页岩气的发展与展望

一 页岩气发展的内涵

（一）页岩气的基本概念

页岩气是从页岩层中开采出来的天然气，是一种以游离或吸附状态藏身于页岩层或泥岩层中的重要的非常规天然气资源。通常情况下形成于分布广、厚度高的页岩烃源岩地层中，分布在盆地内。开发页岩气是一项寿命和生产周期均很长的工作，页岩气由于分布范围广且含气普遍，因此，能够长期地产生稳定气体。页岩气是国外最早识别却最晚形成商业开发利用的典型的非常规天然气。21世纪以来，随着地质与开发理论的创新和勘探开发关键技术的进步，页岩气的开采进入了新的发展阶段。页岩气被国际能源界称为“博弈改变者”，极大地改写了世界的能源供需格局。

（二）页岩气的形成

1.页岩气的成藏原理

页岩气主要储藏于高碳泥页岩或暗色泥页岩里，是开采于页岩层的一种天然气。在泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中以吸附或游离状态存在，在泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、夹层状的粉砂岩乃至砂岩地层中也都存在天然气，天然气表现为原地成藏模式，区别于油砂、油页岩等，不同于常规气层储藏方式，页岩不仅是天然气聚集和保存的盖层和储层，还是天然气形成的源头，因而，页岩气最好的形成前提，是富含有机质的黑色页岩以及高碳泥岩。

页岩气资源的形成源于烃源岩中的有机质，有机质经过一系列的热演化过程，并在内部运动中产生外排力，将形成的油气向渗透性地层中运移，由于外排作用有限，因而未被排除而残留下的油气就可能成藏于合适的地质中，不断聚集，形成页岩气资源（李新景等，2009）。泥页岩不仅是烃源岩，还是储集层，页岩气具有自生、自储、自封闭的成藏模式，是典型的过渡性成藏机理，在成藏过程中无运移或只有很短的运移（王冕冕等，2010）。页岩气成藏上具有隐蔽性，不以常规圈闭的形式存在（许洁等，2011）。图1介绍了页岩气的生成和成藏机理。

图1 页岩气生成与成藏简化模型

页岩气一般呈现为活塞式、吸附机理或置换式等成藏机理，这取决于页岩气的成藏条件（张金川等，2003）。可以将页岩气的完整成藏过程划分为3个阶段。

阶段一：初始生成的天然气首先满足有机质和岩石颗粒的吸附作用，在该阶段形成的页岩气藏以吸附机理为主，具有与煤层气相似的特征。

阶段二，当气体的吸附量接近饱和时，余下气体聚集在基质孔隙或裂隙中，与孔隙型储集层中的天然气聚集原理一样，并且泥页岩层随着压力和温度的升高会形成许多裂缝空间，以储集游离气体。

阶段三：在生烃膨胀等作用下，富余的天然气向外扩散、运移，致使页岩地层与其中的砂岩薄互层呈现含气性，此时，随着扩散、运移的慢慢加强，在合适的地质条件下，会产生规模性的排烃作用，就有了形成常规气藏或根缘气藏的可能（江怀友等，2008）。

现阶段仅有以美国为主的北美国家针对天然气取得了工业上的成功开发。页岩起源于俄亥俄州阿巴拉契亚盆地的泥盆系页岩，为暗褐色和黑色，富有机质，可大量产生气体。页岩气储集空间以裂缝为主，并以吸附气和水溶气形式赋存，为低（负）压、低饱和度（30%左右），因而低产，但在裂缝发育带可获较高产量。20世纪90年代中期页岩气的开采领域已扩大到密歇根和伊利诺伊盆地，产层扩大到下石炭统页岩，产量达84亿立方米，其资源量可达数万亿立方米。

2.页岩气的成藏地质条件分析

页岩气具有区域性和连续聚集性，是一种能够不间断供气、自生自储和连续聚集的新型天然气，具有未经运移或极短距离运移等页岩气藏形成特征。页岩气成藏的条件可以分为内部地质条件和外部地质条件。

（1）内部地质条件

内部地质条件是指页岩本身的因素，主要包括有机质类型及含量、成熟度、裂缝、孔隙度及渗透率、矿物组成、厚度、湿度等。其中，内部地质因素中的有机质类型及含量、成熟度、裂缝以及孔隙度和渗透率是控制页岩气成藏的主要因素。

第一，有机质类型及含量。有机碳含量是页岩气聚集成藏最重要的控制因素之一，不仅控制着页岩的物理化学性质，如页岩的颜色、密度、抗风化能力、放射性和硫含量，也在一定程度上控制着页岩裂缝的发育程度，更重要的是控制着页岩的含气量。福特沃斯盆地Barnett页岩气藏生产表明，气体产量大的地方，有机碳含量相应也高，有机碳含量和气体含量有很好的正相关关系。同时，干酪根类型也影响气体含量、赋存方式及气体成分。不同类型的干酪根，其主要控制气体含量的微观组分也不一样。

第二，成熟度。美国的一些主要页岩气盆地内，页岩成熟度变化很大。页岩气的成因包括生物成因、热成因以及两种成因的混合。根据页岩成熟度可将页岩气藏分为对应的三类：高成熟度页岩气藏、低成熟度页岩气藏以及高低成熟度混合页岩气藏。低成熟度页岩气藏主要是生物成因，基本上为埋藏后抬升、经历淡水淋滤而形成的二次生气。高成熟度的页岩气藏是由高成熟度条件下原油裂解形成的。成熟度最高的页岩只有干气，次成熟的页岩可能含有湿气，成熟度再低的页岩只有液态石油。

第三，裂缝。裂缝有助于页岩层中游离态天然气体积的增加和吸附态天然气的解析。裂缝发育程度是决定页岩气藏品质的重要因素。一般来说，裂缝较发育的气藏，其品质也较好。实际上，裂缝对页岩气藏具有双重作用：一方面，裂缝为天然气和地层水提供了运移通道和聚集空间，有助于页岩总含气量的增加；另一方面，如果裂缝过大，可能导致天然气散失。

第四，孔隙度和渗透率。在常规储层分析中，孔隙度和渗透率是储层特征研究中最重要的两个参数，相同的原理适用于页岩气，游离态天然气的含量由孔隙大小直接决定，运用非理想气体的PVT模型计算可知，当平均孔隙度为6%，孔隙度分布在5%～8%左右的情况下，加之26.2兆帕压力、70e温度的条件下，最多能形成4.96立方米/吨的页岩气（Daniel M.J. etc，2007）。由此可知，判断页岩气藏是否具有开发经济价值的重要因素之一就是一定的孔隙空间带来的渗透率。基质渗透率在页岩中十分低，平均喉道半径不到0.005微米，但随裂缝的发育而大幅度提高，储层“总”渗透率与储层中天然裂缝系统的发育程度是否相一致，这通常通过测井和生产数据分析来确定。

第五，矿物组成。大多数页岩含有很多的黏土，然而Barnett页岩的黏土含量并不高，在寻找Barnett型页岩气藏中，勘探工作者必须寻找可以被压裂的页岩，这些页岩中黏土的质量分数不超过50%，能被成功压裂。X射线衍射分析表明，构成西澳安特里姆地区（Antrim）页岩的主要矿物组成为石英、黏土和碳酸盐，次要矿物组成为黄铁矿、干酪根、长石、高岭石和绿泥石。对矿物组成的分析能为页岩压裂提供进一步的资料，同时能为钻井和完井提供参考。

第六，厚度。页岩厚度控制着页岩气藏的经济效益。页岩气藏为典型的“自生自储”式气藏，通过页岩厚度及其分布范围可判断页岩气藏的边界，页岩厚度在一定程度上控制着页岩气藏的规模及经济效益（聂海宽等，2009）。在目前已成功开发的页岩气藏中，Ohio页岩厚度最小，为9～30米。研究表明，具有工业价值的含气页岩厚度下限为15米，具有良好经济效益的优质页岩气藏的页岩厚度应大于30米（孟庆峰等，2012）。

第七，湿度。页岩的湿度直接影响着吸附态天然气的含量。岩石润湿后，因为水比气吸附性能好，从而会占据部分活性表面导致甲烷吸附容量降低。湿度往往随页岩成熟度增加而减小，故成熟度高的页岩含气量可能更高。含水量高将降低气体的生产速度，导致产出水处理困难，所以，有利的页岩区应该是产水较少的区域。

第八，优良的贮存环境

贮存条件的好坏是天然气富集的重要前提，尤其是对于以游离态为主的天然气。尽管天然裂缝在Barnett页岩中十分发育，天然气向上覆岩层的逸散仍被封堵，原因是裂缝为方解石所胶结（Gale etc.，2007）。同时，Chappel组、Marble Falls组、夹层的Forestburg组以及其下伏的Viola组或Simpson组等的灰岩隔层覆在Barnett页岩上（Bowker K.A.，2003），也隔挡了对Barnett页岩气的贮存作用，最好的贮存条件就是现今发育的26.2 兆帕的超压，也证实了上述分析。

（2）外部地质条件

外部地质条件指的是页岩气周围的压力、温度以及成藏深度等客观地质条件。

第一，深度。页岩气藏深度变化较大。深度不是页岩气藏发育的决定因素，但它决定该页岩气藏是否具有商业开发价值。生物成因气埋藏相对较浅（小于1500米），开发难度小且经济效益高；热成因气埋藏相对较深（多大于1500米），但资源量大且分布广泛。目前已进行工业性开发的页岩气藏的埋藏深度一般低于3000米，但随着天然气价格的抬升及页岩气钻采工艺的进步，埋藏深度更大的页岩气藏将被开发。

第二，温度与压力。温度主要影响吸附气体含量，温度增高，气体分子的运动速度加快，降低了吸附态天然气的含量，这也是福特沃斯盆地Barnett页岩气藏中吸附气含量较少的原因之一。一般情况下，随压力的增大，无论以何种贮存方式存在的气体，含量都呈增大趋势，但压力增大到一定程度以后，含气量增加缓慢，因为孔隙和矿物（有机质）表面是一定的。前者控制游离态气体含量，后者控制吸附态气体含量。当压力较低时，吸附态气体含量相对较高，如圣胡安盆地Lewis页岩气藏具有异常低的地层压力梯度。

3.页岩气与常规天然气对比

作为天然气的一种特殊形式，页岩气主要开采自地下页岩层当中，在使用过程中与常规天然气基本相同，主要化学成分为甲烷。但是，页岩气与常规天然气在储集方式上具有很大的差异。从图2可以看出，页岩气广泛分布于底层，要以水平井为主要开采井型；而天然气分布较浅，可以通过垂直井直接开采。

图2 常规天然气与非常规天然气的地质分布

页岩气具有“自生自储”的特点，对周围地质条件要求并不高，这是由于页岩本身不仅是烃源岩，还具备储层和盖层的功能，因此，才能在底层中广泛存在，相比之下常规天然气的形成要满足储层、盖层以及“封储盖”三个重要的地质条件。

常规天然气一般在钻井之后受地层压力的作用，会出现自然气流举升到地面的场景，其主要原因在于常规天然气在岩石裂缝中以游离态存在。然而，页岩气在地层中的存在状态多以颗粒吸附为主，而游离态存在于裂缝中为辅。因此，一般页岩气在开采之后，较少出现自然流出场景，需要增加水力压裂等增产手段。在早期进行油气钻井作业时一般采用钻穿页岩的方式，虽然我国页岩气发现比较早，但基于开采耗费资源及成本较高，影响了大范围的开发利用。页岩气和常规天然气具体对比如表1所示。

表1 页岩气与常规天然气对比

（三）未来发展的主要目标及任务

1.指导方针和目标

（1）指导思想

为进一步推进科学发展观，必须将邓小平理论及“三个代表”作为重要指导思想。政策支撑、科技提升、体制更新对于创新理念与方法具有重要作用，应该积极推进页岩气的勘探开发，提高页岩气勘探技术水平，加快页岩气发展步伐，推进页岩气产业规模化发展。同时，这对于国内天然气的供需不平衡问题也能起到有效的缓解作用，优化能源发展结构，保障了安全可靠的天然气供应能力，为全社会更快更好地发展做出贡献。

（2）基本原则

第一，继续推进科技进步。通过挖掘科技潜在能力，改进目前的资源现状，利用对外合作的方式，结合科学技术的改进及对优良科技的吸收，有效提升我国资源开发利用、勘探开采、综合管理的水平。

第二，不断推进制度完善。有效地制定支撑资源开发与利用、市场形成与发展、价格及管理体系创新的体制机制，不断推进管理理念的创新。

第三，全面提升常规与非常规的融合利用。页岩气作为天然气的一种特殊形式，在区域分布、输送及利用等方面与常规天然气吻合较大，通过页岩气与常规天然气的融合利用，并给予页岩气特殊的优惠发展政策，全面推动常规与非常规天然气的快速发展。

第四，继续推进内部与对外发展的结合。在对自身勘探技术不断发展的同时，也要有序开发对外合作资源，引进国内缺少的高新技术，从而提高自身的创新能力。

第五，继续推进发展与环境相协调。在对页岩气进行勘探开发的过程中需要重点关注其对于环境的影响，包括建设方式集约化、恢复相关地表植被以及节约利用水资源，严格按照规程进行相关钻井操作，达到排放标准，实现对生态环境的保护。

2.页岩气未来发展目标

（1）总体目标

至2015年底，全面实现页岩气发展的综合目标。首先，深化页岩气储量的分析与调查，全面掌握页岩气的储藏和分布情况，合理选取页岩气开发的有利目标区以及远景开发区等，建设一批页岩气开发区，推进页岩气生产的规模化发展。其次，实现关键技术革新，尤其在页岩气的勘测和开发领域，推进技术创新。再次，提高页岩气开发设备的自动化程度，推动页岩气开发和生产的规范和技术标准的出台。最后，落实页岩气及相关产业的发展政策，为“十三五”期间加速发展页岩气产业做好准备工作。

（2）具体规划目标

以下规划目标力争在“十二五”期间实现。

第一，在形成页岩气储量调查和分析报告的基础上，全面了解页岩气的储藏和分布情况，合理选取页岩气开发的有利目标区50～80个以及远景开发区30～50个。

第二，探明页岩气的地质储量以及可持续开采量，实现2015年页岩气开采量65亿立方米的突破。

第三，在地质调查与评价等技术方法上，研究出适用于我国特有地质条件的一套方法，并在勘探、开发等关键技术及相关设备上实现突破。

第四，在资源储量、调查分析、勘测以及环保等多个页岩气开发的相关领域形成技术标准和相关规范。

3.页岩气发展重点任务

（1）资源潜力调查与评估

将全国陆域划分为上扬子及滇黔桂、中下扬子及东南、华北及东北、西北和青藏五个大区，设置“全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选”项目，分区、分重点开展相应的页岩气资源潜力调查与评估工作。

第一，页岩气分布情况调查与分析。自2011年至2013年，我国已经全面开展了与页岩气分布有关的油气及地质资料的调查，在加快调查及评估我国有机页岩的相关参数及分布后，优选了第一批页岩气资源远景开发区。

第二，全国页岩气资源潜力调查与评估。以湘中-洞庭、赣西北、苏浙皖；四川盆地及渝东鄂西、滇黔北、黔南桂中、南盘江；塔里木、准噶尔、吐哈、三塘湖、柴达木、羌塘等盆地，鄂尔多斯、南华北、松辽、渤海湾盆地及地区为调查分析的重点区域范围，调查包含井50余口。通过深入地调查收集页岩气的系统参数，有效地分析页岩气的资源潜力，总结梳理页岩气的富集规律，进一步深入分析我国页岩气的可开采资源储量及资源分布、地质资源情况，综合优选有利的页岩气发展富集目标区。建立一个一体化示范区，包括对页岩气调查的评价、开发及利用，加速页岩气产业的形成和发展。

（2）科技发展

第一，资源评价相关技术。通过对海相及陆相页岩气内部机理和富集规律的总结，建立不同类别的成藏模型，确定模型评价相关参数、标准及方法，重视页岩气分析技术及设备构成的研发，以此作为页岩气资源现状。

第二，页岩气有利目标优选评估。首先研究页岩气的分布特征及富集存储的地质条件，在此基础上，建立页岩气有利目标优选评估指标体系，包含有机质含量、沉积相、埋深条件、资源丰富程度、热成熟度、构造演化等多个侧重点，结合技术经济的分析思路，全面、系统地进行页岩气成藏主要影响因素和页岩气成藏地质条件的研究工作，为进一步开发页岩气奠定基础。

第三，地球物理评价技术。分析并掌握国外相关技术，以此为基础，展开页岩气测井识别、地震采集和处理解释、储层精细描述等地球物理识别技术和评价标准研究，构建页岩气储层参数识别技术，逐步形成并完善有机质页岩及含气性地球物理识别关键技术体系，为合理确定页岩气的“甜点区”提供有效的技术支撑。

第四，水平井钻完井技术。页岩气钻井和固井辅助工具、定向井井眼轨迹分析优化、井段水平井优化钻井等关键技术的深化研究与利用，进一步参考分析常规油气藏和堤身透气藏钻完井技术，全面加强设备的可靠利用及技术的深化应用，提高我国页岩气开发利用的钻完井技术。

第五，页岩气单井产量技术的提升。通过对页岩气开发利用增产核心技术的研发与应用，全面提升我国页岩气的单井产量。包括研发3000型压裂车等装备、同步压裂和微地震裂缝监测等技术，并努力实现国产化，开展分段压裂、长井段射孔和体积改造，以及新型压裂液、压裂液处理和再利用、储层伤害机理和保护等关键技术的攻关工作。

第六，优化产能预测及井网经济评价技术。通过分析我国页岩气的解析、扩散和渗透的机理，进一步研究我国页岩气井的产能发展情况，依托气井产能参数收集及智能仿真数据模拟技术，针对最终可采储量进行优化分析，深化井网优化技术的提升，包括页岩气开发产能评价技术等。通过分析不同页岩气井的生产特点，深化井网、井距等不同条件影响下的有效气采率分析。针对井网开发利用的不同评价角度，构建页岩气开发的经济技术评价体系，深化评价指标的筛选及应用。

第七，提高我国页岩气开发利用技术规范性。在页岩气开发利用的勘探、地质调查、钻井、测井、实验分析、改造创新等不同技术领域，全面深化技术标准的规范制定，推动产业标准化发展。

第八，推动专业化服务公司的发展。专业化服务公司能够为加快页岩气的开发利用提供全方位的技术支撑，通过推动专业化服务公司的发展，实现关键技术的自主创新，提高页岩气开发利用的成本控制能力。

（3）布局勘探开发

页岩气开发有诸多重点区域，分别是四川、江西、安徽、江苏、陕西、河南、辽宁、新疆、重庆、鄂西渝东、川西-阆中、川东北、安顺-凯里、济阳、延安、贵州、湖南、湖北、云南，应在芜湖、横山堡、南川、秀山、辽河东部、岑巩、长宁、威远、昭通、富顺-永川、神府-临兴、沁源、寿阳等地建设页岩气的勘测开发区。

（4）页岩气2020年发展展望

“十三五”期间，大力推进两湖、苏浙皖、鄂尔多斯、南华北、松辽、准噶尔、吐哈、塔里木、渤海湾等地的勘探开发，建成多个全新的勘探开发区，到2020年争取实现页岩气年开采量600亿～1000亿立方米；在关键的勘探开发技术、页岩气情况调查与评估等领域均取得较大突破。

4.页岩气发展规划实施

（1）保障资金资源的投入

针对我国页岩气资源的勘探及分析评价的资金投入应不断加大，同时深化我国页岩气开发潜力分析、页岩气综合利用优选区域、页岩气开发关键技术攻关、页岩气开发国际合作等方面的资金投入。

（2）页岩气实现多种发展模式

将“页岩气勘探开发关键技术”列为“大型油气田及煤层气开发”重大专项内的重点，提高我国页岩气勘探开发技术的自主创新能力，强化页岩气开发利用相关关键技术攻关的支持，提倡并鼓励国内外相关院校和研究机构与企业的共同研究模式，开展对外合作，引进国外先进技术和发展模式，结合我国特有情况，逐步完善具有中国特色的页岩气勘测和开发技术研究。

（3）建立页岩气勘探开发新机制

通过制定合理的资质标准及准入门槛、保障矿权招投标制度的落实、强化合同管理的保障，推动大型集约化企业积极参与页岩气开发和利用及投资主体的多元化发展。

（4）落实页岩气产业鼓励政策

研究制定页岩气具体补贴政策，可适当参考煤层气财政补贴政策；对页岩气勘探开发等鼓励类项目项下进口国内不能生产的自用设备（包括随设备进口的技术），按有关规定免征关税；依法取得页岩气探矿权采矿权的矿业权人或探矿权采矿权申请人可按照相关规定申请减免页岩气探矿权和采矿权使用费；页岩气出厂价格实行市场定价；优先用地审批。

二 页岩气国内外发展状况分析

（一）国内发展规模分析

1.国内页岩气储量及分布

中国主要盆地和地区页岩气资源量为15万亿～30万亿立方米，与美国28.3万亿立方米大致相当。其中，中国南方页岩气资源总量约占总体的46.8%、西北地区约占总体的43%。中国陆域页岩气地质资源潜力为134.42万亿立方米，可采资源潜力为25.08万亿立方米（不含青藏区）。其中，拥有页岩气发现及工业气流的评价区域面积约为88万平方公里，地质资源为93.01万亿立方米，可采资源为15.95万亿立方米。2012年3月，我国发布的页岩气可开采资源潜力约为25.1万亿立方米，据推算，可供我国使用约200年。

页岩气在盆地中存在广泛，储量巨大，因此，其发展意义深远。页岩气由于含气饱和度及埋藏深度等差别所具有的工业价值也不同，中国传统研究中的几种分类也是基于此，包含泥页岩裂隙气藏、泥页岩油气藏、泥岩裂缝油气藏、裂缝性油气藏等，但在传统研究中没有考虑天然气的原生属性以及吸附机理，并将聚集于泥页岩裂缝中的游离相油气理解为主体。

页岩气资源在我国主要集中在三大海相页岩分布区（南方古生界海相页岩，华北地区下古生界海相页岩和塔里木盆地）以及五大陆相页岩分布区（松辽盆地、准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地、吐哈盆地和寒武-奥陶系海相页岩）。

西部和北部是我国页岩气发育起源地带，页岩气储量较大，而南方地区页岩气分布较少。因此，西部和北部是我国页岩气开发的重点地区。

2.国内页岩气开发现状

2011年底前，中石油开发了4个页岩气有利区块，包括威远、长宁、昭通以及富顺-永川，作为我国川南和滇北地区的优选区域，11口评价井已完钻，其中获得工业气流的井数达4口。中石化完钻5口评价井，分别在黔东、皖南、川东北，获得了2口工业气流井，并确定了建南和黄平等区域为优选区域。中海油在我国皖浙等区域积极开展了页岩气勘探的前期工作。同时，在我国陕西延安地区，3口井获得陆相页岩气发现。中联煤也提出了寿阳、沁源和晋城三个页岩气有利区，均位于山西沁水盆地。

3.国内页岩气发展趋势

中国国土资源部于2009年10月启动页岩气资源勘测项目，国家能源局于2012年3月发布了《页岩气发展规划（2011～2015年）》，规划中列出了“十二五”期间全面开展页岩气储量和可开采量的勘测分析，并于2015年实现页岩气产气量65亿立方米。这为实现“十三五”期间页岩气发展目标奠定了有利基础，力争实现我国页岩气年开采量至2020年达到600亿～1000亿立方米的整体水平的目标。这一目标的实现，能够显著提高我国天然气的自给率，推动天然气在我国能源消耗中的占比达到8%的整体水平，不断优化我国能源结构体系，减少能源消耗碳排放，降低我国天然气资源的对外依存度。

中国在石油服务行业的规模及税收环境等政策的宽松程度仅次于北美国家。此外，由于中国能源供需上的不平衡、页岩气储量的丰富情况，外界普遍认为，中国将是未来除美国外页岩气发展最快速的国家。

（二）国外页岩气发展规模分析

1.国际页岩气储量及分布

世界范围内页岩气资源量为456×10¹²立方米，相当于煤层气与致密砂岩气资源量的总和，占3种非常规天然气（煤层气、致密砂岩气、页岩气）总资源量的50%左右。

表2 世界各地区页岩气资源预测表

图3为全球38个国家的48个页岩气盆地分布情况，可以看出，页岩气主要分布在美国、加拿大、欧洲（除俄罗斯）、亚太地区和拉丁美洲。

图3 全球页岩气分布状况

图4显示了剩余可采天然气资源排名前十五位的国家，可以看出，天然气储量最多的是俄罗斯，但是俄罗斯页岩气储量不足，而美国、中国、阿根廷、墨西哥等国家页岩气储量占总天然气储量的比例较大，具有很大的开发潜力。

图4 各国的剩余可采天然气资源

2.北美洲页岩气发展现状

（1）北美洲页岩气储量和分布

美国进行页岩气开采大约有80多年的历史。页岩气的开发及利用有效地改善了美国天然气供需的紧张状态，并进一步提高了其能源安全保障水平。美国页岩气开发利用站天然气产量的比重增长迅速，从1996年的1.6%迅速增长至2010年的约23%，并使美国一度成为世界第一大天然气生产与资源拥有国。在未来较长一段时间内，随着页岩气开发利用技术的不断提高，页岩气的开采仍将呈现较快的增长势头，并带动美国天然气的生产和利用稳定、快速地发展。据分析，美国地质分析机构测算，仅沃思堡盆地Barnett页岩气田开采寿命可达80～100年，决定了其拥有较大的开采利用周期及利用价值。

加拿大作为页岩气商业化开采较早的国家之一，其发展仅落后于美国。据统计，至2009年加拿大的页岩气产量已经达到72亿立方米。加拿大西部地区有15.57万亿～24.35万亿立方米页岩气储量，其中下白垩统4.4×10¹²立方米，占该盆地页岩气资源的18%；中、下三叠统9.3×10¹²立方米，占该盆地页岩气资源的38%；上泥盆统和下石炭统10.7×10¹²立方米，占西部沉积盆地页岩气资源的44%。加拿大不列颠哥伦比亚（British Columbia）东北部泥盆系、白垩系、侏罗系、三叠系页岩气资源量超过28.3×10¹²立方米，保守估计也有7.1×10¹²立方米，占该地区未发现天然气资源（包括常规和非常规）的34%。

图5显示了美国和加拿大页岩气的分布情况

图5 北美洲页岩气分布情况

由图5可以看出，美国已开发的页岩气主要分布在中西和中东部地区，有开发前景的页岩气储量主要分布在南部地区，而加拿大有开发前景的主要分布在西部地区。

过去十年内，页岩气已成为美国一种日益重要的天然气资源，同时得到了世界上其他国家的广泛关注。2000年，美国页岩气产量仅占天然气总量的1%；2009年美国天然气生产总量占世界天然气总量的比重达到20%左右，并一跃超过俄罗斯成为第一大天然气生产国；到2010年，因为水力压裂、水平钻井等技术的发展，页岩气所占的比重已超过20%。2012年美国天然气销售量相比2006年增加了近30%，达到7160亿立方米。其中，页岩气产量在美国天然气供应中的比重增长迅猛，从2000年约占天然气供应的1%发展到2012年的近30%，其份额还将不断上升。根据美国能源信息署（Energy Information Administration）的预测，到2035年，美国46%的天然气供给将来自页岩气。

由图6可以看出，2007年美国页岩气仅占天然气的8.07%，到2011年增长到29.85%，同比增长27.33%，2007～2011年同比增长率始终保持在25%～30%之间。

图6 美国页岩气占天然气比例发展趋势

（2）美国页岩气商业化模式的实现

美国是最早进行页岩气勘探、目前唯一实现商业化开采利用的国家。早在1821年，在纽约州阿帕拉契亚盆地泥盆系诞生了美国第一口商业页岩气井，进入21世纪后，美国页岩气的勘探开发得到了快速的发展。2006年，美国页岩气井数超过4万口，页岩气产量达311亿立方米，占美国天然气总产量的5.9%；2009年，美国页岩气勘探更是以惊人的速度发展，页岩气生产井数接近10万口，产量达到878亿立方米，占美国天然气总产量的13%，至此美国已替代俄罗斯成为世界第一天然气生产国。2010年美国天然气总产量中页岩气的比重达到了23%，而2011年这一比重迅速增长至34%。

美国页岩气的技术创新主要由中小公司推动，美国85%的页岩气由中小公司生产，多数区块被中小能源公司和各类基金所控制。大公司的介入及参与推动页岩气向规模化发展，大公司一般通过企业并购方式拥有页岩区块，或与中小公司合资进军页岩气产业，如美孚石油公司2009年12月以410亿美元全面收购XTO公司，正式进入页岩气领域。专业化分工与合作，促进页岩气开发产业链各环节流线型运作，高效生产。资本的高效流动性，推动各类资本在全链条上快速流动，刺激了技术和商业服务模式的不断创新。

美国页岩气实现商业化要以以下条件为基础。

第一，非常好的资源禀赋。美国页岩气资源量大，分布范围广，适于开采。这是美国页岩气能够实现商业化的前提条件。

第二，成熟的开采技术。经过数十年的研究，美国已经拥有一套非常成熟的页岩气开采技术和非常发达的管线。

第三，输管网络的发达。美国管网总长达49万公里，覆盖48个州，拥有长达34.9万公里的州际管道、14.1万公里的州内管道，过去十几年内，每年管网以2%的增幅在增长，相比之下，我国仅有5万公里的管网。

第四，强大的政策支持。美国页岩气经过几十年的发展，已经形成了包含技术研发、税收补贴、环境保护的政策体系。

第五，能源市场监管体制的成熟。美国页岩气开发一直沿用天然气监管的法律法规以及相关监管框架，重点监管环境污染与水资源利用，如《美国清洁水法案》、《联邦空气清洁法案》、《美国国家环境政策法》和《美国安全饮用水法》等。

美国页岩气的开发及利用经历了几十年的发展，其关键技术一般掌握在专业化的若干中小型企业手中，专业从事页岩气开发的企业数量从2005年的23家迅速发展到目前的100多家。在高度竞争性市场中，技术创新和商业化主要由中小公司推动。除此以外，美国页岩气发展过程中专业化服务及技术开发类企业拥有了较大的发展空间，形成了高度社会化的分工体系，受产业制度影响较小，有效地推动了页岩气开发利用的整体投入降低、生产效率提高、资金回收快、生产作业周期缩短。如今，哈里伯顿、贝克休斯等国际领先的一批专业服务公司在美国不断形成并快速发展，在全球页岩气发展过程中不断输出技术和装备，专业化服务及技术开发类企业的发展有效地推动了美国页岩气产量的增长及商业化的稳定发展。

（3）美国页岩气商业化的成功经验

美国页岩气资源的成功开发为其他国家发展页岩气产业起到了良好的示范作用。美国页岩气的大力发展并成功实现商业化主要得益于以下方面。

第一，在美国能源独立战略的推动下，政府重视页岩气开发，出台了一系列优惠政策。

美国对于能源安全的重视程度极高，并且较早地提出了能源独立战略，在1973年中东石油危机时，就前瞻性地提出了能源独立的战略思想，并且多年来进行了不断的变革创新与发展。美国的《原油意外获利法》等对页岩气等非常规油气开发实施税收减免。对1979～1999年钻探、2003年之前生产的页岩气实行税收减免政策，减免幅度为0.5美元/千立方英尺（约0.02美元/立方米），此项税收减免政策前后共持续了长达23年。各州政府出台的配套税收减免政策，包括无形钻探费用扣除、工作权益视为主动收入、小生产商的耗竭补贴等，有力地推动了非常规能源的勘探与开发，提高了企业的投资积极性，降低了页岩气的整体开发与利用成本。

第二，创造开放的竞争环境，加快技术创新，为中小型油气开发商提供了公平竞争和商业开发页岩气的机遇。

水平井技术和水力压裂技术等关键技术的较早攻破及深化应用，成为美国页岩气发展历程中的关键环节。而美国成熟的市场竞争环境及有效的宏观管理体制，为企业不断创新与发展创造了有效的空间及发展活力。

页岩气开发具有单井产量低、采收率低（页岩气的采收率为5%～20%，而常规天然气的采收率一般高于60%）、产量递减快、生产周期长等特点，这决定了页岩气开发只有通过不断钻井进行持续生产，产生规模效应后，才能形成稳定的投资回报。为此，美国成立了非常规油气资源研究基金，积极鼓励关键技术的研发，并不断资助有关科研机构及中小型技术公司，推动了页岩气多专业技术领域的协同发展，促进了水平钻井技术和水力压裂技术的成功结合，极大地提高了深层页岩气的开采效率和赢利性。

美国页岩气勘探开发准入门槛低，勘探开发主体多元化，85%的页岩气产量由中小公司生产（我国恰好相反）。中小型公司一般具有更快的技术更新能力，大型公司一般会选择适宜的中小型公司进行收购或合作投资，拥有灵活的市场进出能力，市场竞争程度的提高，有力推动了页岩气开发与生产利用的商业化、规模化发展。同时，出现了技术服务公司的专业化分工与协作以及多方力量参与共同促进页岩气资源开发的局面，降低了页岩气项目的实施成本。这极大地丰富和完善了产业链，提高了油气行业资本的流通效率。

美国“以州为主，联邦调控”的页岩气监管框架，对跨州能源经营活动采取分属联邦和州政府的监管分权制度，当两者出现矛盾时，以联邦法规为准；当联邦标准低于州政府两级管理时，则同时实施两套规定。

此外，美国政府放开天然气价格，同时打造多元化的投资环境，建立市场机制等，大大鼓励了小企业的勘探开发投资热情，让其参与市场竞争，同时保障国家、生产商、用户等各方利益。

第三，政府从完善基础设施配套方面给予持续的支持，有效降低了页岩气开采利用的初期成本。

页岩气的资源具有分布广的特性，需要建立在快速发展的先进管网基础上进行分布式的开发及利用，管网开放也成了页岩气市场化开发与发展、大范围利用的基础。利用页岩气进行发电的二氧化碳排放量仅为燃煤电厂的一半左右，整体成本也存在较大差异，为保障页岩气能源的有效利用，有必要实行差异化管理，将页岩气发电与煤电输配分开。为此，美国政府不仅高度重视智能电网的建设，也在不断地深化管网体制及电力体制的配套改革与完善，形成了相对市场化公平的管网运行机制，并提出了相应的税率减免、贷款优惠等政策扶持管道公司，为页岩气的开发利用提供了基础条件。

此外，美国的页岩气生产具有产区接近负荷终端用户的特征，有效降低了页岩气生产销售的运输成本，提高了页岩气的经济竞争优势，使得天然气整体价格水平较低。目前美国页岩气的开采成本仅仅略高于常规天然气，页岩气开采开始进入规模化和商业化发展阶段。

但也要看到，虽然页岩气目前的开采成本大幅降低，但由于有些页岩气田的含气泥质岩层巨厚，以及埋藏很深或产量递减较快等原因，有些页岩气开发公司前期投入产出效益不理想，甚至出现巨额亏损。

第四，美国加强行业监管，出台了严格的环境保护政策。

页岩气的开发，需要大量注水，而且在作业过程中所产生的大量压裂液是一种含有毒性复杂化学物质和放射性废液，可能会污染地下水资源，引发空气、土地等污染问题。针对这些问题，美国分别通过《美国联邦环境法》、《美国清洁水法案》、《饮用水安全法》、《资源保护和恢复法》和《清洁空气法》等法律做出了相应的规定，对作业区的水资源、渔业资源和野生动物进行保护。

但是要看到，目前针对页岩气开发导致的环境污染，相关技术及质量管理标准规范在美国也在不断完善，仍然存在一定的潜在风险。例如，由于“哈里伯顿漏洞”等问题的存在，浅层水源可能受到高污染化学品进入的污染，影响饮用水安全。事实上，美国已经出现家畜饮用了开采点的水后死亡的事件，美国部分州、地区也因环境问题中止了部分页岩气开发项目。

（4）美国页岩气开采对世界能源格局和中国的影响

美国页岩气的成功开发，加强了美国能源自给自足的能力，对能源以及相关产业产生了显著影响，带来了北美甚至世界能源格局的变化，有学者将其称为“能源革命”。

第一，美国的能源自给能力快速增强，常规天然气进口量和产量快速减少，石油对外依存度也明显下降。

美国能源信息署（EIA）的研究表明，由于页岩气产量激增，美国的宾夕法尼亚州和纽约州等传统的能源进口区成了能源供应区。美国依靠从中东地区、加拿大方面进口的管输天然气及液化天然气总量显著降低，使美国墨西哥湾常规天然气的产量从2007年的3960万立方米/日降低到目前的1980万立方米/日，减少了一半。

近年来，美国用液化天然气快速替代柴油，使美国石油依存度呈现下降趋势，跌破长期徘徊在60%左右的水平，至2011年，已降为50%以下，实现了精炼石油产品净出口。因此，奥巴马在2011年3月提出了未来10年将外国石油进口减少1/3的目标。

第二，引起各国在世界能源体系中的地位发生变化。一方面，欧洲各国长期以来一直试图寻找多元化的天然气来源，北美重要的天然气来源将可能使得欧洲各国单一依赖俄罗斯天然气的局面有所改变。这意味着俄罗斯原本在欧洲市场，尤其是西欧市场上强硬的定价权将受到一定程度的冲击，而且可能失去一定的市场份额。

另一方面，基于美欧的传统同盟关系，美国页岩气的开采将带来对西欧的天然气出口，而以往欧洲天然气的重要供应国伊朗可能会将部分天然气分流到亚太地区。亚太地区的天然气供应也会出现多元化的格局，可能会使原本复杂的亚太地区油气地缘竞争向买方倾斜。

第三，中国的天然气进口环境将得到优化。中国目前是液化天然气进口潜力较大的国家之一，美国页岩气开采所带来的全球油气供应增加，会减轻中国所面临的天然气地缘竞争，并将强化油气供应国与中国的合作愿望，中国的天然气进口环境将得到优化。

3.其他国家页岩气发展状况

（1）欧洲（除俄罗斯以外）

全世界范围内页岩气分布较广，但可采资源量较少，多集中在瑞典、乌克兰、挪威和波兰等国家。除此之外，西班牙、英国以及德国均已着手页岩气的开发和研究工作。

（2）亚太地区

在亚太地区，澳大利亚以及中国的页岩气储量丰富，此外，印度和印度尼西亚两国也开始了对页岩气资源的分析和调查工作。中国页岩气开发工作刚刚起步，目前以评估与勘探为主，处于准备阶段。中国的国土资源部于2011年7月首次进行了页岩气探矿权的招标工作。中国已与美国有关部门达成技术合作、开发等多项合作。

（3）拉丁美洲

在拉丁美洲，页岩气资源主要分布在巴西、墨西哥以及阿根廷等国家。墨西哥页岩气可开采量居世界第四位，并且于2011年10月在北部地区发现大规模页岩气田，可供墨西哥持续使用90年。阿根廷国内的石油公司已经与道达尔、埃克森美孚等能源公司达成合作，共同参与阿根廷境内的矿区页岩气开采。

（4）其他国家

已有40多家跨国石油公司在欧洲寻找页岩气，奥地利OMV公司在维也纳附近测试地质构造，雪佛龙公司和康菲石油公司开始在波兰进行勘探，埃克森美孚公司已开始在德国进行钻探，壳牌公司将页岩气勘探目标锁定在瑞典。墨西哥计划未来两年投资20亿美元开发页岩气。印度尼西亚等亚洲国家、南非等非洲国家都在逐步推动页岩气的区域发展规划，俄罗斯作为传统的天然气大国拥有较大规模的常规天然气储量，也在不断深化页岩气的开采准备。

三 页岩气发展核心问题探讨

（一）资源问题

尽管四川盆地具有形成页岩气藏的诸多有利的地质条件，但与北美传统页岩气有利区域相比，前者的地质背景、整体认识和技术水平还有差距，需要进行大量艰苦细致的技术攻关和勘探开发及政策研究。当前，一些学者及研究机构不断深化我国页岩气的发展趋势分析，对我国页岩气的开发利用持有较为积极的认识。但是，与美国等页岩气发展较快国家相比，我国的地区特征、地质条件、市场化环境等方面，都难以支撑我国页岩气拥有飞速发展的预测基础。应更加全面地分析我国页岩气发展中的核心问题、资源问题，动态系统地进行科学分析。

实际上，目前认为最具前景的中国南方扬子地台寒武系和志留系海相页岩与北美地台石炭系和泥盆系海相页岩相比，至少存在4个不利因素。

第一，扬子地台经历的构造运动次数多而且剧烈，所以，页岩气藏经历的改造历史和保存条件显然不同于北美地台。

第二，中国页岩气有利区有机质演化程度处于高成熟阶段，美国页岩气则低于高成熟阶段。随着成熟度的增加，针对页岩气的成藏条件分析及变化发展规律仍需不断探索。一般来讲，成熟度越高，有机质及页岩矿物对天然气的吸附性一般更差，因此，吸附气的储量就会较少。

第三，中国页岩气藏埋深小于3000米的范围相对较少，部分页岩储层埋深可超过5000米，而美国泥盆系、密西西比系页岩埋深范围为1000～3500米。

第四，中国南方页岩气有利区多处于丘陵—低山地区，地表条件比美国复杂得多。因此，需要不断创新我国页岩气的地质分析技术、资源评价技术，进行科学、合理的产能预测分析。

（二）核心技术

全球页岩气资源主要集中在北美、中国、拉美、中亚、中东以及苏联等国家和地区，以北美储量最多，共计456万亿立方米。但其丰度低，技术可采量占资源总量的比例较低，同时页岩气的储层具有低孔隙率和低渗透率的特点，开采难度大，需要高水平的钻井和完井技术。页岩气的开采核心技术主要包括水平井技术、多层压裂技术、清水压裂技术、重复压裂技术及最新的同步压裂技术。技术水平的提升能不断提高页岩气的产量，美国正是依托诸多先进的技术，页岩气发展速度才如此迅猛。高新技术的引进或开发对我国页岩气的发展至关重要。

1.储层评价技术

对储层进行评价是页岩气勘探开采最基本的前提，页岩储层评价技术是页岩气勘探开发的关键技术之一，测井和取心是页岩气储层评价的两种主要手段。

作为识别裂缝和断层的核心技术与手段，成像测井技术能够实现对页岩的有效分层处理；声波测井技术能够有效实现裂缝方向的识别及最大主应力的计量，为气井增产措施的实施提供分析基础；岩心分析技术主要用于孔隙度、储层渗透率、储层敏感性分析等方面。

在评估天然气地质储量潜力中运用的技术室烃源岩潜力评估技术，主要用来分析岩样中有机物的含有情况，以及是否可以形成碳氢化合物，对页岩岩样的地球化学分析需要结合对先前所钻井的测井资料及详细评价资料，要评估岩样中有机质含量以及岩样成熟度。

2.气藏开采技术

页岩气的发展离不开科学技术的进步，页岩气勘探开发的快速发展及技术推广，得益于气藏开采技术、水平井钻井技术、水力压裂技术等核心技术的不断创新与进步。

（1）水平钻井技术

与直井相比，水平井在页岩气开发中具有无可比拟的优势。

第一，水平井成本为直井的1.5～2.5倍，但初始开采速度、控制储量和最终评价可采储量却是直井的3～4倍。美国沃斯堡盆地Barnett页岩最成功的垂直井在2006年上半年页岩气累积产量为991×10立方米/日，而同期最成功的水平井产量为2831×10立方米/日，为直井产量的近3倍。

第二，水平井与页岩层中裂缝（主要为垂直裂缝）相交机会大，可明显改善储层流体的流动状况。统计结果表明，水平段为200米或更长时，比直井钻遇裂缝的机会多几十倍。

第三，在直井收效甚微的地区，水平井开采效果良好。如在美国Barnett页岩气外围开采区内，水平井克服了Barnett组页岩上、下石灰岩层的限制，避免了Ellenburger组白云岩层的水侵，降低了压裂风险以及增产效果明显，在外围生产区得到广泛的运用。

第四，减少了地面设施，开采延伸范围大，避免地面不利条件的干扰。水平井位与井眼方位应选择在有机质与硅质富集、裂缝发育程度高的页岩区及层位，水平井的方位角及进尺对页岩气产量产生重要的影响。一般水平井确定方位钻井时，主要考虑裂缝网络系统的平行方向，从而能够生成更多的横向诱导裂缝，推动诱导裂缝与天然裂缝的连通，提高气体接触表面积，增大页岩气的采收率水平。在水平钻井过程采用MWD（随钻测井）和自然伽马测井曲线在页岩段内定向控制和定位，应用对比井数据和地震数据避开已知有井漏问题和断层的区域。井身设计作为水平钻井成功的关键环节，能够有效节约完井和管理成本。在操作过程中，有效采用了地质导向技术，避免了对断层及其他复杂构造区的影响，保护目标钻穿区，防止发生井漏。

水平井钻井技术（见图7）用特殊的井底动力工具与随钻测量仪器，钻成井斜角大于86度，并保持这一角度钻进一定长度井段的定向钻井技术。水平井可以通过增加裸露出的方式，在油气开发中提高油气产量。

图7 水平钻井技术模拟

（2）压裂增产技术

第一，水力压裂技术。由于页岩气产能较低，通常埋深大、地层压力高的页岩储层必须进行水力压裂改造才能够实现经济性开采。水力压裂技术广泛应用于低渗透油气藏，能够有效支撑油气增产及注水井增注，并且在中、高渗油气藏的增产方案实施中效果明显。水力压裂技术以清水为压裂液，支撑剂较凝胶压裂少90%，并且不需要黏土稳定剂与表面活性剂，大部分地区完全可以不用泵增压，较之美国20世纪90年代实施的凝胶压裂技术可以节约50%～60%的成本，并能提高最终的估计采收率，目前已成为美国页岩气井最主要的增产措施。

通常来讲，水力压裂技术利用地面高压泵组，将高黏液体以大大超过地层吸收能力的排量注入井中，在井底憋起高压，当此压力大于井壁附近的地应力和地层演示抗涨强度时，在井底附近地层产生裂缝。继续注入带有支撑剂的携砂液，在裂缝向前延伸过程中添加支撑剂，使得关井后裂缝能够闭合在支撑剂上，形成了具有一定几何尺寸和导流能力的填砂裂缝，围绕在井底附近地层内，实现了增产增注的目的。

北美90%的页岩气钻井采用水力压裂技术，将大量的水和沙土混合特殊化学物质用泵注入地下来压碎页岩，从而释放天然气。

第二，水平井分段压裂技术。在水平井段采用分段压裂，能有效产生裂缝网络，尽可能提高最终采收率，同时节约成本。最初水平井的压裂阶段通常使用单段或者两段的形式，随着技术的进步已发展到七段及以上。水平井水力多段压裂技术的应用，推动了低产、无气流页岩气井工业价值的提升，极大地延伸了页岩气在横向与纵向的开采范围，是目前美国页岩气快速发展最关键的技术。

第三，重复压裂技术。当页岩气井初始压裂处理已经无效或现有的支撑剂因时间关系损坏或质量下降，导致气体产量大幅下降时，重复压裂能重建储层到井眼的线性流，恢复或增加生产产能，可使估计最终采收率提高8%～10%，可采储量增加60%，是一种低成本增产方法。该方法有效地改善了单井产量与生产动态特性，在页岩气井生产中起着积极作用，压裂后产量接近甚至超过初次压裂水平。美国天然气研究所（GRI）的研究证实，重复压裂能够以0.1美元/立方英尺的成本实现综合储量的提升，远低于收购天然气储量0.54美元/立方英尺或发现和开发天然气储量0.75美元/立方英尺的平均成本。

第四，同步压裂技术。同步压裂技术开始在美国Barnett页岩气井完井中实施，作业者在相隔152～305米范围内钻两口平行的水平井同时进行压裂，显示出广阔的发展前景。同步压裂技术的应用能够使得压力液及支撑剂在高压下从一口井向另一口井运移距离最短，增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积。目前已发展为三口井、四口井同时压裂，显著提高了页岩气井的增产效果。

3.射孔优化技术

定向射孔技术能够实现裂缝及井筒的沟通，有效地降低井筒附近裂缝的弯曲程度，提供压裂衍生流体通道，减少井筒附近压力损失。一般情况下，定向射孔在操作过程中，应主要射开低应力区、高孔隙度区、石英富集区和富干酪根区，可以通过变换大孔径射孔实现井筒附近流通阻力的降低。一般采取射孔垂直向上或者向下的方式进行水平井射孔操作。

4.裂缝综合检测技术

页岩气井实施压裂改造措施后，需要有效的方法来确定压裂作业效果，获取压裂诱导裂缝导流能力、几何形态、复杂性及其方位等诸多信息，改善页岩气藏压裂增产作业效果以及气井产能，并提高天然气采收率。推断压裂裂缝几何形态和产能的常规方法主要包括利用净压力分析进行裂缝模拟、试井以及生产动态分析等间接的井响应方法。

该技术具有以下优点（王治中等，2006）：①测量快速，方便现场应用。②实时确定微地震事件的位置。③确定裂缝的高度、长度、倾角及方位。④具有噪音过滤能力。

作为目前美国最活跃的页岩气远景区，沃斯堡盆地Barnrtt页岩的开发充分地说明了直接、及时的微地震描述技术的重要性（Fishe M.K.，2006）。经营者运用该技术认识到天然裂缝和断层对水力压裂裂缝的延伸及储层产能和开采产生很大的影响。2005年，美国Chesapeak能源公司将微地震技术运用于一口垂直监测井上，准确地确定了Newark East气田一口水平井进行的4段清水压裂的裂缝高度、长度、方位角及其复杂性，改善了对压裂效果的评价。

（三）定价机制和成本

1.我国天然气定价机制

目前国内天然气价格政策影响企业投资页岩气的积极性。我国天然气价格处于严格的政策管制中，天然气井口价格远低于进口管道天然气和LNG价格。图8表示了我国天然气价格的组成部分。

图8 我国天然气定价方式

由图10可以看出，我国天然气价格由出厂价、管输价和城市网管价三部分组成，并实行分段管辖。我国这种政府定价机制产生了两个问题：一是国内企业天然气开采投资不足，发展缓慢；二是国际进口管道天然气和LNG价格高，进口亏损巨大。页岩气开采经济回报率低于常规天然气，如果页岩气仍然采用成本加成方法定价，企业的投资回报低，将极大影响企业投资的积极性。

2.页岩气开发成本

天然气的价格决定了页岩气的投资进展，页岩气同时与LNG进口、管道进口以及煤层气等供应方式形成竞争。页岩气的开采进度取决于成本优势，尽管目前关于页岩气经济性的研究还缺乏实证数据，但我们仍在努力预估页岩气成本，前提条件和技术成熟度与美国相似。

美国典型井总成本为3288万元，四川单井成本为2800万元，则美国与中国四川省单井成本对比如表3所示。

表3 美国与四川省单井成本对比

在此基础上，估算页岩气开采的成本。估计的假设条件包括：①储量条件相似；②使用相同的开采技术。

估算过程如下：单井成本为2800万元，保守估计还有25%的其他资本支出（700万元），如地面工程、管网建设等，固定成本折旧以30年计算。平均单井产能按照280万立方米/年计算（2011年，Barnett盆地单井平均产量为280万立方米）。运营费用和管理费费用约为0.165元/立方米（约0.9美元/千立方英尺），还包括占总成本20%的其他费用，如管理费、税费、财务费用等。关键估算指标是单井产量和钻井投入。

如果四川地区页岩气井能够实现和美国Barnett盆地相似的产能，以此计算出每立方米天然气开采的井口成本为0.70元/立方米（不含税）。综合分析我国的开采技术及钻井成本，结合中石油、中石化投产的页岩气试验井相关数据，前期开采的页岩气成本可能超过0.91元/立方米，与常规天然气相比，开采成本优势不大，并且存在一定的经济风险和价格风险。

表4为由计算得到的我国各页岩气田平均开采成本。

表4 我国各页岩气田页岩气成本比较

3.天然气定价机制改革

天然气价格是影响中国页岩气开发的重要因素。近年来，天然气定价机制的不完善严重影响了我国天然气产业的发展，影响了天然气勘探、开发、输送等一系列相关企业的发展，我国正在不断探索煤层气、页岩气等非常规油气资源的定价问题。

当前，国内天然气价格要比国际价格相对低一点。由于我国进口天然气比重较高，对外依附度仍然较大，使得国内天然气价格的波动及价格机制的改革存在一定的压力。和其他价格改革一样，天然气价格改革也将面临诸多困难，其中最主要的方面是在天然气市场化进程中，如何平衡各方利益（包括政府、企业以及终端消费者等）。在天然气定价机制改革试点中，已经明确提到了页岩气等非常规天然气价格将按照天然气价格进行改革，这也就对页岩气的价格市场化发展起到了一定的推动作用。

（四）环境污染

未来全球新增能源需求将主要通过天然气来满足，这是大势所趋，而页岩气作为新增天然气产量的支柱之一也势在必行。因此，页岩气伴生的环境问题就不能不引起重视。

天然气作为主要燃料的一种形式，呈现了利用的低碳特征。主要成分甲烷在燃烧过程中的主要产物为水蒸气以及少量的二氧化碳，其二氧化碳排放量仅相当于石油和煤的54%和48%。2011年的德班世界气候变化大会前，“低核、高天然气情景”开始进入碳减排议程。从气候变化谈判目前的进程来看，“绿色气候基金”可能成为今后国际碳排放额交易及技术转让的主要操作平台。对于基金这样的金融化平台来说，天然气比核技术、清洁煤技术、风能及太阳能等减排项目容易操作得多。因此，发达国家也会把天然气作为实现碳减排的一个主要方式来推动。

在页岩气发展实现低碳的前提下，也滋生了一些严重的生态问题。

1.地下水污染

页岩气开发过程中会间接诱发产生二氧化碳。在开发、运输及存储过程中将甲烷泄露到大气和地下水中，将导致地下水甲烷超标。

每口页岩气井在压裂过程中采用的压裂液除了含有大量的砂石外，还有多达20升多种化学成分，如为了溶解矿物和造缝而添加的盐酸、为了防止套管腐蚀而添加的甲酰胺等，这些操作过程的发生及添加剂的使用都有可能造成地下水的污染。当页岩气钻井深度超过1500米时，甚至会影响深层地下水及超深层地下水。

2.地质灾害隐患

《天然气发展“十二五”规划》中提到的我国页岩气潜力地区包括华北地区。由于长期超采地下水，我国华北地区的部分区域存在大面积的地下水采空区，页岩气的开发将施加更大的地下高压力，可能导致一定程度的地质灾害。

3.缺水矛盾

页岩气在开发过程中要消耗大量的水资源，可能加剧缺水矛盾。美国数据显示，页岩气开发所采用的高压水力压裂技术平均每口井耗水达到2万吨，是常规水力压裂井的50～100倍，而其中50%～70%的水在这个过程中会被消耗。每口井耗水量相当于中国每个月5000～10000个普通家庭的耗水量。对于缺水的地区来说，页岩气的开发将会带来更大的供水压力。

针对我国水资源分布状况，《天然气发展“十二五”规划》中提到的我国页岩气潜力地区还包括准噶尔盆地、吐哈盆地、鄂尔多斯盆地等，这些地区都是缺少地表水的地区，页岩气的大规模开发必然会加剧当地的缺水矛盾。

（五）管道网络

页岩气的运输和储集需要依托天然气管道，因此，天然气管道的发展必须跟上页岩气开发的步伐。

1.我国天然气管网现状

全国天然气基干管网架构逐步形成。截至2010年底，天然气主干管道长度达4万公里，地下储气库工作气量达到18亿立方米，已建成3座液化天然气（LNG）接收站，总接收能力达到1230万吨/年，基本形成“西气东输、北气南下、海气登陆”的供气格局。西北、西南天然气陆路进口战略通道建设取得重大进展，中亚天然气管道A线、B线已顺利投产。基础设施建设逐步呈现以国有企业为主、民营和外资企业为辅的多种市场主体共存的局面，促进了多种所有制经济共同发展。

2.“十二五”天然气管道发展规划

《天然气发展“十二五”规划》中提出了页岩气发展目标，并提出了相应的天然气基础设施建设能力。预计“十二五”期间，新建天然气管道（含支线）4.4万公里，新增干线管输能力约1500亿立方米/年；新增储气库工作气量约220亿立方米，约占2015年天然气消费总量的9%；城市应急和调峰储气能力达到15亿立方米。到“十二五”期末，初步形成以西气东输、川气东送、陕京线和沿海主干道为大动脉，连接四大进口战略通道、主要生产区、消费区和储气库的全国主干管网，形成“多气源供应，多方式调峰，平稳安全”的供气格局。

按照“统筹规划两种资源、分步实施、远近结合、保障安全、适度超前”的原则，加快天然气管网建设。主体规划内容可以总结为：积极建设主干管网，不断完善区域管网，有力加快煤层气管道建设，持续完善页岩气输送基础设施。

表5介绍了我国天然气“十二五”规划下天然气管网建设情况。

3.页岩气输送基础设施规划的开展

《天然气发展“十二五”规划》中明确提出要完善页岩气输送的基础设施。一是在天然气管网设施比较完善的页岩气勘探开发区，加快建设气田集输管道，将页岩气输入天然气管网。二是对于远离天然气管网设施、初期产量较小的勘探开发区，建设小型LNG或CNG利用装置，防止放空浪费。三是根据勘探开发进展情况，适时建设页岩气外输管道。

现阶段，我国页岩气储运设施建设比较滞后：页岩气探采区块多数地处偏远的山丘和高原地带，区域内管道设施建设艰难、滞后，而且已有管道没有“开放准入”的输气保障。因此，为保证页岩气的顺利发展，我国的天然气输送管道的覆盖程度、输气能力需要提高，燃气入网仍有待开放。

表5 我国“十二五”天然气管网重点项目

（六）国家政策

作为低品位的资源，页岩气开发需要政府给予政策支持。分析美国页岩气发展的主要历程，可以发现，政府相关政策的支持至关重要。美国各州政府实施的税收优惠、非常规油气资源研究基金的成立，都在一定程度上对页岩气的发展起到了较大的推动作用。页岩气开采需要的支持性政策如表6所示。

现阶段，我国已经出台了一系列页岩气开发相关政策，如页岩气产业政策、页岩气财政补贴政策、天然气价格调整政策等。这些政策虽不能完全涵盖页岩气开发和发展的各个方面，却是我国对页岩气政策支持方面的有效尝试。

表6 页岩气开发应需要的支持性政策列举

1.页岩气产业政策

2013年10月22日国家能源局发布了《页岩气产业政策》（以下简称《产业政策》），以加大对页岩气勘探开发等的财政扶持力度，鼓励包括民营企业在内的多元投资主体投资页岩气勘探开发，通过规范产业准入和监管，确保页岩气勘探开发健康发展。《产业政策》从产业监督、示范区建设、产业技术支持、市场和运输、环境保护和节约利用、支持政策等方面提出了促进我国页岩气发展的支持性政策。《产业政策》提到的较关键性和实质性政策包括以下内容。

第一，建立健全监管机制，加强页岩气开发生产过程监管。

第二，鼓励从事页岩气勘探开发的企业与国外拥有先进页岩气技术的机构、企业开展技术合作或勘探开发区内的合作，引进页岩气勘探开发技术和生产经营管理经验。

第三，鼓励页岩气资源地所属地方企业以合资、合作等方式，参与页岩气勘探开发。

第四，鼓励建立具有一定规模和代表性的页岩气示范区。

第五，支持在国家级页岩气示范区内优先开展页岩气勘探开发技术集成应用，探索工厂化作业模式。

第六，鼓励页岩气勘探开发企业应用国际成熟的高新、适用技术提高页岩气勘探成功率、开发利用率和经济效益。

第七，页岩气出厂价格实行市场定价。

第八，钻井液、压裂液等应做到循环利用。

第九，依据《页岩气开发利用补贴政策》，按页岩气开发利用量，对页岩气生产企业直接进行补贴。

第十，页岩气开采企业减免矿产资源补偿费、矿权使用费，研究出台资源税、增值税、所得税等税收激励政策。

第十一，页岩气勘探开发等鼓励类项目项下进口的国内不能生产的自用设备。

2.页岩气开发利用补贴政策

2012年11月5日，国家财政部发布《关于出台页岩气开发利用补贴政策的通知》（以下简称《通知》）。《通知》出台的目的是为大力推动我国页岩气勘探开发，增加天然气供应，缓解天然气供需矛盾，调整能源结构，促进节能减排，中央财政安排专项资金，支持页岩气开发利用。《通知》提出了具体的页岩气补贴措施，主要有以下几个方面。

第一，2012～2015年的补贴标准为0.4元/立方米，补贴标准将根据页岩气产业发展情况予以调整。

第二，中央财政安排的页岩气补贴资金按以下方式计算：补贴资金＝开发利用量×补贴标准。

第三，规定了页岩气补贴申请程序。

除此以外，还对页岩气补贴条件和补贴申请的监督检查提出了相应的要求。

3.天然气价格调整政策

2013年7月1日，国家发展和改革委员会发布了《国家发展改革委关于调整天然气价格的通知》（发改价格〔2013〕1246号）。天然气价格调整的基本思路为：按照市场化取向，建立起反映市场供求和资源稀缺程度的与可替代能源价格挂钩的动态调整机制，逐步理顺天然气与可替代能源比价关系，为最终实现天然气价格完全市场化奠定基础。为尽快建立新的天然气定价机制，同时减少对下游现有用户影响，平稳推出价格调整方案，区分存量气和增量气，增量气价格一步调整到与燃料油、液化石油气（权重分别为60%和40%）等可替代能源保持合理比价的水平；存量气价格分步调整，力争“十二五”末调整到位。

天然气价格调整的适用范围为：天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节，门站价格为政府指导价，实行最高上限价格管理，供需双方可在国家规定的最高上限价格范围内协商确定具体价格。门站价格适用于国产陆上天然气、进口管道天然气。页岩气、煤层气、煤制气出厂价格，以及液化天然气气源价格放开，由供需双方协商确定，需进入长输管道混合输送并一起销售的（即运输企业和销售企业为同一市场主体），执行统一门站价格；进入长输管道混合输送但单独销售的，气源价格由供需双方协商确定，并按国家规定的管道运输价格向管道运输企业支付运输费用。

4.页岩气资源勘查开采和监督管理政策

2012年11月国土资源部颁布了《关于加强页岩气资源勘查开采和监督管理有关工作的通知》，指出：页岩气矿业权人可按规定申请减免探矿权使用费、采矿权使用费和矿产资源补偿费。勘查取得突破的，可申请扩大勘查面积，并可申请试采或将部分区块转入开采。同时，地方各级国土资源主管部门应积极支持页岩气勘查、开采，并可通过土地租赁试点等方式满足勘查、开采用地需求。

5.其他政策

除了以上几种政策，其他政策也在规划中。国土资源部披露的措施包括以下方面。

第一，改革监管体系：国家一级管理，地方二级监管，使各省介入页岩气探矿权设置的建议，并参与页岩气勘查、开采、检查和督察工作。

第二，实施市场化定价：页岩气与天然气价改并轨，放开对页岩气市场价格的监管。

第三，调整税收：将页岩气相关利税留给地方，以促进地方政府对页岩气产业的支持。对勘探开发企业给予进口设备、所得税等方面的税收扶持性政策。要推动产业发展克服启动期的困难，除了企业自身的努力，政府的各项扶持政策也是不可或缺的。

这些政策的出台涉及国税总局、财政部、国土资源部、国家发改委、国资委、各省政府、中石油，中石化等。这些政策的制定及实施涉及多方利益及发展，因此，全面明确及出台相关政策仍需不断推进与发展。此外，在页岩气资源分布中，有66%的页岩气区块在中石油、中石化油气矿业权区块内。这些需要国土资源部与中石油、中石化和地方政府进行协调。

（七）商业化模式

1.我国页岩气商业化现状

与美国多元化发展、中小型企业为主体的商业化模式不同，我国页岩气开发主要依靠中石油、中石化等几家大型国企。中国77%的页岩气储藏重叠分布在已登记的常规油气资源区块内，上述区块为国有石油公司所掌握。

2009年国土资源部启动了“中国重点地区页岩气资源潜力及有利区有限”项目。2010年该项目扩大研究规模，在“川渝黔鄂”开展先导调查，不断开展区域调查，在北方地区进行系统调研摸底。根据2009年的调查，全国划分了三大类33个页岩气资源有利远景区，总面积约87万平方公里。其中，油气矿业权区块面积约58万平方公里，占67%，油气矿业权区块外约29万平方公里，占33%。

2.我国页岩气商业化模式探索和尝试

我国在页岩气商业化进程上进行了很多尝试。

第一，2011年12月30日，国土资源部发布2011年第30号公告，国务院批准页岩气为新的独立矿种，将避免仅有大型企业开采的垄断格局，页岩气资源向多元投资主体开放将有助于提高国内页岩气开采技术的进步，充分调动社会资本开发页岩气的积极性。

第二，2012年第二季度，国土资源部开展第二轮页岩气探矿权招标。第二轮招标预期有15块左右区块，将近20家企业参与了投标。根据国土资源部的初步调研，未来将有更多的民营企业参与投标。

由图9可以看出，最近几年，我国页岩气探矿权开始面向社会进行招标，这将在很大程度上激发中小型企业的积极性，加强页岩气市场的竞争，进而促进我国页岩气商业化进程的实现。

图9 页岩气近年发展进程

第三，2012年11月13～16日，2012年中国国际页岩气大会在重庆召开，主题为“促进投资与合作，推动中国页岩气产业的商业化发展”。200多名全球各地的页岩气资源开发商、购买商、贸易商、技术支持方、油田服务及设备供应商、顶尖的页岩气产业研究专家以及政府顾问人士参会。

第四，中国富顺永川的页岩气项目于2012年底实现了页岩气商业化运营，成为中国开始页岩气革命的重要标志性事件。

政府在引入多种开发实体推进产业发展方面，做出了进一步的尝试和努力。从2012年起，国家陆续推出了一系列政策，推动民营经济进入页岩气等能源开发领域。

第一，2012年6月国家能源局颁布了《关于鼓励和引导民间资本进一步扩大能源领域投资的实施意见》。

第二，2012年10月国务院在《能源发展“十二五”规划》中明确提出鼓励民间资本进入能源领域。

第三，2012年11月国土资源部颁布的《关于加强页岩气资源勘查开采和监督管理有关工作的通知》中，进一步明确页岩气勘采实行“开放市场”原则，鼓励民营企业和其他投资主体进入页岩气勘查、开采领域。

第四，对分布在已登记油气区块内的页岩气，石油公司不主动开采的，可另设页岩气探矿权，并向包括民营企业在内的投资主体出让。

在第二轮页岩气招标中国家投放了与常规油气矿权没有重叠的20个区块标段，从第二轮页岩气勘探招标和结果来看，国家放宽了对企业资质的要求，以利民营和外资企业参与勘探权的竞标。在参加投标的83家企业中，民营企业占比高达1/3。但从招标结果中不难发现，国有企业仍是中标的主力，民营企业仅有两家中标。究其原因，除了民营企业在资金实力和勘探经验方面不足以外，国有企业在资源和政府支持上的巨大优势也起到了决定性作用。从《页岩气发展“十二五”规划》设定的我国页岩气目标产量分配来看，中石油、中石化及中联煤这三家国企要占到预计总产量的78%，国企仍占据中国页岩气开发的主导地位。因此，现阶段，以大型国企为主、民营企业为辅仍是我国页岩气开发主要的模式。可以相信，未来我国的页岩气产业将呈现国有企业主导、多种主体共同开发的产业格局。

3.页岩气商业化模式的开展

美国页岩气商业化成功经验可凝练成一句话：“多元合作，中小公司推动技术创新，大公司实现页岩气规模化发展。”在美国较为成熟的竞争性市场体系中，中小企业高度重视技术的创新、产品的商品化发展，页岩气开发利用的一些关键技术掌握在目前100多家中小型企业当中，而这些开发企业的数量在2005年仅为23家左右。中小企业在技术创新、快速投资、迅速产业化及规模化等方面具有更多的优势，大企业主要通过收购或者合资的方式在长期投资方面实现进军页岩气市场的发展。

依照美国页岩气商业化成功的经验，中石油、中石化和中海油三大主要石油企业可以不断加强与民营企业的合作交流，解决投资资金问题，为企业提供专业化的技术及咨询服务，提高产业发展效率；通过业务及产品细分，实现资源优化配置及合理的专业分工协作。

我国的页岩气进入大规模商业开发阶段需要技术、资金、管道和政策上的种种支持，目前页岩气开发各方的准备工作已经陆续展开。《中国页岩气产业勘查开采与前景预测分析报告前瞻》分析认为，页岩气在我国实现大规模商业化运营还需一段时间的发展，据综合预测分析，2020年我国页岩气产量将达到500亿～700亿立方米，预计2015年左右由页岩气开发带动的相关技术、设备、服务等市场价值空间将达到420亿～430亿元。

总体来说，美国竞争性、商业化的页岩气开采带来了页岩气产量的激增，极大地丰富了天然气的供应，并在一段时间内带动了气价的急速下降。得益于这一行业趋势，整个天然气上游和下游产业链，包括勘探开采、天然气化工、燃气发电、LNG及相关化工品出口以及天然气作为汽车燃料等领域都取得了迅猛的发展。

但是，中国页岩气资源储藏条件复杂，勘探开采技术瓶颈、储运设施限制以及较高的气价水平，均制约了页岩气产能、产量的扩张及其下游行业的经济利用。在相当长的一段时间内，中国将无法复制美国页岩气的发展并带动整个上游和下游产业链的繁荣。然而，在局部的下游产业领域，如燃气发电、分布式能源系统和城市燃气尤其是车用燃料替代方面取得长足进步还是可以期待的。

四 我国页岩气发展方向分析

（一）我国页岩气发展机遇分析

中国是继北美之后较早进入页岩气勘探评价突破和工业化开发先导性试验的国家。自20世纪60年代以来，我国不断在很多陆上含油气盆地中发现页岩气活泥页岩裂缝性气藏。20世纪90年代，中国专门针对泥岩、页岩裂缝性油气藏进行了大量研究工作。2005年以来，中国开展了前期调研，进行了技术准备工作，已初步形成了资源潜力评价研究成果。2008年，国土资源部设立了页岩气项目“中国重点地区页岩气资源潜力及有利区带优选”，同年11月，我国在四川宜宾盆地地区完钻了首口页岩气井。2010年以来，中国页岩气勘探开发陆续取得单井突破，进入了开发先导实验区建设阶段。

中国借鉴美国开发页岩气的成功经验，制定了相关开发战略，除了探矿权招标，近期还出台了《天然气“十二五”规划》、《页岩气发展规划》、页岩气价格补贴方案等系列扶持政策措施。迄今为止，我国页岩气商业化开发尚未起步，总体上仍处于前期的探索和准备阶段。这一切为我国页岩气大规模开发提供了宝贵的战略机遇。

1.开采潜力大，弥补天然气供需缺口

根据2012年3月中国国土资源部公布的普查数据，中国陆域页岩气地质资源潜力为134.42万亿立方米，可采资源潜力为25.08万亿立方米（不含青藏区），而EIA于2011年对中国主要盆地页岩气资源潜力的评估数据为36.1万亿立方米，居世界第一位。

2.开采寿命长，具有长期发展优势

我国页岩层积的厚度大，且普遍含气，使得我国页岩气井能够长期地稳定产气，有利于产业的长期发展。

3.分布广泛，改善能源供应地理结构

我国石油和常规天然气产区主要分布在北方地区，而在经济相对发达的南方地区鲜有常规油气可供开采，已探明的南方地区页岩气储量非常丰富，页岩气开发一旦形成产业化，将使我国能源供应的地理结构与经济结构相适应，大大减轻对我国天然气管网设施的压力。

4.北美地区页岩气的开发技术为我国页岩气的发展及利用提供了一定的借鉴

多年来，北美地区在页岩气开采技术方面已经形成了一套较为完备的技术体系，为综合降低开采成本、提高单井产量、大规模开发利用页岩气资源提供了较大的支撑，为推动页岩气的高效低成本开发奠定了基础。同时，为我国大力发展页岩气的勘探及利用、技术引进及消化奠定了发展基础。

5.日趋增长的天然气需求为页岩气发展提供了有利的环境

随着社会生产生活的不断进步，未来很长一段时间内，我国天然气的需求总量仍将快速增长，天然气供需缺口仍将不断扩大，页岩气的发展将为解决这一现实问题提供有效的平台。

6.天然气储运设施不断完善有利于页岩气的大规模开发

我国天然气输送管网建设不断加强，尤其在页岩气资源富集的地区得到了快速发展，LNG、CNG等技术不断成熟，都将在较大程度上推动我国页岩气的大规模开发与利用。

（二）我国页岩气发展战略分析

结合国内外有关机构的预测分析，到2020年，预计我国将在全国优选50～80个有利的页岩气远景利用区、20～30个有利的勘探开发区，预计落实页岩气储量10000×10⁸立方米，在关键开发技术上实现有效突破，实现年产能超过600×10⁸立方米，预计页岩气产量将占中国天然气产量的8%～12%。因此，页岩气的开发及利用影响着我国未来天然气及非常规天然气的开采，对国家能源战略的调整起到了一定的推动作用。

综合分析，我国页岩气资源丰富，整体发展前景较好。但是，由于我国页岩气所在地区地质开发条件复杂，技术发展还不完善，将面临较为严峻及漫长的探索与开发挑战。在未来一段时间内，我国需要不断深化地质勘探与技术攻关，在核心技术及先导试验等方面不断加强，实现中国页岩气的快速可持续发展。

五 我国页岩气发展建议和启示

（一）开发新能源、增强能源自给能力应作为我国长期的能源安全战略目标

自20世纪末工业化转为重化工阶段之后，我国经济发展迅速，能源消费总量持续快速增长。而我国能源格局呈现的基本特点为能源禀赋富煤、“缺油少气”，尤其在石油和天然气方面进口量较大，对外依存度不断上升。据统计，我国石油2011年对外依存度达56.5%，我国原油进口一半以上来源于局势动荡的中东和北非，大量的海上运输将通过马六甲海峡，形成了制约中国能源安全的“马六甲困局”。因此，我国能源安全问题日益突出。

（二）全面综合的考察评价页岩气的开发

在初期要全面考虑页岩气开发的经济和环境负面因素。

从经济角度看，页岩气田的含气泥质岩层巨厚，有的埋藏很深，开采成本很高。我国页岩气的勘探开发刚刚起步，要兼顾环境保护，高度重视页岩气勘探开发的环境问题研究，减少资源开发对环境造成的隐患。

（三）围绕我国页岩气地质资源特点进行高效的核心技术自主创新

页岩气开发与利用需要以科学的先进技术与方法手段作为支撑，美国的页岩气开发及利用说明了水平井技术、多段压裂技术、水力压裂技术、微地震技术、地震储层预测技术、有效的完井技术等一系列技术的成功应用。

2009年11月，中美双方签署了《中美关于在页岩气领域开展合作的谅解备忘录》，通过与美国的深入交流与合作，使得我国在页岩气资源评价、技术创新及有关配套政策管理方面得到了良好发展。积极分析大型跨国石油公司及相关技术服务公司在页岩气开发利用方面的先进经验，通过引入、消化、合作等模式，将推动我国页岩气的发展进程。

积极推进全国页岩气资源勘查，“摸清家底”，是下一步页岩气商业化开发的基础。我国页岩气的开采不适宜套用美国的理论和技术参数，应在借鉴国外先进经验的基础上，建立起与我国页岩气资源配套的开采体系。

（四）积极制定页岩气发展的专项规划并打造适宜的政策环境

与新型能源资源有关的各项政策法规目前在中国尚未完备。中国应积极制定有关矿权使用、专用设备引进、气价确定、税收等方面的优惠政策。同时，加大治理和监管力度，建立符合我国实际的页岩气勘探开发规范，形成对页岩气行业的法律保障。

（五）不断强化我国页岩气地质理论和储层特性研究

系统研究我国页岩气地质理论是全面可持续开发利用页岩气资源的基础，应不断深化我国页岩气地质理论现状及发展的研究，重点分析我国页岩气富集模式及未来发展变化趋势，系统梳理我国页岩气的资源分布特点、资源发展潜力以及相关分析评价体系。针对尚不成熟的理论点、实践难题进行深化研究，提出满足我国页岩气发展、符合我国页岩气资源特点的地质理论体系。

（六）不断强化页岩气勘探开发有关信息的集成整合与利用

页岩气的勘探开发涉及大量的地质资源信息，需要不断整合所采集的相关资料，强化页岩气原始和实物地质信息的汇总，创建科学的页岩气勘探开发与利用数据信息的采集、分析、处理、存储及利用机制，实现页岩气地质资源资料、勘探资源资料、开发资源资料、利用资源资料的全面信息化、数据化集成，构建统一的规范管理机制。为推动页岩气信息资源的共享及社会化服务体系建设、建立完备的数据管理及创新机制，以及提高页岩气的社会化利用水平，提供强有力的数据与信息支撑。

（七）积极推进页岩气勘探开发人才队伍建设

虽然我国页岩气资源的开发及利用得到了快速的发展，但积极构建页岩气资源战略分析、勘探开发等方面的人才队伍仍需不断加强。应结合页岩气资源战略分析及勘探开发实践，积极培养相关业务骨干及领军人才；通过构建页岩气研究多学科交叉创新队伍，为页岩气可持续发展与利用提供人才保障。同时，也需要不断强化页岩气勘探开发及有效利用的业务与管理培训，通过技术交流与理论研究，以及工程实践与总结分析，提高我国页岩气开发利用队伍的业务水平。

综上所述，勘探开发页岩气资源迫在眉睫，要加强页岩气地质理论、成藏机制及高效开采技术研究；优化勘探技术，改进工艺技术水平；针对不同机理类型建立相应的优选盆地试点，借鉴经验，加大资金投入，加强交流，引进技术，加快开采步伐。

六 结论

本文在充分分析美国等页岩气开发和商业化模式的基础上，总结了美国页岩气实现大规模发展的成功经验，并根据我国页岩气开发现状，探讨了我国页岩气发展过程中的核心问题，主要内容如下。

第一，资源问题：我国页岩气气藏埋深、地质复杂，在勘探和预测上具有一定的困难，仍需进行大量艰苦细致的技术攻关和勘探开发政策研究。

第二，核心技术。页岩气开发过程中主要的水平钻井、水力压裂等技术尚不成熟，可以通过技术合作、技术学习、以市场换技术等手段加强我国页岩气开发技术的快速发展。

第三，定价机制和成本。现阶段，我国天然气政府定价机制降低了市场竞争性，制约了企业页岩气投资的积极性，天然气价格市场化是我国天然气价格未来发展的必然趋势；核心技术的缺失导致我国页岩气开发成本很大，但在技术成熟的条件下我国页岩气开采成本将低于美国的成本，但此目标的实现过程仍很漫长。

第四，生态问题。由于页岩气开发过程中需要大量的水资源，压裂液中含有很多有毒物质，并且页岩气的开采将对地质结构产生影响，因而将产生缺水、水污染、地震等生态问题。这些问题的解决可以通过优化压裂液成分、出台环保监管政策等方法实现。

第五，管道网络。现阶段我国天然气管网仅有5万公里，是美国的1/10。“十二五”规划对我国天然气输送基础设施建设提出了新的要求，这在很大程度上可以促进我国页岩气大规模的发展和商业化的实现。

第六，国家政策。自2011年起我国相继出台了《页岩气产业政策》《页岩气开发利用补贴政策》《页岩气勘探和监管政策》等政策，这将全面提高我国页岩气发展的政策支持水平。

第七，商业化模式。现阶段我国页岩气尚未实现大规模的商业化，通过研究美国页岩气商业化的成功经验，我国页岩气商业化的实现必须依靠多元化的投资主体、成熟的技术、完善的市场竞争机制、发达的管网和完善的政策支持。因此，我国页岩气商业化仍处于持续性探索阶段。

综上所述，我国页岩气开发利用具有一定的可行性以及广阔的发展前景，但必须依托成熟的开采技术、科学的定价机制、完善的政策支持等多项相关因素。因此，我国页岩气在开发过程中不能完全复制美国的成功经验，应在符合我国现状的基础上加以总结和创新，才能实现我国页岩气市场的巨大飞跃。