摘要：正在天津召开的2015中国国际矿业大会上传来的消息称，中国的页岩气勘探开发已经展开，并在四川盆地海相、鄂尔多斯盆地陆相相继取得突破。中国，成为继美国、加拿大之后的第三个实现页岩气商业性开发的国家。
四大页岩气产区分布示意图
作为能源市场的新宠，页岩气正在引发一场中国的能源革命。
自1981年美国第一口页岩气井压裂成功，实现了页岩气勘探开发的突破，全球的能源资源格局逐渐被打破，至21世纪，页岩气使得多个国家的能源行业产生了重大变化。相对于美国，中国还只是一个页岩气开发的“新兵”。
我国富有机质页岩层系多、分布广，页岩气资源潜力巨大。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。在本届矿业大会上，中国地质调查局油气资源调查中心副主任翟刚毅介绍了我国页岩气勘探开发现状、理论创新与技术进步以及对今后页岩气开发利用的展望。
勘查开发现状：四大页岩气产区初步形成
据翟刚毅介绍，近年来，我国页岩气探明储量快速增长，目前已超过5000亿立方米，形成涪陵、长宁、威远、延长四大页岩气产区，年产能超60亿立方米。
其中，中石化在涪陵页岩气田探明储量3805.98亿立方米、中石油在长宁页岩气田上罗区块宁201井区—YS108井区和威远页岩气田威202井区共提交探明储量1635.3亿立方米。
中石化涪陵页岩气田：截至2015年8月底，开钻253口，完钻204口，压裂投产142口。单井平均日产32.72万立方米，最高59.1万立方米；总日产超过1200万立方米，累计产气25亿立方米；已建成年产能50亿立方米。
中石油长宁和威远页岩气田：长宁201-YS108井区：完钻井67口，正钻井61口，平均测试日产量14.3万立方米。
威远202井区：完钻井25口，正钻井14口，平均测试日产量16.73万立方米。
延长石油在鄂尔多斯盆地形成页岩气产区：延长石油在鄂尔多斯盆地页岩气勘探取得突破，柳评177、云页2等多口井获得页岩气流，显示出良好的勘探开发前景。截至目前，完钻页岩气井59口，其中直井50口、丛式井3口、水平井6口。
新区新层系取得重要发现：南方寒武系牛蹄塘组页岩获得重要发现：在四川威远、重庆城口、贵州岑巩、湖北宜昌等地均获页岩气发现。
金页HF-1井：川西南威远地区下寒武统筇竹寺组首获高产页岩气流，压裂获日产8万立方米。
宜地2井：在湖北宜昌钻遇天河板组，发生井喷，喷出气体可燃。
南方震旦系陡山沱组页岩获得重要发现：秭地1井：在湖北秭归县牛蹄塘组发现厚度100米页岩；陡山沱组页岩厚145米，含气量达2~4立方米/吨，点火获得成功。
北方石炭—二叠系页岩获得重要发现：尉参1井是油气调查中心在太康隆起西部新区部署实施的首口上古生界油气参数井，气测显示69层，钻遇泥页岩厚度465米，含气量4.5立方米/吨。
牟页1井是中牟区块第一口页岩气探井，发现10层页岩储层，厚277.6米，压裂试气约3000立方米/日。
南方二叠系页岩获得重要发现：巴页1井：解析气量平均1~2立方米/吨，可点火。
鹤地1井：纯解析气量最高达3.03立方米/吨。
泾页1井：目的层全烃值0.0238%~13.7639%。
南方滇黔桂地区页岩气资源调查获得重要显示：中标区块勘查工作稳步推进：招标区块相继在龙马溪组、牛蹄塘组、华北石炭—二叠系开展了页岩气钻井，并获得了良好的页岩气发现。
勘查开发形势 突破仅在局部 资源潜力巨大但分布规律依然不清
2011年国土资源部组织开展了41个盆地页岩气资源潜力评价，可采资源量为25万亿立方米，并优选了180个页岩气有利区，但分布规律依然不清。
突破仅在局部地区、个别层位，区域尚未展开。
目前，我国页岩气勘查仅在局部地区、个别层位有突破，如龙马溪组仅在四川盆地局部突破，牛蹄塘组也只有个别探井获得页岩气流，而且目前我国有关陆相和海陆过渡相开发潜力和前景还未明确。
涪陵页岩气田焦页9-1HF、9-3HF压裂现场
四川盆地及周缘下志留统龙马溪组为最优层系：四川盆地及周缘下志留统龙马溪组优质页岩分布广、厚度大、含气性好，资源潜力大，占全国页岩气资源量的20%，勘探开发前景好，关键是保存条件。
南方下寒武统牛蹄塘组（及震旦系陡山沱组）为重要层系：牛蹄塘组页岩分布广、厚度大、成熟度高，具有一定的含气性，但热演化程度高，构造破坏大，勘探难度较大。目前已初步形成了“高中找低、强中找弱”的思路。
滇黔桂上古生界海相具有良好的页岩气形成条件，该地区有望成为又一个页岩气突破领域。
技术装备基本实现国产化，但核心技术尚需攻关
我国目前已具备了3500米以浅水平井钻井及分段压裂能力；探索实施了井工厂化作业模式；自主研发了3000型压裂车等装备。但大于3500米配套开发技术、微地震监测、产量动态预测等技术还未掌握，旋转地质导向、滑套分段压裂、纳微米结构与成分分析等设备仍未实现国产化。
开发成本逐渐降低，但单井成本仍然居高不下
页岩气经济开发仍然面临挑战，页岩气商业开发仍需政策扶持与技术降成本并重。
地质理论研究进展 南方海相页岩气主控因素摸清
中国页岩气地质条件的复杂性和特殊性，决定了中国页岩气勘探不能照搬美国成功的勘探开发经验。加强页岩气聚集机理和分布规律等理论研究和勘探开发技术攻关是解决中国页岩气勘探开发问题的关键。
据翟刚毅介绍，目前我国已初步总结了南方海相页岩气富集高产的主控因素。
深水陆棚是优质页岩发育的有利相带，深水陆棚环境浮游生物繁盛，为强还原沉积环境，有利于有机质的富集、保存和有机孔发育，有机碳含量高，优质页岩厚度大，分布稳定。
构造保存条件是影响页岩气富集的关键因素。南方海相深水陆棚优质页岩一般经历了早期持续深埋和晚期持续抬升两个阶段，早期持续深埋阶段影响页岩气滞留保存的主要因素是顶底板条件；晚期持续抬升阶段影响页岩气保存的主要因素是构造作用。
构造相对稳定区和良好的顶底板条件是页岩气高产的关键。地层压力系数是页岩气保存条件的直接评价指标。
储层物性是页岩气高产的重要条件。页岩储层天然裂缝发育、孔隙度高、含气量高、地应力差小是实现页岩气高产的重要条件。微裂缝越发育，游离气比例越大，初始产量越高；水平应力差越小，压裂效果越好。
工艺技术是实现页岩气高产的保证。水平井井眼轨迹和分段压裂工艺是影响压后产量的重要因素。
七大主控因素：深海陆棚相优质页岩段厚且分布稳定；构造相对稳定，保存条件好，埋藏适中；地层超压（压力系数＞1.2）；网状天然裂缝发育；孔隙度高，含气量高；地应力差较小；水平井井眼轨迹垂直最大主应力。
勘查开发技术进展 自主创新加快开发步伐
我国的页岩气资源类型复杂、分布层系多，不同沉积类型和不同构造单元页岩气成藏主控因素差异性较大，这对于我国页岩气勘探开采是一巨大挑战。而勘探开发技术的自主创新，加快了我国页岩气资源开发的步伐。
页岩储层测井评价技术：较之于常规储层，页岩气储层的测井解释评价显得更为复杂。测井资料在评价烃源岩、定性识别页岩气、获取总有机碳总量、含气量和岩石脆性指数等关键评价参数方面不可缺少。测井综合评价已经成为当前页岩气勘探开发的技术支撑。
目前，我国已建立了海相页岩气层测井资料快速识别模式，“四高三低”的测井响应特征，综合反映了高TOC、好的储集性、高含气量和好的可压裂性。
此外，还建立了TOC、含气量的岩性密度解释模型，基于元素俘获测井与混合骨架密度的矿物含量与孔隙度解释模型。
页岩气地震“甜点”预测技术；波阻抗反演页岩厚度预测技术；有机碳含量叠前地震定量预测技术；叠前反演与含气性识别技术；地震裂缝预测技术。
通过地震与测井相表征，实现甜点区预测。
页岩气水平井钻完井技术；水平井钻井优化设计技术；水平井优快钻井技术；远程传输随钻地质导向技术；山地复杂地表“井工厂”高效钻井作业模式。
页岩气水平井分段压裂试气技术：差异化分段压裂工艺参数优化技术；泵送桥塞+射孔联作技术、水平井连续油管钻塞技术；自主研发的适合中国地质特征的高效压裂液体系；微地震监测技术；压后返排处理技术；自主研发了复合桥塞、3000型压裂车等装备，形成了“井工厂”压裂作业模式：在焦页42号平台：4口井17天压裂75段，单日压裂最高达8段，单日最高入井液量1.4万立方米、砂量508立方米，创造了国内页岩气单平台单日压裂施工段数最多、加砂量最大、加液量最多等施工纪录；尝试“二氧化碳”无水压裂。
发展展望 机遇与挑战并存
一、四川盆地及外围取得新突破
中石油和中石化在四川盆地外围不断推进的勘探，先后在丁山、南天湖、美姑—五指山、米仓山、长宁外围及宣汉—巫溪等地区取得发现和突破。
二、页岩气产能建设不断加大
中石油、中石化和延长石油不断加大页岩气产能建设，2017年计划建成产能超过150亿立方米。
三、中标区块勘探有望取得突破
保靖、黔江、岑巩、来凤、咸丰、城口、中牟等区块已通过页岩气探井钻井及压裂改造发现了良好的页岩气显示。
下一步，将开展水平井钻井及分段压裂，有望实现工业气流突破。
四、国土资源部进一步加大页岩气资源调查；
五、积极开展非常规油气勘探开发国家科技重大专项；
六、绿色环保开发：建立绿色开发配套技术；制定环保措施。
中国的页岩气开发坚持把安全环保、绿色低碳放在首位；坚持资源开发与生态保护并重，严格履行安评、环评手续，强化HSE体系建设和全员HSE管理，推进页岩气田安全、高效、绿色开发；形成环保监管和应急预案。
