中国页岩气发展迎来2.0时代

本报记者 程 强

在11月27~28日召开的第十届中国页岩气发展大会上，与会院士专家表示，10年来中国页岩气勘探开发取得重大突破，2019年产量154亿立方米，今年预计在200亿立方米左右，已经实现中国页岩气发展1.0，正迎来中国页岩气发展2.0时代。业内专家表示，力争到2035年建成页岩气千亿立方米规模，使页岩气在我国天然气中的产量占比由不足1/10提高到1/3左右。

10年来中国页岩气实现快速发展

时光回溯到2009年，彼时，业界还未充分认识页岩气、还在怀疑是否值得开发时，中国工程院院士翟光明就上报了国内第一份页岩气院士建议《关于加强我国页岩气勘探开发的建议》。

翟光明当时指出，我国页岩气资源十分丰富，也在多个含油气盆地页岩段见到页岩气显示，其中，1966年完钻的威5井，在九老洞组页岩段裸眼测试日产气量达2.46万立方米，但当时对页岩气没有更深的认识，错失一次难得的机遇。

他还就国家扶持政策、组织前瞻性研究、建立开发先导示范区等提出建议，很快得到国家重视。

10年来，中国对海相页岩气有了比较深入的研究，特别是对主要目的层龙马溪组的资源、生产规律等有了比较明确的认识，形成了涪陵、威远、长宁等页岩气生产基地，探明储量超2万亿立方米，2019年产量154亿立方米，2020年预计在200亿立方米左右。

2020年7月，中国工程院院士胡文瑞等6位院士专家在两年多专题研究的基础上，呈报了《加快推进我国千亿方页岩气生产建设工程的建议》，提出力争到2035年建成页岩气千亿立方米规模，使页岩气在我国天然气中的产量占比由不足1/10提高到1/3左右。

西南石油大学校长赵金洲认为，中国页岩气发展已实现1.0，通过业界努力，中国页岩气发展2.0时代即将到来。

页岩气主攻对象转向深层和常压

四川盆地仍是当前和未来一个时期页岩气的主战场，但主攻对象已转向深层页岩气和常压页岩气。

中国石化西南油气总经理郭彤楼说，四川盆地及周缘龙马溪组页岩气资源量约39.3万亿立方米，按页岩埋藏深度和气藏地压系数差异，大致可分为盆内中深层、盆内深层-超深层和盆缘-盆外常压三个区，其中常压及深层页岩气资源量约占86.2%。

2012年以来发现的探明储量以小于4000米的中深层页岩气为主。目前中深层龙马溪组页岩气勘探开发技术日渐成熟，可实现效益开发，处于持续上产阶段。

常压和深层页岩气都存在甜点认识不清、压裂技术不成熟、成本高效益差等问题。对此，中国石化近年来攻关形成常压页岩气低成本配套技术系列，综合降本60%以上，实现盆外残留向斜效益开发；攻关形成深层页岩气二代压裂工艺，正建设威荣、永川两个深层页岩气田。此外，中国石油在渝西、泸州等地区深层页岩气取得重大突破。

郭彤楼认为，页岩气将是“十四五”天然气重要增长点，美国2018年页岩气产量占天然气总产量的68.5%，四川盆地页岩气产量仅占盆地总产量的34%，还有很大提升空间。

虽然目前页岩气主战场仍是川南龙马溪组，但翟光明指出，勘探要不唯目标区，努力探索和拓展新战场，如华北中新元古界、辽西中新元古界、鄂尔多斯盆地海陆过渡相等都有较大页岩油气资源潜力。

工程技术进步是效益开发的关键

中国科学院院士高德利说，常规油气资源量小、品质好、易开采，而非常规油气资源量大、品质差、难开采，要在丛式井、一趟钻、磁导向钻井、电加热开采等关键工程技术方面进行创新。

赵金洲说，中美页岩气压裂存在巨大差异，我国页岩气埋藏深，裂缝更难压开；脆性弱塑性强，裂缝更难延伸；应力差值大，裂缝更难转向；闭合压力大，裂缝更难支撑。对此，业界学界联合攻关，形成第一代缝网压裂技术，只能形成局部缝网；形成第二代缝网压裂技术，完善了缝网体系；加快深层页岩气勘探开发，必须尽快形成第三代缝网压裂技术。

江汉油田负责人甘振维表示，我国页岩气藏随埋深增加，气井产能呈降低趋势，气田钻完井费用快速上升，虽然随着技术和装备不断进步，建井成本快速缩减，但仍高出国外30%左右，气田开发普遍处于经济边界，同时，我国页岩气采收率普遍较低。因此，做好增产降本加减法、提高气藏采收率才能实现页岩气整体高效开发。

增产降本方面，中国石化通过优快钻井、优选压裂材料、研发新型工具、建设电网管网，单井钻完井成本降低15%，深层测试产量提高40%。提高采收率方面，中国石化首创国内页岩气立体开发模式，焦石坝区块气藏采收率从12.6%增至23.3%，其中立体开发核心区采收率达39.2%，有力保障了气田持续稳产。未来，探索最优水平段长、最佳压裂关键参数可进一步提高页岩气开发经济效益。

中国石化高级专家李光泉表示，增加水平段长度是提高页岩气井产量的最直接手段，北美页岩气田4000米水平段长已成常规，最长达6366米，国内多在2000米左右。2018年以来，我国在多个非常规区块实施多口水平段长超3000米和4000米的水平井，但钻井速度慢、成本高。目前，5000米水平段水平井钻完井技术面临储层甜点控制和产能保障等一系列难题，中国石化正加紧攻关，力争早日突破。

非常规理论创新引领页岩油气革命

中国科学院院士邹才能说，世界油气工业正在从常规向非常规跨越，而页岩油气地质理论创新引领非常规油气取得重大突破。

邹才能说，非常规理论创新在于突破了圈闭型“油气藏”理论，建立了连续型“甜点区”理论。过去认为页岩只能作为油气烃源岩，是“铁板一块”无缝隙；现在认为页岩富有纳米级孔隙，可连续型聚集，存在高产“甜点区”，可压裂产生人造渗透率。

翟光明同样认为，页岩油气资源的勘探开发对全球能源发展的影响是空前的。以往，烃源岩层系是作为生油岩进行研究，未作为生产目标层系，现在已从过去围绕烃源岩做文章转变到进入烃源岩做文章，带来了认识的革新和技术的飞跃。

邹才能认为，我国有望实现页岩气、页岩油、煤制气3个非常规油气革命。其中，我国页岩气有资源，革命正在进行；页岩油通过地下原位改质技术实现工业开采，可推动页岩油革命；煤炭通过地下加热气化技术可形成甲烷、氢气，可与石油工业融合发展，推动煤制气革命。

邹才能表示，非常规油气将成为我国“稳油增气”的战略资源。其中，非常规油是产量稳定的砝码，2030年可能占比30%；非常规气是产量增长的主角，2030年占比有望超50%。

关于页岩油气的思辨

本报记者 程 强

在第十届中国页岩气发展大会上，专家学者对行业发展的关键问题进行了深入思考和探讨，对几个引发业界广泛关注的问题初步进行了解答。

我国油气资源到底有无潜力

无论在世界还是在中国，“油气枯竭论”都曾盛行一时。页岩油气革命彻底打破了这一论断。中国科学院院士邹才能说，全球非常规油气与常规油气的资源比例达80∶20。

中国工程院院士翟光明说，研究表明，煤系烃源岩生烃演化持续时间可能比以前认为的长很多，生烃量增大很多。过去认为Ro值（镜质体反射率）到2.5%时生气接近枯竭，现在认为Ro值在2.5%~5.5%时仍具有较大生气潜力，生气量占总生气量的20%以上。这使得中国陆上主要含气盆地高演化程度煤系烃源岩生气量从1309亿立方米增加到1802亿立方米。

陆相页岩油方面，按现在资源量计算方法，烃源岩生油量最高15%可运移聚集成藏，仅用常规石油探明地质储量380亿吨反推，赋存在页岩等烃源岩中的资源量大致有1800亿~3000亿吨，因为以陆相为主，按3%可采计算，就可增加50亿~90亿吨可采石油资源。此外，还有2/3左右的待发现可采资源量，反推我国页岩油气资源潜力更大。

常规与非常规是否割裂看待

邹才能表示，常规与非常规油气密切相关，发现常规油气，预示供烃方向有非常规油气共生；发现非常规油气，预示外围空间有常规油气伴生。

翟光明认为，不必拘泥于页岩的定义，应按沉积规律认识页岩层系。以前研究烃源岩的特征，主要是为了评价一个地区的生烃潜力、资源潜力和油气勘探前景。而美国页岩油气并非纯产自页岩，还有泥岩、白云质灰岩、泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩等，产量高、产量多的主要来自中大孔储层。

中国很多盆地纵向上不只一套烃源岩层系，往往既有海相泥页岩，又有陆相煤系泥页岩等，因此页岩气不是孤立的、简单的以一种资源形式存在于一个地区，既有可能形成赋存在源岩中的页岩油气藏、煤层气藏，又有可能发育从源岩中产生排出运移富集在适合的圈闭中的油气藏。因此，要不唯目的层，多目的层、多种资源协同开发，纵向上交错叠置布井，进行立体式体积改造，实现立体开发。

是否一味追求降低成本

页岩油气属于低品位、低产量资源，低成本才能有出路，但是否一味追求降低成本？

西南石油大学校长赵金洲说，页岩气压裂的目的是压成压好缝网提高产量，页岩气大规模开发要从“降本增效”转到“增效降本”。进攻是最好的防守，不要捡了芝麻丢了西瓜。降本不降产量是上上策，但鱼和熊掌很难兼得，所以现在一切目的是提高产量。

美国页岩气开发历时55年，工区地表一马平川，水资源丰富，可以多井实现总高产，2019年用15.2万口井生产7159亿立方米气。我国页岩气开发历时10年，工区地表沟壑纵横，水资源匮乏，压裂难度更大、成本更高，必须走“少井高产”之路，2019年用1092口井生产154亿立方米气。

邹才能说，管理与技术一体化创新能降低页岩油气开采成本。其中，低效井重复压裂可提高单井产量30%以上，一次性最优井距开发可提高采收率20%以上，密切割体积改造技术可提升单井EUR（估算最终产量）30%以上，大数据分析技术应用可降低成本30%。

翟光明认为，页岩气开发工程必须遵循两个原则：低成本与高质量。其中高质量意味着生产井寿命必须长，同时为后期开展重复压裂等作业打下基础。必须井眼规则、固井质量好、井筒完整性好、水平段长度合理、钻遇率高等，满足30~50年的生产要求。要合理建立地下立体井网，追求“少井高产”和高采收率。

关键压裂参数是否越大越好

现在，页岩气井压裂，水平段越来越长、压裂段数越来越多、压裂规模越来越大，分段段长逐渐减小、簇间距逐渐减小、每段簇数逐渐增多、加砂量逐渐增多、石英砂用量增加，暂堵转向工艺适用率增加，暂堵转向手段增多，但是否关键参数越大越好？

翟光明认为，要建立经济有效的开发模式，因地制宜合理设计地面“井工厂”，平台不一定越大越经济，要因“藏”制宜设计恰当的井间距，压裂规模也应合理设计。

赵金洲认为，现在业界多追求“少液多砂”，页岩气压裂目的是要把主裂缝、分支裂缝特别是张开的天然裂缝系统支撑起来，必须多砂，但要想多砂就必须多液，否则只能增加高黏胶液用量，但又要付出减小缝网体积的代价，因此不建议“少液多砂”。