段壓裂獲得20.3 萬m3/d 商業氣流，發現了涪陵頁巖氣田。

2.1.3 示范區建設階段(2012—2016年)

國家大力支持、鼓勵頁巖氣開發。2012年3月，國家發改委能源局批準設立了川南長寧—威遠[12]和昭通[13]2 個國家級頁巖氣示范區，2013年9月批準設立重慶涪陵國家級頁巖氣示范區[14]，以期通過先導示范帶動國內頁巖氣產業的快速發展。2013年中國石油和中國石化兩家企業在四川盆地五峰組—龍馬溪組實現了頁巖氣年產量2 億m3的產量突破，2014年示范區產能建設提速，這一時期建成的生產能力為50 億m3/a，累計生產頁巖氣超過100 億m3。2014年，原國土資源部對中國石化重慶涪陵頁巖氣田焦石壩區塊JY1—JY3 井區五峰組—龍馬溪組一段進行地質儲量評審，新增探明地質儲量1067.5 億m3，隨后中石化率先啟動了涪陵頁巖氣田一期50 億m3/a產能建設。2014年，中國石油啟動了川南頁巖氣田26 億m3/a產能建設，2015年提交探明地質儲量1635 億m3。該階段啟動了國家級頁巖氣示范區建設，發展完善了頁巖氣勘探開發主體技術和高產井培育方法，井均測試的產氣量從平均10 萬m3/d 提高到 20 萬m3/d，2016年四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖氣年產量達78 億m3。

2.1.4 規模開發階段(2016年—至今)

該階段中國頁巖氣勘探開發快速發展，在四川盆地及周緣五峰組-龍馬溪海相頁巖建成了“萬億立方米儲量、百億立方米產量”大氣田。2018年，我國首個大型頁巖氣田—涪陵頁巖氣田宣布建成，年產能100 億方，2020年，長寧—威遠頁巖氣示范區年產量達106 億方，建成我國第一個百億方頁巖氣田[15]。同時，我國頁巖氣開發也步入深層領域，2019年中國石油在川南瀘州區塊埋深3800 m的瀘203 井獲得138 萬m3/d測試產量，創國內頁巖氣測試產量的新紀錄，實現了深層頁巖氣的戰略突破，2021年瀘州區塊新增頁巖氣探明地質儲量5138.09 億m3，落實了國內首個萬億立方米儲量的深層頁巖氣區。2017年，通過提高優質儲層鉆遇率、深層壓裂的技術攻關，中石化威頁23-1HF井測試獲日產氣26 萬m3高產氣流，發現了威榮頁巖氣田，隨后在丁山—東溪、綦江區塊相繼取得了深層頁巖氣勘探突破。

2.2 頁巖氣勘探開發成果與認識

中國頁巖氣勘探開發正處于快速發展階段，在四川盆地五峰組—龍馬溪組海相頁巖探明了川南、涪陵兩個頁巖氣大氣田，實現了規模效益開發，形成了水平井多段壓裂為主體的勘探開發技術與裝備體系，獲得了海相頁巖氣勘探開發的成功經驗[16-20]。

2.2.1 四川盆地龍馬溪組海相頁巖氣實現規模效益開發

四川盆地及周緣龍馬溪組海相頁巖氣規模效益開發是中國頁巖氣產業持續發展的基石，近十年頁巖氣產量實現持續快速增長(圖3)，截至2022年底，全國共投產頁巖氣水平井2677 口，累產氣1161 億m3，2022年產量238.45 億m3，占國內天然氣總產量的10.9%。

圖3 2013—2022年中國頁巖氣產量Fig.3 China shale gas production during 2013—2022

中國石油自2014年起在川南啟動頁巖氣規模建產，“十三五”產量突破百億方，建成國內首個萬億方儲量百億方產量區。川南國家級頁巖氣示范區自批復設立以來，歷經10 余年的探索與實踐，已建成集規模、技術、管理、綠色為一體的頁巖氣產業化示范基地，其成功經驗對于中國非常規油氣資源的高效開發具有重要借鑒意義。在示范區建設過程中，創建了頁巖氣“三控”富集高產理論，明確了川南地區頁巖氣富集模式，形成了適用于川南地區“強改造、高—過成熟、復雜地應力”的“六大”主體技術，即地質綜合評價技術、頁巖氣開發優化技術、水平井優快鉆井技術、水平井體積壓裂技術、工廠化作業技術、高效清潔開采技術[12-13]，創建了地質工程一體化高產井培育方法，在長寧—威遠示范區建成100 億m3產能規模，實現了中深層頁巖氣的效益建產。同時，創新建立了川南頁巖氣高效開發管理模式，逐步形成了以“控制遞減、增加動用、拓展外圍”為核心的穩產優化技術，中深層100 億m3實現了接替穩產。

2016年，在殼牌和BP等國際石油公司相繼退出川南深層頁巖氣開發的背景下，中國石油堅持創新驅動、自主創新，聚焦深層頁巖氣選區、部署、鉆井、壓裂、生產效益開發“五大”關鍵環節中的瓶頸問題，在川南地區形成了以“五好”(選好區、定好井、鉆好井、壓好井、管好井)為核心的深層頁巖氣勘探開發關鍵技術，建立了深層頁巖氣高產井培育模式，有效支撐了深層頁巖氣的規模建產。2021年6月，川南頁巖氣田瀘州區塊提交了首個深層頁巖氣萬億立方米儲量，建成了國內首個規模效益開發的深層頁巖氣井區—瀘州陽101 井區，產能規模達30 億m3。

截至2022年底，中國石油川南頁巖氣田已探明頁巖氣地質儲量1.76 萬億m3，投產水平井1519 口，平均單井EUR0.93 億m3，累產氣581.7 億m3，2022年產量達139.35 億m3。

中國石化建成涪陵、威榮和永川等頁巖氣田。2014年，中國石化啟動了涪陵頁巖氣田一期產能建設，2015年12月累計建成產能50 億m3/a。涪陵頁巖氣示范區建設經歷了勘探評價、一、二期建設、立體開發調整三個階段，累計產氣量超400 億m3。涪陵國家級頁巖氣示范區建設過程中創新建立了海相頁巖氣“二元富集”理論、頁巖氣高效開發氣藏工程理論，形成了頁巖氣叢式水平井組優快鉆井技術、不同地質條件頁巖儲層差異化縫網壓裂技術、頁巖氣高效采氣集輸技術、巖溶山地頁巖氣綠色開發技術等四大配套技術體系，實現了關鍵裝備和配套工具國產化[14]。

借鑒涪陵頁巖氣田成功經驗，中國石化持續加大四川盆地志留系深層頁巖氣勘探。2018年，中國石化在威榮深層高壓頁巖氣田提交探明地質儲量1246.78 億m3，同步啟動產能建設。2021年中國石化在重慶綦江東溪構造鉆探重點頁巖氣探井—東頁深2井，在埋深4300 m氣層試獲日產頁巖氣41.2 萬m3，標志著我國在埋深4000 m以上的深層頁巖氣勘探領域取得新的重大進展，2022年綦江深層頁巖氣氣田提交探明地質儲量1459.68 億m3。

截至2022年底，中國石化累計提交探明頁巖氣地質儲量1.19 萬億m3，投產井1088 口，平均單井EUR0.9 億m3，累產氣578 億m3，2022年產量達99.1 億m3，其中，涪陵頁巖氣田2020年達產70 億m3后保持穩產，2022年產量68 億m3。

2.2.2 新層系新領域勘探突破

四川盆地筇竹寺組、吳家坪組頁巖氣勘探先后獲得重大突破，進一步增強了頁巖氣增儲上產信心。2022年中國石化在井研—犍為地區鉆探金石103HF井筇竹寺組獲測試產量25.86 萬m3/d，實現了寒武系筇竹寺組頁巖氣的勘探突破，2023年中國石油資陽地區的資201 井在筇竹寺組獲測試產量73.88 萬m3/d，實現了高產突破。2020年，中國石化利川紅星地區的紅頁1HF井在吳家坪組獲測試產量8.93 萬m3/d，連續生產超過490 d，累積產氣量超過2200 萬m3，填補了中國二疊系頁巖氣勘探開發的空白[23-25]。

近年來，中國石油、中國石化、自然資源部等針對海陸過渡相地層完鉆頁巖氣井100 余口，在石炭系、二疊系等多套頁巖地層獲得良好的產氣顯示。2018—2019年，中國石油在鄂爾多斯盆地大寧—吉縣區塊二疊系山西組鉆探5口頁巖氣直，在山23亞段獲測試產量2000~10000 m3/d，其中大吉51 井測試產量7000 m3/d。延長石油針對鄂爾多斯盆地石炭系—二疊系海陸過渡相、三疊系陸相頁巖層段進行鉆探，多口探井見工業氣流，其中延川區塊山1 段3 口井獲工業氣流，云頁平3 水平井測試產量5.3 萬m3/d、云頁平6水平井測試產量2.0 萬~3.0 萬m3/d。鄂爾多斯盆地西緣奧陶系烏拉力克組是新區新領域頁巖氣勘探的重要領域，中國石油2017年實施的忠4 井在烏拉力克組獲測試產量4.18 萬m3/d，2019年實施的忠平1 井試氣獲26.48 萬m3/d無阻流量，2022年李86 井試氣獲15.22 萬m3/d無阻流量。

3 發展前景與面臨挑戰

3.1 中國頁巖氣地質特征與開發潛力

3.1.1 資源與地質特征

前寒武紀至新近紀，中國陸域地區廣泛發育3 類富有機質頁巖，一是早古生代為主的海相頁巖；二是石炭紀—二疊紀為主的海陸過渡相頁巖；三是中新生代為主的陸相頁巖(圖4)。據中國石油第四次資源評價結果，中國陸上頁巖氣地質資源量為80.45 萬億m3，可采資源量為12.85 萬億m3。其中，海相頁巖氣可采資源量為8.82 萬億m3，分布在四川盆地及周緣、中下揚子地區等南方地區及塔里木盆地、羌塘盆地等中西部地區，面積約60 萬~90 萬km2，以上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組、下寒武統筇竹寺組及其相當層位為重點層系。海陸過渡相頁巖氣可采資源量為2.37 萬億m3，主要分布在南方及華北地區，面積約15 萬~20 萬km2，其中南方地區為二疊系龍潭組及其相當層組，華北地區為石炭系—二疊系本溪組、太原組、山西組及其相當層組。陸相頁巖氣可采資源量為1.66 萬億m3，主要分布在東部松遼盆地、渤海灣盆地及中部鄂爾多斯盆地等，面積約20 萬~25 萬km2，以三疊系—侏羅系、白堊系(青山口組)、古近系—新近系(沙河街組)為重點層系。

圖4 中國頁巖分布圖Fig.4 Distribution of shale reservoirs in China

中國南方海相頁巖氣成藏條件相對優越，頁巖分布廣、厚度大，有機碳含量高，有機質以腐泥型為主，生烴潛力優越，脆性礦物含量高，可壓裂性好，有機孔大量發育，儲集性好。但與北美海相頁巖相比，中國海相頁巖具有埋深大、熱演化程度高、構造與地應力復雜等特征，開發難度大，單井產量偏低(表1)。海陸過渡相及陸相頁巖氣成藏條件相對較差，多與煤層、砂巖互層，優質頁巖厚度小、連續性差，有機碳含量變化大，有機質以腐殖型為主，黏土礦物含量高，有機孔發育程度低，含氣量變化較大[3-5]。目前中國海陸過渡相頁巖氣總體處在勘探評價階段，在鄂爾多斯盆地、南華北盆地、沁水盆地的山西組、太原組及南方地區的龍潭組頁巖氣鉆探及試井獲得氣顯示，個別探井見工業氣流[27]。陸相頁巖沉積受高頻旋回控制，巖性變化較快，頁巖層系連續性較差，有機碳含量變化快且有機質類型多，熱演化程度偏低，以生油為主、油氣共生，有機孔不發育，孔隙度偏低，黏土礦物含量高，壓裂改造難度大。目前僅在四川盆地侏羅系和鄂爾多斯盆地三疊系延長組陸相頁巖地層鉆獲工業氣流，資源前景存在不確定性[28-29]。

表1 中美頁巖地質特征對比[2-13]Table 1 The geological charateristic constrat of shale reservoirs between China and American[2-13]

3.1.2 開發潛力

中國石油頁巖氣勘探開發主力層系是四川盆地的五峰-龍馬溪組，有利接替層系為筇竹寺和吳家坪組。在五峰組-龍馬溪組，中國石油礦權區內頁巖氣資源量21.23 萬億m3，截至2022年底已提交探明儲量1.76 萬億m3，產量139 億m3，探明率僅8%，勘探開發潛力巨大。經評價，中國石油礦權區內4500 m以淺可工作區面積18 000 km2，資源量9.8 萬億m3，其中Ⅰ類區面積9300 km2、資源量5.7 萬億m3，Ⅱ類區面積5300 km2、資源量2.6 萬億m3，Ⅲ類區面積3400 km2、資源量1.5 萬億m3。測算五峰組-龍馬溪組具備年產500 億m3穩產15~20年以上潛力，考慮建產節奏，2035 前主體動用Ⅰ類區、部分動用Ⅱ類區，2035年具備300 億~400 億m3產量潛力。

“十四五”以來，中國石油對二疊系吳家坪組和寒武系筇竹寺組開展了勘探評價，認為開江-梁平海槽南緣上二疊系吳家坪組深水陸棚相頁巖儲層品質好，有望落實4500 m以淺有利區面積1400 km2、地質資源量4700 億m3；德陽-安岳裂陷槽中段下寒武統筇竹寺組頁巖儲層條件優越，初步揭示出萬億方級資源潛力。2021年部署實施吳家坪組專層風險探井大頁1H井，目前已試采5 個月，預測EUR為1.14 億m3；2021年部署實施筇竹寺組專層探井資201井和威頁1H井，目前資201 井測試日產量73.88 萬方，排采效果好；威頁1H正在排采，目前壓力穩定在34 MPa，日產量6 萬方以上。根據資源類比法，100 億~150 億m3儲量建成1 億m3產量長期穩產，筇竹寺組和吳家坪組資源具備100 億~200 億m3產量潛力。

截止2022年底，中國石化擁有頁巖氣區塊18 個，面積3.45 萬km2，均位于四川盆地及周緣，其中勘查區塊12 個，面積3.33 萬km2，開采區塊6 個，面積1199 萬km2。礦權區內地質資源量38 萬億m3，有利區資源量11 萬億m3，其中志留系深層2.42 萬億m3、志留系常壓3.34 萬億m3、志留系中淺層高壓資源量1.0 萬億m3、新層系3.90 萬億m3。2022年底累計探明地質儲量1.19 萬億m3，當年產量99 億方。目前開發主體為中淺層高壓資源，深層頁巖氣含氣性好、壓裂難度大，常壓頁巖氣分布面積廣、單井產量低，新層系頁巖氣勘探程度低，正持續開展攻關。按照50%資源動用率、25%采收率、穩產20年，中國石化資源量可保證260 億m3產量規模?？紤]技術成熟度和時間序列接替，中國石化2035年具備100 億~200 億m3產量潛力。

對于國內其它油公司，只有貴州頁巖氣公司投入勘探開發工作量并形成工業產量，該公司有正安安場向斜、赤水寶源、桐梓獅溪3 個重點目標區塊，總勘查面積815 萬km2，預計資源量1100 億m3，根據資源類比，貴州頁巖氣公司具備10 億~20 億m3產量潛力。

綜上，中國頁巖氣整體具備千億方左右的開發潛力，但考慮開發節奏和技術成熟度，2035年優先動用五峰-龍馬溪組、筇竹寺組、吳家坪組等海相頁巖氣，并積極探索其它新層系、新領域，2035年具備500 億~800 億m3產量潛力。

3.2 面臨挑戰與攻關方向

當前，中國頁巖氣勘探開發仍面臨一系列問題與挑戰，四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖中淺層核心區進入開發中后期，外圍接替區資源品質變差，規模效益開發及穩產難度大；增儲上產的重點領域深層頁巖氣雖然資源潛力大，但構造與地應力復雜，斷裂及微幅構造發育，壓裂改造難度大，套變與壓竄頻發，嚴重影響氣井產能，同時相較于北美頁巖氣田，川南深層頁巖具有高溫高壓高應力特征，工程裝備適應性有待改進，鉆井、壓裂施工效果與效率較北美存在一定差距，開發成本居高不下，制約深層頁巖氣規模效益開發；新區新層系方面，四川盆地筇竹寺組頁巖具有時代老、熱演化程度高的特征，在川南、川東地區出現大面積碳化，開發潛力有待進一步探明；鄂爾多斯盆地和四川盆地海陸過渡相、陸相頁巖多與煤層、砂巖及灰巖頻繁互層，單層厚度薄、橫向變化快，較難實現長水平段“工廠化”作業，規?；_發面臨巨大挑戰[30-34]。為進一步推動中國頁巖氣規模效益開發，實現中國頁巖氣產業升級，應重點從以下方面開展技術攻關。

(1)積極完善頁巖氣立體開發配套技術。北美頁巖氣開發經驗表明，對于巨厚頁巖儲層來說，單層井網的頁巖氣儲層采收率只有10%~20%左右。對于我國川南地區奧陶系五峰組至志留系龍馬溪組儲層來說，立體井網是實現采收率大幅提高的關鍵技術之一。中國石化自2018年起在涪陵頁巖氣田焦石壩地區進行了多井次的二層井網的立體開發實驗，并于2019年成功實現立體開發工業化應用，區塊平均采收率由12.6%提高至23.3%，立體井網開發區采收率可達39.2%。中國石油自2020年開始，在長寧-威遠等頁巖氣建產區，優選井位進行立體開發的現場試驗。

相比于單層井網來說，為有效避免壓竄等工程事件，立體井網區域的選取需綜合考慮儲層的物質基礎、地質與工程甜點分布特征、縱向上裂縫和應力格擋層分布特征，評價參數的選取、評價指標范圍的確定需考慮更多因素。在工程實施方面，一方面，在綜合考慮地質甜點與工程甜點的基礎上，應準確把握鉆井“靶體”位置，中國石化的工程實踐表明，在立體井網開發方式下，地質甜點不一定是最佳“靶體”，要在地質甜點中找工程甜點，以實現壓裂改造縫網SRV的最大化；另一方面，在壓裂改造過程中，應準確預測儲層的地應力特征，準確把握應力隔擋層的分布，才能使得立體井網得以有效實施。同時，需明確多層井網多井次的壓裂方法與先后順序，進而實現改造效果的最大化，平面多井次拉鏈式壓裂與多層井網間多井同時壓裂技術也待更進一步完善與豐富。在開發方式方面，傳統單層井網只需考慮平面多井干擾問題，對于立體井網而言，采用何種工藝措施才能有效避免縱向上多井間的相互干擾，控壓生產方式和降壓路徑的優選，也是下一步主要的攻關方向。

(2)持續優化頁巖氣地球物理評價技術。針對深層復雜構造背景下地應力場縱橫向變化快，孔隙與地層壓力分布復雜等特征，持續攻關基于地球物理資料的地應力評價與預測技術，明確深層頁巖儲層各向異性巖石力學特征，建立地應力敏感參數巖石物理模型，優化地應力測井評價技術，攻關基于各向異性反演的地應力場地震預測技術，進一步提升地應力場縱橫向預測精度。同時，復雜構造區天然裂縫發育，目前手段裂縫識別精度有限，準確預測難度大，針對上述問題，大力提升基于地球物理的天然裂縫識別技術，推廣應用基于陣列聲波的井筒及井旁裂縫測井技術識別，建立完整的井筒斷裂測井識別技術系列；攻關疊前各向異性斷裂地震預測技術，采用疊后數據提頻處理增強斷裂，形成基于地震的微細斷裂預測技術。

(3)加快鉆井與壓裂工程技術迭代升級。針對深層水平井高溫高壓條件下導向工具易失效、鉆井效率低等問題，持續攻關深層鉆完井關鍵設備和鉆井液體系，逐步升級鉆井泵、旋轉導向、個性化鉆頭、長壽命螺桿等裝備工具，攻關裂縫發育條件下井漏綜合防治技術與復雜地應力環境下裂縫性井壁協同防卡技術，從井身結構、井眼軌跡、鉆井液密度和套管材質扣型等方面進一步優化鉆井設計，做到“一井一策”，升級以“井身結構優化+高效PDC鉆頭+旋轉導向+優質鉆井液+井筒降溫”為核心的深層頁巖氣鉆井工程技術，降低施工風險，縮短鉆井周期，加強趟鉆分析，從提升單趟進尺著手，不斷迭代完善“一趟鉆”技術，大力提升造斜~水平段“一趟鉆”比例。

(4)加大新層系新領域的勘探評價力度。四川盆地筇竹寺組、吳家坪組的勘探已取得重大突破，筇竹寺組測試產量更是高達74 萬m3/d，顯示了較好的開發潛力，因此下一步針對新層系新領域取得突破的區域，需要加快節奏部署評價井與三維地震，明確地質特征、落實氣井產能，開展先導試驗，為下步規模開發奠定堅實基礎。

4 結束語

頁巖氣革命深刻改變全球能源格局，助力美國實現能源獨立，我國頁巖氣可采資源量12.85 萬億m3，開發潛力巨大。目前我國已經形成地質綜合評價、開發優化、優快鉆井、體積壓裂、工廠化作業、清潔開發六大主體技術系列，實現3500 m以淺五峰組-龍馬溪組海相頁巖氣規模效益開發，形成長寧、威遠、昭通、涪陵等商業氣田，年產量達238 萬億m3。深層頁巖氣開發穩步推進，已建成瀘州、渝西、威榮等深層頁巖氣田。新區新層系勘探獲得重要突破，四川盆地寒武系筇竹寺組、二疊系吳家坪組、鄂爾多斯盆地二疊系山西組頁巖水平井測試獲高產，展現出良好的開發潛力。

雖然當前我國頁巖氣產業仍面臨諸多挑戰，但只要我們堅定信心，通過勘探開發理論與技術、鉆井及壓裂工程技術、開發與管理模式三方面的持續攻關與創新升級，我國頁巖氣產業會迎來再一次快速發展。