页岩气作为我国天然气发展最重要、最现实的接替领域，是提质增效和战略性上产最具潜力的规模资源。历经10余年自主攻关，我国页岩气经过引进借鉴、自主创新和规模建产三大阶段，实现了山地页岩气勘探开发主体技术的突破，高效建成了长宁—威远、涪陵和昭通等国家级页岩气示范区，2022年页岩气产量240亿立方米，探索出一条具有中国特色的发展之路，实现了我国页岩气产业从无到有的重大突破。

中国已成为全球第二大页岩气生产国

历经14年发展，我国页岩气勘探开发创造了天然气产业发展奇迹。自2009年国内第一口页岩气井威201开钻以来，中国石油和中国石化等企业在四川盆地实现海相页岩气开发突破，2014年全面启动规模建产，截至2022年底，累计投产水平井2621口、探明地质储量3万亿立方米，页岩气产量实现第一个百亿方用了7年、第二个百亿方仅用2年，目前正在向第三个百亿方进军。中国已成为全球第二大页岩气生产国。

中深层已建成两大页岩气生产基地。在国家科技攻关、财政补贴等方面的大力支持下，以四川盆地及周缘为主体，中国石油和中国石化分别建成了川南和涪陵两个页岩气生产基地。

深层页岩气取得重大突破，拉开了新的百亿方建设序幕。在泸州—渝西地区，2019年中国石油在泸州首口深层页岩气评价井——泸203井取得战略性突破后，目前已批复7个区块的开发方案，设计年产规模108.5亿立方米。截至2022年底，累计探明储量5138亿立方米，投产水平井237口，年产气23.3亿立方米。

在威荣、永川等地区，中国石化在多个区块钻探了一批深层页岩气评价井，测试日产气15万～30万立方米。截至2022年底，累计探明储量3993亿立方米，批复3个区块的开发方案，设计年产规模35亿立方米，已投产井185口，年产气14亿立方米。

新区新领域获重要发现，展示了页岩气发展的良好前景。四川盆地外围安场区块龙马溪组浅层常压页岩气获得开发突破。贵州页岩气公司区块内龙马溪组页岩储层累计投产井34口，2022年产量1.07亿立方米，累计产气1.8亿立方米。

四川盆地主要发育六套页岩地层，近期寒武和二叠两套层系获得战略突破。中国石油、中国石化在寒武系筇竹寺组和二叠系吴家坪组等多口井获高产气流，进一步夯实页岩气未来发展信心。

非海相页岩油气多点获得重要发现。其中，最具代表性的平安1井、普陆页1井、梨页1HF井均有良好显示。

页岩气勘探开发形成六大主体技术

海相页岩气富集规律认识和评价技术基本成熟。奥陶—志留纪之交沉积的深水陆棚相黑色笔石页岩是优质储层。我国海相页岩主要分布于南方中上扬子地区，以深水陆棚相沉积为主，页岩品质好，总有机碳含量大于3%的优质页岩厚度5～15米，总面积近100万平方米。但保存条件较好的主要集中在四川盆地及周缘，面积5万平方米。

构造稳定区页岩气保存条件好，储层压力系数高、有机孔保存较好。有利区优选主要考虑沉积有利相带和构造保存条件，形成了“超压富集”“二元富集”等成藏理论，构造稳定区埋深超过2000米，储层压力系数可达1.2～2.2，孔隙度一般在4%～6%。

中深层页岩气规模效益开发技术体系基本成熟。2014年，中国石油启动长宁25亿立方米产能建设工作，第一批开发井EUR平均仅0.5亿立方米，实施过程中创新页岩气“黄金靶体”概念和“山地平台式水平井分段体积改造”开发模式，3年时间EUR提高至1.2亿立方米，页岩气开发效果好于预期。威远早期开发效果差于长宁，目前平均单井EUR也达到1.2亿立方米。

以企业为主体建立了页岩气勘探开发“综合地质评价、开发优化、平台水平井优快钻井、水平井分段体积压裂、复杂山地水平井组工厂化作业、高效清洁开采”六大主体技术，基本可以满足海相页岩气规模效益开发，实现页岩气勘探开发完全成本1200元/千立方米。

深层页岩气开发难度大开发效果逐步向好

深层页岩有利条件和复杂程度均超过预期。深层页岩孔隙度超出预期，游离气含量高；地层温度高、地应力高、应力差大；深层页岩储层裂缝发育，具有常规—非常规复合型气藏特征。

早期国际大石油公司在川南深层页岩气评价未达预期，相继退出。

壳牌公司2009年进入富顺—永川区块，投资约40亿元，完成水平井12口，平均测试产量14.4万立方米/天，单井投资超过1亿元，2016年退出。

bp公司2016年进入内江—大足、荣昌北区块，累计投入超过10亿元，采集三维地震165平方千米，完成评价井10口，单井测试产量3万～7万立方米/天，2019年退出。

中国石油自主探索深层页岩气，取得重要进展。随着壳牌和bp两家国际公司的退出，2019年自主开展川南深层页岩气评价工作，泸203井获得高产，树立了页岩气开发的标杆。尽管在规模建产过程中部分区块遭遇套变压窜等问题，近期通过开发优化，取得了新的进展。

深层页岩气获得一批高产评价井，泸203井创造了新的纪录；中深层开发技术短期内难以适应深层页岩气开发；通过优化迭代升级技术，水平井套变压窜问题得到有效缓解；近期泸州深层开发效果提升明显；构造稳定区相继取得突破，进一步坚定了深层页岩气规模效益开发信心。

页岩气开发丰富完善了非常规天然气“极限动用”开发理论。在30余年天然气开发理论技术攻关和工程实践中，亲历了常规向非常规的转变。页岩气具有储集空间小、气体流动能力差、非均质性强等特征，挑战了传统油气开发极限。依托国家级研究平台，通过长期致密气、煤层气、页岩气现场实践和技术总结，逐步形成了基于“人造气藏”的非常规天然气“极限动用”开发理论。

我国页岩气产业发展潜力展望与建议

我国页岩气具备建产800亿～1000亿立方米的资源基础。目前，页岩气建产主要在四川盆地及周缘，可工作有利区页岩气资源量可达10万亿立方米以上，参照川南及涪陵万亿方储量可建百亿方年产规模，同时考虑到新区新领域的补充，具备长期发展的资源基础。

第一层次：以四川盆地五峰组—龙马溪组海相页岩气勘探评价为重点，夯实中国页岩气大发展的资源基础，优先加快探明3500～4500米，加强评价4500～5500米资源。做细中深层页岩气评价，可支撑当前200亿立方米产量长期稳产，筑牢页岩气发展“压舱石”。“十四五”可新增探明深层页岩气储量3万亿立方米，积极开展埋深4500米以深超深层示范试验，发挥深层页岩气开发的“主力军”作用。

第二层次：积极开展新区新领域页岩气勘探评价，加快突破页岩气开发效益关，助力中国页岩气产量长期稳产增产。按照“两步走”，实现页岩气产量千亿方目标。

第一步（2021～2030年）：10年攻关，以四川盆地海相深层页岩气为重点，新增探明地质储量5万亿立方米，2030年页岩气产量突破500亿立方米大关。

第二步（2030年以后）：扩大超深层页岩气开发，突破筇竹寺组、吴家坪/龙潭组以及海陆过渡相、陆相等新领域，再探明地质储量5万亿立方米，页岩气产量将在2040年前后达到800亿～1000亿立方米。2030年产量500亿立方米，其中：海相中深层200亿立方米，深层、超深层280亿立方米，非海相20亿立方米；2040年产量800亿～1000亿立方米，其中：海相中深层200亿立方米，深层、超深层500亿～600亿立方米，非海相100亿～200亿立方米。

对我国页岩气产业发展的3点建议：

一是国家层面支持开展深层、超深层及非海相页岩气技术攻关。充分发挥新型举国体制优势，通过跨行业、跨学科联合攻关，加快攻克高温旋转导向、深层水平井套变等关键技术难题。

二是政府主导建立页岩气大数据共享平台。建议国家主导建立数据共享制度，企业间通过勘探开发数据共享，避免不必要的多次试错，加快工程技术学习曲线建立。

三是持续给予海相深层、超深层、非海相财政补贴。针对开采难度大的页岩气资源，建议通过精准财政补贴，推动页岩气产业加快发展。

直面挑战，共克时艰。对于中国石油公司而言，页岩气勘探开发进展与发展挑战与机遇并存，尚需破解诸多世界级难题，方能朝着既定目标稳步前行。