《中國能源》雜志社 ENERGY OF CHINA

中國頁巖氣發展戰略對策建議

董大忠^1，2，3，鄒才能¹，戴金星¹，黃士鵬¹，鄭軍衛⁴，龔劍明⁵，王玉滿¹，李新景¹，管全中¹，張晨晨¹，黃金亮¹，王淑芳¹，劉德勛^2，3，邱振^2，3

（1.中國石油勘探開發研究院，北京  100083；2.中國石油勘探開發研究院廊坊分院，河北 廊坊  065007；3.國家能源頁巖氣研發（實驗）中心，河北廊坊  065007；4.中國科學院蘭州文獻情報中心，甘肅 蘭州  730000；5.中國科學院地學部，北京  100864）

摘要：從中國頁巖氣資源狀況、勘探開發重要進展、關鍵技術與裝備重要突破等方面，系統總結、分析了中國頁巖氣發展形勢，指出現階段中國頁巖氣發展仍存在認識誤區、頁巖氣資源落實程度低且經濟性不確定性大、3500m以深核心勘探開發技術與裝備尚未突破、勘探開發成本居高不下、多種非技術因素嚴重制約其發展等5大挑戰。針對這5大挑戰，提出了促進中國頁巖氣進一步發展的5條建議：①制定符合中國國情及勘探開發階段的頁巖氣發展戰略和目標，2020年確保實現頁巖氣年產量200×10⁸m³，力爭實現300×10⁸m³；②重視海相低產低壓頁巖氣成藏富集地質理論和勘探開發關鍵工程技術攻關，有序推動非海相頁巖氣勘探開發示范區建設；③國家應進一步出臺政策并設立專項創新基金，支持各企業開展頁巖氣勘探開發相關技術與裝備研發，強化3500m以深頁巖氣勘探開發技術、裝備、工藝體系研發，推動中國深層頁巖氣勘探開發突破；④持續推動中國頁巖氣地質理論、勘探開發技術與管理創新，強化鉆井、壓裂等全過程成本控制，努力實現中國頁巖氣經濟有效規模開發；⑤改革礦權管理制度，建立頁巖氣勘探開發數據信息平臺，正確引導非油氣企業參與頁巖氣勘探開發。

關鍵詞：富有機質黑色頁巖；頁巖氣資源；勘探開發；發展戰略；核心技術；挑戰

中圖分類號：TE122　文獻標志碼：A　文章編號：1672-1926（2016）03-0397-10

引用格式：Dong Dazhong，Zou Caineng，Dai Jinxing，et al.Suggestions on the development strategy of shale gas in China[J].Natural Gas Geoscience，2016，27（3）：397-406.[董大忠，鄒才能，戴金星，等.中國頁巖氣發展戰略對策建議[J].天然氣地球科學，2016，27（3）：397-406.]

收稿日期：2016-01-06；修回日期：2016-02-19.

基金項目：中國科學院“中國頁巖氣發展戰略對策建議”咨詢項目（編號：2014-2015）；國家科技重大專項（編號：2011ZX05018-001）；國家重點基礎研究發展計劃（“973”計劃）項目（編號：2013CB228001）聯合資助.

作者簡介：董大忠（1962-），男，四川蒼溪人，教授級高級工程師，博士，主要從事油氣資源與發展戰略、非常規油氣資源地質勘探與開發研究.E-mail：ddz@petrochina.com.cn.

通信作者：戴金星（1935-），男，浙江瑞安人，中國科學院院士，教授級高級工程師，主要從事天然氣地質學和地球化學研究.E-mail：djx@petrochina.com.cn.

0　引言

頁巖氣是從富有機質黑色頁巖層段中開采出來的天然氣。頁巖地層超級致密，鉆井后頁巖氣不能自行產出，需要借助高壓等特殊工藝技術將頁巖層段壓開形成網狀體積裂縫才能有效生產^[1]。頁巖氣勘探開發具有儲層致密、技術要求高、產量遞減快、投資回收期長等特點。美國經過近30年的勘探開發實踐與技術攻關，近10年才實現規模開采。2015年美國頁巖氣產量超過4200×10⁸m^3[2，3]，已占美國天然氣總產量的50%左右，有效助推美國“能源獨立”戰略的實施，對世界能源格局和地緣政治也產生了重大影響。

借鑒美國經驗，中國于2010年啟動頁巖氣勘探開發，在陸上不同地區開展頁巖氣地質選區、鉆探評價和開發試驗，初步證實中國頁巖氣資源豐富，勘探開發前景大^[4-7]。經5年多探索，在四川盆地基本實現海相頁巖氣工業開采，3500m以淺關鍵勘探開發技術與裝備基本實現國產化。然而，四川盆地以外的其他地區雖然也取得一些發現和見到一些苗頭，但并未取得實質性突破。同時，隨著勘探開發的推進，對中國頁巖氣勘探開發前景的預測與發展目標的制定意見尚不統一，現有勘探開發技術與裝備對深層頁巖氣的勘探開發不適應，單井綜合費用居高不下，管理運行機制體制不完善等矛盾和挑戰日益突出。為促進中國頁巖氣有序、健康、持續發展，本文在對中國頁巖氣勘探開發實踐調研、研究基礎上，基本理清了中國頁巖氣勘探開發形勢，明確了中國頁巖氣發展面臨的關鍵問題，提出了針對性的發展戰略建議。

圖1　中國不同類型頁巖和有利頁巖氣區預測

1　中國頁巖氣基本特征

1.1　中國發育3種類型頁巖，是世界上頁巖氣種類最多的國家，海相頁巖氣最為現實

中國富有機質頁巖類型復雜，包括海相、海陸過渡相和陸相3種類型^[4-9]（圖1）。海相頁巖主要分布在四川盆地及周邊、中—下揚子區為主的南方地區和塔里木盆地為主的中西部地區，層系上以上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組（以下簡稱“五峰組—龍馬溪組”）為重點；海陸過渡相頁巖主要分布在鄂爾多斯盆地、準噶爾盆地、塔里木盆地等中西部沉積盆地的石炭系—二疊系及南方地區的二疊系；陸相頁巖主要分布于松遼盆地、渤海灣盆地、鄂爾多斯盆地、四川盆地等沉積盆地，以青山口組、沙河街組、延長組和三疊系—侏羅系為重點層系?？碧介_發實踐初步證實，3類富有機質頁巖都具備頁巖氣形成富集基本地質條件，但差異較大，其中海相頁巖氣形成富集條件優越，頁巖氣勘探開發前景最為現實。

1.2　中國頁巖氣資源較豐富。海相頁巖氣資源量最大

2011年以來，不同機構^[5-7]對中國頁巖氣資源潛力做了預測（表1），其中2011年和2013年，美國能源信息署（EIA）先后2次估算中國頁巖氣資源量，估算的地質資源量分別為144.50×10¹²m³和134.40×10¹²m³，可采資源量分別為36.10×10¹²m³和31.57×10¹²m³，該預測量分別位列全球當期第一位和第二位。2012年，中國國土資源部估算的中國頁巖氣地質資源量為134.42×10¹²m³，可采資源量為25.08×10¹²m³。中國國土資源部估算的地質資源量與EIA（2013）的估算相同，但可采資源量相差較大。2012年，中國工程院以南方海相頁巖氣資源為重點，估算中國頁巖氣可采資源量為11.50×10¹²m³。2015年，筆者（中國石油勘探開發研究院）根據中國頁巖氣勘探開發最新進展，估算的中國頁巖氣地質資源量為80.45×10¹²m³，可采資源量為12.85×10¹²m³。綜合各預測結果（表1），中國頁巖氣地質資源量為（80.45~144.5）×10¹²m³，可采資源量為（11.5~36.1）×10¹²m³。

表1　中國頁巖氣資源量預測結果統計（單位：×10¹²m³）

從表1可以看出，中國頁巖氣資源較為豐富，但現階段勘探開發程度、認識程度都較低，對其資源的預測結果差異較大。實際上，這恰符合油氣資源的特征。一般地，油氣資源潛力不會在某一次資源評價中被完全確定，而是隨著勘探開發實踐不斷完善，逐漸被落實。根據現階段中國頁巖氣勘探開發進展，對中國頁巖氣資源基本可以達成3點共識：

一是海相頁巖氣資源相對較為落實。中國南方海相五峰組—龍馬溪組頁巖分布面積為（10~20）×10⁴km²，具有厚度大、有機質豐富、含氣量高、脆性好等頁巖氣形成富集優越地質特點。經5年的勘探開發實踐，初步建立了海相頁巖氣形成富集地質理論，確定四川盆地、上—中揚子地區2大五峰組—龍馬溪組頁巖氣“甜點區”，落實有利頁巖氣含氣面積約為10×10⁴km²、頁巖氣可采資源量為8.8×10¹²m³。

二是海陸過渡相頁巖氣資源前景仍不太明朗。研究發現海陸過渡相頁巖多與煤層伴生、與致密砂巖互層，優質頁巖厚度小、連續性差、含氣量變化大、脆性一般等頁巖氣形成富集地質特征。盡管海陸過渡相頁巖分布面積預測達（15~20）×10⁴km²，但資源潛力估算量變化較大，前景并不太明朗，可采資源量最小為2.2×10¹²m³，最大為8.97×10¹²m³。

三是陸相頁巖氣資源潛力總體有限。陸相頁巖具有厚度較大、有機質豐度高、以生油為主、生氣潛力小、含氣量低、脆性差等頁巖氣形成富集地質特點。陸相頁巖分布面積約（20~25）×10⁴km²，資源潛力估算量較小且變化大，可采資源量最小為0.50×10¹²m³，最大為7.90×10¹²m³。

2　中國頁巖氣勘探開發進展

2.1　四川盆地初步實現頁巖氣工業化開采，其他地區處于探索準備階段

截至2015年底（表2，表3）^[5-11]，中國陸上累計設置頁巖氣探礦權區塊54個（其中21個區塊為招標區塊），面積為17×10⁴km²，建立了涪陵、威遠、長寧—昭通3個海相頁巖氣工業化生產示范區，延長陸相頁巖氣生產示范區和富順—永川合作開發區（圖2）。累計投資近300億元；鉆探頁巖氣井700余口，其中水平井近400口，投入生產井291口；累計建成頁巖氣產能75×10⁸m³；鋪設頁巖氣專輸管線235km；探明頁巖氣地質儲量5441.29×10⁸m³，2015年頁巖氣產量44.6×10⁸m³，累計生產頁巖氣超過60×10⁸m³。頁巖氣探明地質儲量及產量全部來自四川盆地海相五峰組—龍馬溪組。除此之外，南方其他地區、南華北盆地、柴達木盆地、鄂爾多斯盆地等地區3類頁巖氣都有發現，但未能形成產能，勘探前景還在進一步探索中。

2.1.1　四川盆地

四川盆地是中國頁巖氣勘探開發的重點地區，已發現筇竹寺組和五峰組—龍馬溪組2套海相頁巖產氣層^{[7，10，11]}。鑒于筇竹寺組埋深大、產量低、技術要求高等特點，目前勘探開發工作主要集中在埋深淺、產量高的五峰組—龍馬溪組，初步落實4500m以淺有利勘探面積4.0×10⁴km²，可采資源量4.5×10¹²m³；已鉆探頁巖氣井407口，發現重慶涪陵焦石壩、四川長寧—昭通、威遠、富順—永川4個千億立方米級頁巖氣大氣田，落實地質儲量超1.0×10¹²m³，其中探明儲量5441.29×10⁸m³（表3）；累計投入生產井291口，2015年建成75×10⁸m³生產能力，累計生產頁巖氣60.55×10⁸m³。

表2　中國頁巖氣勘探開發工作量統計（據腳注[①]，修改）

表3　四川盆地海相頁巖氣工業化生產示范區/合作區建設基本概況

2.1.2　其他地區

除四川盆地外，國土資源部在其他地區招標21個區塊^[5-6]。云南、貴州、重慶、江西、內蒙古等地方政府以及延長石油在各自招標區塊進行自主勘探評價，鉆探150口井，見到了一些好的苗頭。如陜西延長石油集團2011年以來在鄂爾多斯盆地東南部先后在40余口井發現頁巖氣，建立了中國第一個陸相頁巖氣工業化生產示范區，累計投資近11億元，鉆井近60口，初步落實頁巖氣地質儲量677×10⁸m³，建成1.2×10⁸m³生產能力，單井日產氣（0.17~4.0）×10⁴m³。

另外，在陸相、海陸過渡相及四川盆地以外的海相頁巖氣勘探開發也取得了一些發現。其中陸相頁巖氣勘探開發，2011—2012年中國石化在四川盆地不同陸相頁巖層段鉆探近20口井，獲日產氣（0.26~51.7）×10⁴m³；2013年，中國地質調查局在柴達木盆地北緣鉆探柴頁1井，在侏羅系發現陸相頁巖氣。據不完全統計，迄今陸相頁巖氣累計有近50口井獲氣，經少數井試產，發現陸相頁巖氣井產量總體偏低，且產量高低差異大，遞減非?？?，迄今沒有形成有價值的工業產能，資源前景有待進一步落實。海陸過渡相頁巖氣勘探開發，在華北地區的鉆探發現好苗頭，其中鄂爾多斯盆地鄂頁1井壓后日產氣1.95×10⁴m³，云頁平1井壓后日產氣2.0×10⁴m³，神木0-5井壓后日產氣6695m³；南華北盆地尉參1井發現厚465m、含氣量4.5m³/t的頁巖層段。海陸過渡相頁巖氣鉆井數不多，頁巖氣產量極不穩定，也沒有生產井和開采區塊，資源前景不明確。此外，在四川盆地以外的海相頁巖氣勘探開發中，在廣西柳州泥盆系羅富組、貴州六盤水石炭系大塘組鉆探中獲得日產氣（2.0~5.0）×10⁴m³，勘探開發前景可期。

總體看來，在四川盆地五峰組—龍馬溪組海相頁巖氣以外的廣大地區和層系，獲氣井較多，但單井產量偏低，產量不穩定，沒有形成實際生產能力，說明其他地區和層系的頁巖氣資源雖然豐富，但需要進一步落實，實現工業化開采任重道遠。

圖2　中國頁巖氣勘探開發區塊分布

2.2　3500m以淺勘探開發關鍵技術與裝備基本實現國產化

中國頁巖氣勘探開發以來，通過技術引進、消化吸收和自主創新，中國已經基本掌握適用于頁巖氣勘探開發的地球物理、鉆井、完井及壓裂改造等關鍵技術，自主研發的可移動式鉆機、3000型壓裂車、可鉆式橋塞等裝備已投入規?；a應用^[5-7，11]，水平井鉆完井周期從150d縮短至60d，最短周期僅35d，分段壓裂段數由最初的最多10段至目前平均15段，最多29段，完全具備3500m以淺水平井鉆完井及分段壓裂改造能力，初步形成了平臺式井組“工廠化”生產作業模式，水平井單井綜合成本從1億元下降到6500~7500萬元。

3　中國頁巖氣發展面臨的主要挑戰

目前，中國天然氣勘探開發以常規氣為主，頁巖氣勘探在四川盆地初見曙光，在其他地區尚處于探索階段。中國頁巖氣有特殊性，與北美頁巖氣有很大差別^[5-13]。北美頁巖氣以海相為主，“甜點區”分布面積大、儲層厚度橫向穩定、壓裂后易形成縫網系統、埋藏適中、地表平坦、水資源豐富；中國海相頁巖氣埋藏較深、破壞較強、有利“甜點區”面積較小、壓裂難度大。非海相頁巖含氣量低，厚度較??；地表條件多為山地沙漠、水資源總體缺乏。

3.1　對頁巖氣發展階段存在認識誤區

隨著涪陵焦石壩、長寧—昭通、威遠等頁巖氣田的突破，對中國頁巖氣前景“過于樂觀”的情緒在爆棚蔓延。根源在于沒有充分認識到頁巖氣資源的特殊性，一定范疇和程度上還存在“有頁巖就有頁巖氣”、“有頁巖氣就能商業開發”、“常規技術就能開發頁巖氣”的偏頗認識；沒有充分認識到海相和陸相頁巖氣具有很大的差異性，認為海相和陸相富集條件相同，勘探開發技術相似；實踐中把工作重心和關注度更多地聚焦在鉆井、分段壓裂增產改造等工藝技術的突破上，造成“工藝成功、產量不高”的尷尬局面不在少數，歸根結底是忽視了優質“甜點區”資源的評價與優選^[6]。認識的偏差和工作的不均衡，導致對中國頁巖氣發展階段的定位不夠客觀，甚至認為當下已經進入大規模開發階段，不少機構在產量預測上期望過高，制定出可望不可及的發展目標，工作部署有些急于求成。

圖3　美國頁巖氣（a）和中國煤成氣（b）年產量增長直方圖

美國頁巖氣和中國煤成氣對各自國家天然氣工業做出了重大貢獻。2015年，美國頁巖氣占該國天然氣總產量的50%左右^[2]，中國煤成氣占中國天然氣產量的64%，二者均為地質勘探開發項目^[14]。地質勘探開發項目取得成功不是一蹴而就，需要經歷相當長時間探索才見成效。北美頁巖氣發展經歷了技術攻關、先導試驗、技術突破和規模開發4個階段^[15]（圖3）。美國自1981年開始，歷經20多年試驗攻關才突破水平井鉆井、分段壓裂增產改造和“工廠化”作業等關鍵技術，2005年以后方進入大規模開發期，鉆井數超過10萬口。加拿大借用美國模式，經歷10余年才步入商業開采階段。類比煤成氣產業，中國煤成氣理論從1979年創立，經歷了30余年發展才實現工業化開發（圖3）。中國頁巖氣勘探始于2010年四川盆地威201井的鉆探，迄今不過5年，鉆井數超過700口，在建氣田開采不足2年，優質資源分布區不夠落實、富集主控因素與氣田生產規律尚不清楚、關鍵開發技術不盡掌握、“工廠化”開采模式不夠精密等問題不容回避，實現真正意義上的規?；_發尚需時日。

3.2　非海相（海陸過渡相、陸相）頁巖氣資源及資源經濟性不確定性大

非海相頁巖氣是中國頁巖氣資源的一大特色和重要組成部分，廣泛分布于渤海灣盆地、四川盆地、鄂爾多斯盆地、準噶爾盆地、塔里木盆地、吐哈盆地等盆地，盡管分布面積高達（30~40）×10⁴km²，可采資源量達4.03×10¹²m³，但資源稟賦條件普遍比海相差，突出表現為頁巖儲氣能力不足，僅為海相的1/4~1/2。針對此類資源開發，國外尚無成功先例，中國僅在鄂爾多斯盆地進行勘探試驗，雖已鉆探59口井，近半數井獲氣，但沒有一口井日產氣量超過5×10⁴m³。根據目前勘探實踐和認識程度，無法確定此類資源的經濟性和勘探開發前景。

3.3　3500m以深核心技術與裝備未取得突破

水平井鉆井、分段壓裂增產改造、“工廠化”作業是頁巖氣勘探開發的三項核心技術。北美地區主要開發3500m以淺的頁巖氣，中國頁巖氣3500m以深資源占65%以上，沒有成熟的技術、裝備可借鑒，主要存在3大技術難點：一是目標頁巖埋深大，構造復雜，“甜點區”預測難；二是鉆井事故率高，井眼軌跡控制難，分段改造施工難度大，增產效果不理想；三是地層突破壓力高，目前配套工具與設備不能滿足高溫高壓環境作業需求。四川盆地威204H1-2井和丁頁2HF井等超過3500m的井，雖地表條件較好，但是鉆井過程中井壁垮塌嚴重、井眼軌跡變化大，現有壓裂車功率不足，壓開段數少，改造體積小，單井產量不理想。

3.4　頁巖氣勘探開發成本居高不下

現有的4個頁巖氣開發區塊，重慶涪陵焦石壩區塊開發效果最好，平均鉆井深度為2300m，水平井段為1500m，平均單井日產量10×10⁴m³以上，單井費用為7000~8500萬元，開發成本為1.85元/m³。威遠—長寧—昭通區塊，平均鉆井深度為2500m，水平井段為1500m，平均單井日產量6×10⁴m³，單井費用6500~7500萬元，開發成本為2.03元/m³，處于無效—低效水平。類比美國巴奈特（Barnett）頁巖，平均鉆井深度2500m，水平井段1000m，平均單井日產量6×10⁴m³左右，單井費用3500萬元左右，開發成本僅為0.81元/m³。上述數據表明，近似條件下，中國頁巖氣勘探開發成本是美國的2~3倍，如何盡快降本增效是實現效益規模開發不可逾越的“門檻”。

3.5　非技術因素嚴重制約頁巖氣快速發展

3.5.1　地表條件復雜

與北美相比，中國頁巖氣資源多位于山區、沙漠、黃土塬等環境惡劣地區，交通不便，地形復雜，管網稀少，開發難度大，大幅增加了非技術成本。比如涪陵焦石壩、長寧—昭通等在建氣田均位于地形起伏大、遠離輸氣管線的四川盆地邊遠山區，“工廠化”生產作業、平臺井場布設等十分困難，地面建設前期投資大，建設周期長。

3.5.2　水資源總體不足

從目前所掌握的技術，頁巖氣開發需要消耗大量的水資源。據統計，北美頁巖氣平均單井鉆井、壓裂等耗水（1.5~3.2）×10⁴m³，四川盆地頁巖氣平均單井鉆井、壓裂等耗水（1.8~4.3）×10⁴m³。頁巖氣增產和穩產主要依賴大量鉆井和壓裂改造，100×10⁸m³頁巖氣產量需生產井800~1500口?，F有數據顯示，中國人均可再生水資源為2100m³，僅為美國的1/10、加拿大的1/42。中國大部分地區年度降水不均，即便是在年均降水較豐沛的重慶和四川等南方地區也常出現久旱不雨的情況。北方的中西部地區水資源更是相對匱乏，鄂爾多斯盆地、新疆等地區的頁巖氣勘探區塊位于黃土塬、戈壁和沙漠，水資源嚴重匱乏，現有壓裂增產改造技術無法規模施工，不具備規模開發條件。

3.5.3　環境生態的影響

頁巖氣開采中大量使用壓裂液，壓裂液主要由稠化劑、交聯劑、高溫穩定劑等系列助劑組成。施工過程中，遺留在地層中的壓裂液可能對地下水資源造成危害，施工后返排至地面的廢壓裂液中，除原有的添加劑外，會新增來自地層的物質，其組成比原壓裂液更復雜，不經處理必將對地表人文自然環境造成危害。經壓裂、注水等一系列施工后的地層，產生了較多人工縫網，打破了地層原有的平衡，地層內部構造發生變化，這些變化有引起地面坍塌、微（?。┬偷卣?、山體滑坡等潛在危險。頁巖氣開采中，靠大量新鉆井增產穩產，會產生大量噪音、大量植被破壞、動物生存環境影響，設備不達標、故意排氣及壓裂施工等環節還存在甲烷泄漏風險，甲烷泄漏融入水層中可污染地層水，進入大氣會危害人體健康、增加臭氧層破壞機會。

3.5.4　非油氣企業助推能力有限

美國中小企業依靠靈活的運行機制和創新體制，經過長期摸索，為頁巖氣的規?；_發做出了重要貢獻。而中國頁巖氣正處投入大、風險大、技術要求高的起始階段，非油氣企業對油氣勘探行業特點了解程度較低，對頁巖氣勘探開發的技術特點和經濟風險認識不夠，參與頁巖氣勘探開發存在較大的盲目性和盲從性。從非油氣企業中標的20個區塊運行情況來看，盡管投入巨大，但絕大多數進展緩慢，勘探成效與期望目標相去甚遠，嚴重挫傷了非油氣企業的積極性，對行業發展造成了較大負面影響。

3.5.5　企地關系協調難度大

四川盆地頁巖氣開發區塊人口稠密，施工井場距離居民區較近。盡管企業前期與地方就土地征用、安全生產、環境保護等達成協議，但在實際施工過程中，當地百姓仍然以噪音、水消耗、壓裂震動誘發地震災害等為理由，以堵路方式向企業提出額外補償要求，雙方僵持嚴重影響了施工進程，造成巨大經濟損失。比如，滇黔北昭通示范區的4個平臺，因堵路耽誤壓裂施工長達3個月之久，僅賠償斯倫貝謝公司和川慶井下公司壓裂設備租賃費預計將高達1億元之多；四川長寧—威遠示范區，因堵路影響了23個平臺井組鉆前工程進度，少則17d，多則96d，平均每個平臺影響46d。

4　中國頁巖氣發展戰略對策建議

4.1　針對在頁巖氣發展階段認識上存在“誤區”問題

中國頁巖氣勘探開發目前僅在四川盆地先導試驗區取得突破，全國整體仍為起步階段，與北美發展差距甚大^[16]。不提倡超越現實發展階段，不提倡不切實際的產量目標，不提倡不顧效益的盲目發展，建議制定符合中國國情的頁巖氣發展戰略與目標^[5，6]。2020年前后，中國頁巖氣發展階段、發展戰略與目標定位在：

（1）到2020年，全國頁巖氣年產量力爭達到300×10⁸m³，確保達到200×10⁸m³，在四川盆地實現常規與非常規氣產量合計達到（550~600）×10⁸m³，在中國建成“西南氣大慶”。

（2）當前乃至今后5~10年，中國頁巖氣發展階段總體仍以起步探索為主，四川盆地局部為工業化生產。

（3）以“立足四川盆地海相，強化理論創新，攻克關鍵技術，突破非海相、深層、非水壓裂3大理論技術瓶頸，實現頁巖氣產量跨越”為發展戰略，在四川盆地建立一批頁巖氣勘探開發試驗區，實現南方頁巖氣勘探開發整體發展，以南方海相頁巖氣勘探帶動全國陸相頁巖氣勘探，將在淺層、超壓區取得的成功經驗和有效做法逐漸推廣至深層、常壓—低壓區，逐步形成海相頁巖氣勘探開發地質理論、自主核心技術和主要裝備國產化。

4.2　針對低產低壓區及非海相頁巖氣經濟資源不確定性大的問題

（1）重視海相已發現低產低壓頁巖氣區的地質理論和工程技術研究，強化資源“甜點區”優選與評價，優化勘探開發技術，提高組織管理，逐步實現低壓低產區效益勘探開發。

（2）強化非海相頁巖氣資源評價與“甜點區”優選。鑒于中國頁巖氣勘探程度較低，絕大部分地區沒有鉆探工作的現實，建議由國土資源部牽頭，建立國家頁巖氣勘探基金，以四川盆地、鄂爾多斯盆地、中—下揚子地區等為重點，以非海相頁巖氣為目標，按不同類型，鉆探20~30口頁巖氣科學評價井，取全取準資料，落實非海相頁巖氣資源豐富的“甜點盆地”、資源富集的“甜點層段”和有利建產的“甜點區帶”。

（3）有序推動非海相頁巖氣示范區建設。2015年以后，非海相頁巖必須為頁巖氣大規模發展做出貢獻，建立非海相頁巖氣示范區勢在必行。建議借鑒現有的4個海相頁巖氣示范區成功經驗，在四川、鄂爾多斯等盆地選擇2~3個非海相頁巖氣有利區建設示范區，開展試驗攻關，創新發展非海相頁巖氣富集地質理論、關鍵技術與裝備，形成一定規模產量。

4.3　針對3500m以深核心技術與裝備未取得突破的問題

強化3500m以深頁巖氣技術、裝備、工藝等技術體系研發，推動深層頁巖氣實現規模突破，建議國家出臺政策并設立專項創新基金支持企業開展相關技術與裝備的研發。由科技部等部門在國家重大專項設置中支持4000型及以上大型壓裂泵車的研發與制造，由國家出臺政策并設立專項創新基金支持企業發展高溫壓裂液、高強度支撐劑、旋轉導向等技術和裝備，以解決壓裂車組的壓力不足、現有壓裂液體系效果不佳等瓶頸問題，推動3500m以深頁巖氣開發利用。

4.4　針對頁巖氣勘探開發成本居高不下的問題

美國頁巖氣攻堅過程中，政府綜合補貼力度達氣價的51%，時限長達20多年，有利促進了美國頁巖氣的初期發展。目前中國頁巖氣開發成本較高且仍將維持較長時間。2013年起中央政府對頁巖氣勘探開發利用實施0.4元/m³的財稅補貼。2016—2018年補貼0.3元/m³，2019—2020年補貼0.2元/m³。為進一步促進頁巖氣的勘探開發，建議頁巖氣勘探開發企業持續推動技術與管理創新，強化鉆井、壓裂等全過程成本控制機制，努力實現頁巖氣經濟規模開發。

4.5　針對非技術因素嚴重影響頁巖氣快速發展的問題

（1）根據頁巖氣勘探開發技術特點，改革礦權管理制度。常規天然氣分為勘探階段和開采階段，勘探階段以發現、評價和提交探明儲量為目的，開采階段以產能建設、產氣為目標，探礦權證、采礦權證分開管理方式可行。但頁巖氣通常是邊勘探邊開發，在提交探明儲量之前需要1~2年或更長時間的試采期，而目前允許的試采期僅為一年，普遍存在持探礦權證采氣或無采礦權證開采的現象。建議國土資源部在頁巖氣礦權管理中，實行探礦證、采礦證合二為一，延長試采期，提高開發效益。

（2）國家制定嚴格的管理辦法，監督頁巖氣勘探開發中可能對環境生態的影響。在對頁巖氣勘探開發區地質情況充分認識基礎上，通過采用先進技術和工藝裝備，嚴格控制壓裂液和甲烷泄漏，全面處理好廢水、廢氣、廢渣，加強水資源回收、再利用和廢渣綜合利用、變廢為寶。減少地層破壞、水資源污染和地表植被破壞，督導、鼓勵企業積極發展少水壓裂或無水壓裂技術。在頁巖氣勘探開發區，加強地震、滑坡等地質災害監測，根據監測結果，及時提出治理對策。

（3）國家制定明確政策，引導非油氣企業參與頁巖氣開發。建議在風險較高的勘探階段，非油氣企業盡量不介入或少介入；在風險相對低的開采階段，非油氣企業可以各種形式廣泛介入。

（4）由國家有關部門牽頭建立頁巖氣勘探開發資料數據和信息平臺，統一規范頁巖氣勘探開發資料數據管理與信息共享。將頁巖氣勘探開發資料數據的提交與礦業權掛鉤，建立頁巖氣勘探開發資料數據采集、儲存、信息化系統，形成涵蓋國內外頁巖氣勘探開發的大數據信息平臺，實現頁巖氣礦業權管理和數據共享。

致謝：頁巖氣是目前非常規油氣勘探開發的熱點，已對世界能源格局和地緣政治產生了重大影響。中國科學院于2014年設立“中國頁巖氣發展戰略對策建議”咨詢項目，由戴金星院士牽頭，組織40多位院士、專家，多次深入中國頁巖氣勘探開發第一現場，廣泛開展調研和理論技術研討。本文為該項目研究的主要認識與結論。對各位院士、專家，在此一并致謝。

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Suggestions on the development strategy of shale gas in China

Dong Da-zhong^{1, 2, 3}, Zou Cai-neng¹, Dai Jin-xing¹, Huang Shi-peng¹, Zheng Jun-we⁴, Gong Jian-ming⁵, Wang Yu-man¹, Li Xin-jing¹, Guan Quan-zhong¹, Zhang Chen-chen¹, Huang Jin-liang¹, Wang Shu-fang¹, Liu De-xun^{2, 3}, Qiu Zhen^{2, 3}

( 1. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Beijing 100083, China; 2. Langfang Branch, Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Langfang 065007, China; 3. National Energy Shale Gas Research & Development Center (Experimental), Langfang 065007, China; 4. Lanzhou Literature and Information Center, Chinese Academy of Sciences, Lanzhou 730000, China; 5. Earth Science Department of Chinese Academy of Sciences, Beijing 100864, China)

Abstract: From the aspects of shale gas resource condition, main exploration and development progress, important breakthrough in key technologies and equipment, this paper systematically summarized and analyzed current situation of shale gas development in China and pointed out five big challenges such as misunderstandings, low implementation degree and high economic uncertainty of shale gas resource, and still no breakthrough in exploration and development core technologies and equipment for shale gas buried depth more than 3 500m, high cost and other non-technical factors that restrict the development pace. Aiming at the above challenges, we put forward five suggestions to promote the shale gas development in China: (1) Make strategies and set goals according to our national conditions and exploration and development stages. That is, make sure to realize shale gas annual production of 20×10⁹m³, and strives to reach 30×10⁹m³. (2) Attach importance to the research of accumulation and enrichment geological theory and exploration & development key engineering technologies for low-production and low-pressure marine shale gas reservoir, and at the same time orderly promote the construction of non-marine shale gas exploration & development demonstration areas. (3)The government should introduce further policies and set special innovation funds to support the companies to carry out research and development of related technologies and equipment, especially to strengthen the research and development of technology, equipment and process for shale gas bellow 3 500m in order to achieve breakthrough in deep shale gas. (4)Continue to promote the geological theory, innovation in technology and management, and strengthen cost control on drilling, fracturing and the whole process in order to realize efficient, economic and scale development of China’ s shale gas. (5)Reform the mining rights management system, establish information platform of shale gas exploration and development data, and correctly guide the non-oil and gas companies to participate in shale gas exploration and development.

Key words: Organic black shale; Shale gas resources; Exploration and development; Development strategy; Key technology; Challenge

（文章出自：《天然氣地球科學》 第3期，2016年3月10日，P397-406）