石油石化产业联盟网讯：    页岩气是继煤层气、致密砂岩气之后重要的非常规天然气资源，是常规油气资源的重要补充，具有开采寿命长、生产周期长、烃类运移距离较短及含气面积大等特点。近年来，随着能源供求关系日益加剧、开发技术的不断提高以及改善能源消费结构的迫切要求，全球掀起了页岩气开发的热潮。为促进页岩气开发和产业发展，中国于2011年将页岩气列为第172个新矿种。

　　“十二五”期间，中国页岩气产业从起步到规模化商业开发，在页岩气产业各方面取得了可喜的进展。面对“十三五”，中国页岩气产业亟待解决资源评价、开采矿权管理以及环境监管等问题。

　　1  中国页岩气产业发展现状

　　1.1页岩气资源潜力巨大

　　从2009年至2015年底，包括美国能源信息署(EIA)、中国国土资源部等在内的多家权威机构相继进行中国页岩气资源评估的研究。

　　1)EIA。在2011年资源评估基础上，EIA于2013年开展了新一轮的页岩气资源评估[2，3]，评估区域包括中国的四川盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地、松辽盆地、扬子地台、江汉盆地和苏北盆地。结果显示，中国页岩气地质资源量为134.4万亿立方米，技术可采资源量为31.6万亿立方米。

　　2)中国国土资源部。2009-2012年，国土资源部组织国内科研院所、相关石油企业以及大学等27个单位，评估41个盆地(或地区)、87个评价单元、57个含气页岩层段的页岩气资源，油气资源战略研究中心负责具体实施，最终形成全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选成果[4]。该成果表明，除青藏区外，中国页岩气地质资源量为134.42万亿立方米，技术可采资源量为25.08万亿立方米，分别分布在上扬子及滇黔桂区(技术可采资源量9.94万亿立方米，全国占比39.63%，下同)，华北及东北地区(6.70万亿立方米，26.70%)，中下扬子及东南区(4.64万亿立方米，18.49%)，西北区(3.81万亿立方米，15.19%)。

　　3)中国工程院。2012年，中国工程院组织国内三大石油公司的专家和油气领域的院士，对中国海相页岩气资源进行评估。结果显示，中国海相页岩气资源主要分布在四川盆地及其周边，技术可采资源量为8.81万亿立方米。

　　4)中国石油。2014年，基于2011-2013年中国国土资源部、中国工程院的页岩气资源评估成果，结合2014年重庆涪陵、彭水、云南昭通等重点区域的最新勘探开发进展，中国石油天然气集团公司重新评估了国内重点区域的页岩气资源[5，6]。结果显示，中国页岩气地质资源量为80.45万亿立方米，技术可采资源量为12.85万亿立方米，其中，海相、海陆交互相和陆相页岩气技术可采资源量分别为8.82万亿立方米、3.48万亿立方米、0.55万亿立方米。

　　可以看出，尽管各机构对中国页岩气资源评估的范围和评估结果存在一定差异，但均从一个侧面证实中国页岩气资源潜力巨大，其中海相页岩气资源为主力军。

　　1.2初步形成四大页岩气产区

　　目前，中国页岩气产业的勘探开发历程大致可分为三个阶段。一是引入阶段，2004年以前，主要是介绍和引用国外的页岩气基础理论、勘探开发经验和技术。二是基础研究阶段，2005-2008年，中国政府、三大石油公司和相关大学开始对中国页岩气地质特征进行基础研究，为中国页岩气资源评估、示范区选择以及商业开发提供初步依据。三是示范区勘探开发阶段，自2009年以来，中国相继组织开展全国页岩气资源潜力评估、有利区带优选和勘探区块招标工作，在四川盆地、鄂尔多斯盆地取得重大突破，初步形成了中国石化涪陵页岩气田等四大页岩气产区，产能超过70亿立方米/年。

　　1)中国石化的涪陵页岩气田。2015年10月，涪陵页岩气田的探明储量增加到3806亿立方米，含气面积扩大到383.5平方千米，成为除北美之外全球最大的页岩气田。2015年12月29日，涪陵页岩气田完成一期50亿立方米/年的产能建设，成为中国首个国家级页岩气示范区[7]，同时启动二期50亿立方米/年的产能建设。截至2015年8月底，该气田累计钻井253口、完井204口、压裂投产井142口，累计产气25亿立方米。

　　2)中国石油的长宁和威远两个产气区。继中国石化建成中国首个国家级页岩气示范区不久，2016年1月13日，四川长宁-威远国家级页岩气示范区页岩气日产量达到700万立方米，形成20亿立方米/年的产能，标志着中国石油建成了该公司的首个国家级页岩气示范区[8]。该国家级页岩气示范区由长宁、威远两个产气区块组成。截至2015年底，长宁和威远产气区分别完钻井67口、25口，正钻井61口、14口，平均测试日产量14.3万立方米、16.73万立方米，累计产气量达到10.1亿立方米。

　　3)延长石油集团的鄂尔多斯盆地页岩气产区。2014年底该产区已建成2000万立方米/年的产能，预计到“十三五”末将建成10亿立方米/年的产能。延长石油鄂尔多斯盆地页岩气产区内的柳评177、云页2等多口井获得页岩气流，证实该产区具有良好的勘探开发前景。其资源主要是陆相页岩气类型，储层埋藏相对较浅，但普遍压力系数低、产量低。截至2015年10月，该产区累计完钻井59口，包括直井50口、水平井6口、丛式井3口。

　　在原油价格低迷的背景下，相对于中国石油、中国石化和延长石油的力促页岩气开发，鉴于安徽芜湖下扬子西部区块开发遇阻[9]，中国海油在国内页岩气项目上选择了停摆观望、谨慎投资的策略。但是，中国海油表示，在国外的页岩气项目会一直有序开展，未来也会谨慎关注机会，以继续进行国内页岩气开发。

　　1.3开发技术和设备基本实现国产化

　　通过四川盆地、鄂尔多斯盆地页岩气的商业化开发，以及河南、内蒙古等地页岩气勘探开发的突破，目前，中国初步掌握了从页岩气地球物理到压裂试气等一系列勘察开发技术，并形成了页岩气勘探开发工程集成配套技术，包括以“井工厂”钻井模式、弹韧性水泥浆体系、油基钻井液体系为关键的钻井技术，以长水平段套管中输送测井、区域录井为特色的测录井技术，以泵送桥塞与射孔联作、井工厂高效压裂技术为代表的压裂试气技术，以微地震观测系统设计为出发点的微地震裂缝监测技术，以“环状+枝状”布站、标准化建设为主的地面工程建设技术等。

　　在页岩气勘探开发新技术方面中国也取得了可喜的进展，包括同步压裂技术[11]、高性能水基钻井液研发[12]以及无水压裂技术[13]等。2014年8月，结合国产化桥塞装备及技术，中国石化涪陵页岩气田首次成功实现了“单平台、4口井井工厂”同步压裂，创造了平台压裂施工单日加砂量/加液量最大、速度效率最快等多项纪录，有效提高了施工效率，大幅降低了压裂施工成本。2015年6月，中国石油自主研发了页岩气水平井高性能水基钻井液，并成功应用于威远-长宁示范区，该水基钻井液具有安全环保性强、成本低及可循环再利用等优点，未来有望替代油基钻井液。2015年10月，延长石油在云页4井成功实施了二氧化碳干法压裂，创造了国内陆相页岩气污水压裂的先河，该技术目前仅有少数公司掌握，具有无水相、快返排以及无残渣等优点。

　　页岩气勘探开发的突破性进展促进了勘探开发设备的研发，目前，中国在钻井、井下工具和压裂设备等常规领域的设备已初步实现国产化，在现场应用效果良好。在水平井技术设备方面，研制了1200米陆地特深井钻机及顶部驱动装置、随钻感应电阻率测量仪、随钻自然伽马测量仪以及配套应用软件。在增产技术设备方面，研制了以固井泵和自动混浆泵系统为核心的井场施工整套固井装备、适用于中国油气作业的高压大功率2000/2500/3000型压裂车、以节流阀和井控闸阀等为控制优势的超高压大排量管汇、主要性能达到国际领先水平的油遇水自膨胀封隔器和可泵送桥塞等分段压裂工具。

　　1.4配套管网建设或天然气就地利用

　　伴随着页岩气的勘探开发进展，中国页岩气配套管网建设和综合利用项目都已适时实施，实现了勘探开发、管网建设和综合利用的纵向一体化结合。2015年5月，中国石化在涪陵页岩气田建成中国首条高压力、大口径页岩气外输管道(涪陵-王场管道)，管道全长136.5千米，设计输量达60亿立方米/年，为川气东送管道提供了第三大气源，川气东送管道因此形成了涪陵页岩气、普光和元坝天然气多气源输送的格局。结合涪陵页岩气田的勘探开发项目规划，涪陵页岩气配套管网也在加快规划建设，2020年前将再建成4条天然气管道以连接涪陵页岩气田(见表1)，实现页岩气管网与天然气管网的有机结合。

　　中国石油西南油气田公司为长宁-威远国家级示范区新建了3条页岩气外输管道，全长约110千米，设计输量达30亿立方米/年，结合浙江油田的“主动脉”页岩气外输管道，可以将就地消耗余下的页岩气通过纳安线、南西复线和泸威线进入川渝及国家天然气骨干管网。

　　对于管网建设难度大的不利于商业开发的区域，采用就地消耗页岩气的综合利用项目将拥有更为明显的优势。以位于四川宜宾的筠连县页岩气开发为例，该区域位置偏远不利于管网建设，加上筠连县页岩气井具有分布广、数量多和产量低的开采特点，页岩气商业化开发难度较大。为有效利用当地页岩气资源，结合当地页岩气开采特点，2015年4月，四川富瑞德能源开发有限公司相继建成了3个页岩气“固定式燃气发电站”，日均发电量达4万千万时，成为中国首家页岩气就地发电项目。

　　1.5政策和标准逐步完善

　　为了鼓励、加快、规范和引导页岩气产业发展，中国国家能源局、财政部、国家发展和改革委员会以及各级地方政府机构相继出台了《页岩气发展规划(2011-2015年)》、《江西省页岩气勘探、开发、利用规划(2011-2020年)》、《加强页岩气资源勘查开采和监督管理有关工作的通知》、《页岩气开发利用补贴政策》、《页岩气产业政策》、《关于油气田企业开发煤层气页岩气增值税有关问题的公告》、《重庆市页岩气产业发展规划(2015-2020年)》、《关于页岩气开发利用财政补贴政策的通知》，涵盖页岩气产业中的资源管理、财政激励、市场和价格、基础设施、技术攻关和对外合作等各个方面。

　　页岩油气资源评价和勘查开发标准体系也在逐步完善，目前已主要形成6个技术标准，即《页岩含气量测定方法》、《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》、《页岩气资源调查评价规范》、《页岩含气量分析技术方法》、《页岩气调查地面时频电磁法技术规程》和《页岩气调查地震资料采集技术规程》。根据中国地质调查局2015年发布的《中国页岩气资源调查报告(2014)》，未来拟建立7个方面的31项技术标准，不断完善标准体系。

　　2 中国页岩气产业发展存在的主要问题

　　2.1短期发展存在的问题

　　一是页岩气资源未落实，不确定性较大。截至2014年底，三大石油公司、延长石油和中联煤层气等国内企业累计钻井不到1000口，且主要集中在四川盆地及其周边的五峰组-龙马溪组，缺乏系统深入的页岩气资源评价。加上对中国页岩气的成藏特征和富集规律依旧认识不清，多家机构的中国页岩气资源评价结果相差较大，技术可开采资源和探明储量均未落实，页岩气资源不确定性较大。

　　二是核心开发技术和设备有待攻关。技术是企业生存和发展之本，页岩气的大规模商业开发需要勘探开发技术和设备的有力支持。通过引进、学习、吸收和攻关，目前中国已初步掌握3500米以浅的水平井钻完井和分段压裂等一系列勘探开发技术，基本实现了3000型压裂车和可移动式钻机等设备的国产化。但是，低压、低产井压裂增产技术和资源评价等核心技术及体系较缺乏[16]，单项配套技术、系统成套技术设备等要依靠进口，特别是针对中国资源较为丰富的3500米以深的深层页岩气勘探开发核心技术和设备仍有待攻关。

　　三是勘探开发难度大，开发成本仍较高。与美国相比，中国的页岩气地质条件和地表条件均较复杂，存在勘探开发难度大、开发技术要求高、开发成本高等问题[17]。目前，涪陵页岩气田的单井平均综合成本为7000万~8500万元，长宁-威远页岩气田的单井平均综合成本为6500万~7500万元，开发成本是美国单井平均综合成本(约3000万元)的2~3倍。

　　2.2中长期发展存在的问题

　　一是水资源短缺和污染，环境保护难度大。页岩气勘探开发素有“单口井、千吨沙、万方水”的说法，单井用水量一般在0.8万~10万立方米，平均约为1.5万立方米，以四川盆地周边的五峰组-龙马溪组为例，平均单井用水量约为3.5万立方米，水资源消耗相对较大。对于水资源较短缺的大多数中国页岩气开发区域而言，未来大规模的页岩气资源勘探开发会给当地水环境带来严峻的考验，而且水力压裂过程会产生大量压裂返排液，处理难度大，可能导致比较严重的地下水和地表水污染。此外，土地占用和污染、地质灾害、甲烷等烃类气体泄漏等环境污染也不容忽视，环境保护难度大。

　　二是天然气管网基础设施建设和准入机制亟待完善。虽然中国已初步形成“西气东输、海气登陆、就近供应”的供气格局，构建了管道网络化、气源多元化、管理自动化、储气库配套化的天然气运输体系[20]，然而，中国的页岩气资源丰富区域大多集中在中西部山区，天然气管网基础设施尚不完善，并存在管网建设难度大、成本高的问题，制约了页岩气的规模化生产和外输。中国的天然气管网基础设施主要由三大石油公司建设经营，虽然国家能源局于2014年印发了《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》，要求实行天然气管网设施公平开放，但是该办法只是大致提出了框架要求，目前尚未实现真正的天然气管网设施的第三方公开公平准入。因此，边远山区的页岩气外输受限，也将增加页岩气投资主体的开发成本。

　　三是页岩气市场价格机制不合理，市场风险较大。除了《页岩气产业政策》中首次提出页岩气采用市场定价原则外，页岩气市场价格相关的定价机制并未出台，目前中国页岩气仍主要参考国产陆上常规天然气的定价机制，即采用市场净回值法定价。该定价机制下的非居民用气配气价格受政府管制，门站价格与替代能源(燃料油和液化石油气)价格挂钩，价格动态调整周期过长，不能真实反映替代能源价格变化。尽管近年来政府持续推进居民用气阶梯价格制度，但天然气价格体系未充分考虑天然气供需及其经济规律，具有价格形式单一、定价无差别等特点，导致居民用气价格偏低，与工业用气价格形成不合理的巨大差价。以北京市为例，第一档居民用气价格(2.28元/立方米)仅为等热值条件下液化石油气价格的48%，终端消费价格比工业用气价格低1.37元/立方米。此外，燃料油和液化石油气等替代能源的价格波动会对页岩气价格产生影响，增加页岩气的投资风险[23]。自2014年6月以来，国际原油价格持续下跌，加之天然气价格一直较低，导致页岩气开发利润大幅下降，对中国的“页岩气开发热潮”产生了明显的降温作用，抑制了市场资本的进入和页岩气的勘探开发。“十二五”期间，中国页岩气总产量是57.18亿立方米，比预定目标(65亿立方米)低7.72亿立方米，其中，2015年中国石油页岩气产量约为10亿立方米，比预定目标低16亿立方米。

　　四是地质资料和信息共享机制不成熟。目前中国初步建立了页岩气地质资料和信息共享机制，但是该机制尚不完善，难以切实应用，且缺乏相关的监管，这也是油气勘探开发中一直存在的问题。当页岩气勘探开发进入中长期以后，特别是当越来越多的非传统油气企业、中小石油企业进入页岩气开发后，不完善的信息共享机制可能会造成勘探开发工作的重复性投入，直接影响页岩气勘探开发的效率和成本。

　　五是页岩气产业监管缺位，政府监管机构不协调。随着页岩气产业的不断发展和投资主体的进入，页岩气产业对政府监管能力提出了巨大的挑战，涉及采矿权、生产、环境和市场等多个方面。目前中国页岩气产业政府监管力量薄弱、体系不健全、相关标准和规范仍为空白。以环境监管为例，一方面，中国目前仍没有专门针对页岩气的环境管理方面的污染排放标准；另一方面，页岩气项目环境评价管理尚未规范化，存在环境评价分类要求不适用、环境评价介入时机不明确、评价内容和深度不够、评价方法不完善等诸多问题。负责页岩气产业发展的政府监管机构职能分散，缺乏相互协调和统一监管，例如环境保护部相关部门未能参与页岩气的开发讨论、政策规划的制定等。

　　3 对推动中国页岩气产业健康发展的建议

　　3.1加快页岩气资源调查和战略规划，夯实资源基础

　　尽快开展全国范围内的页岩气资源基础地质调查工作，重点开展富有机质泥页岩的地质调查工作。完善地质资料和信息共享机制，并及时更新，确保页岩气投资企业掌握最新地质勘探进展情况。利用页岩气资源储量计算与评价技术，全面综合评价页岩气资源，准确掌握页岩气资源的潜力及其分布，优选出页岩气富集区、有利目标区。立足国家整体战略，统筹页岩气资源战略勘查、开发、生产和市场环境等产业链，通过中央和各级政府的页岩气产业扶持、财政税收等政策，着重传导和引导页岩气产业发展战略规划布局，以保障国家能源安全，改善能源消费结构。

　　3.2科研专项投资和特别试验区双管齐下，形成具有中国特色的页岩气产业发展模式

　　设立科研专项投资，重点支持页岩气勘探开发技术和设备的研究，加强国家页岩气发展研发中心和其他页岩气重点实验室的建设，鼓励国内企业、科研院所、大学等研究机构通过技术交流、联合研究、国际合作等方式攻关页岩气勘探开发核心技术和设备，并培养相关高层次和专业化人才。建立页岩气特别试验区，探索和实践勘探开发集成配套技术、设备制造、基础设施建设、运行体制、市场综合利用等整个产业链环节，形成具有中国特色的页岩气产业健康发展模式，为未来的中国页岩气产业发展提供宝贵的经验。

　　3.3落实既定扶持政策，多方面培育公平、公开的市场竞争环境

　　以出台的《页岩气开发利用补贴政策》等政策为基础框架，制定具体可执行的支持政策文件，落实既定的页岩气补贴等政策。在此基础上，为了培育公平、公开的市场竞争环境，建议重点开展以下几方面的工作：首先，多途径推进页岩气配套管网等基础设施建设，并通过制定管网准入运行具体规则、完善管输定价方法、建立管网准入和信息共享平台等措施，尽快实现真正意义上的天然气管网设施公平、公开准入。其次，创新页岩气投资形式，鼓励社会资本以股权转让、项目融资和合资合作等多种方式参与页岩气开发。再次，在现有天然气定价机制下，深化气价改革，逐步放开国产非常规气的出厂价、门站价，形成合理的市场价格，鼓励页岩气企业发展。最后，培育社会化技术装备服务市场或剥离国有石油企业的油服公司，打破技术装备服务与部分投资主体之间的僵持局面，引导培育公平、公开、健康有序的市场运行体系。

　　3.4制定和完善环境相关技术标准和法律规范，建立统一协调的环境监管机构

　　考虑到页岩气开采所产生的环境风险因素，参考国外成熟经验，中国页岩气产业还需制定和完善与环境相关的技术标准和法律规范。同时，建立和落实页岩气开发全过程“三同时”环境监管体系，加强页岩气开发的环境影响监测，构建页岩气开发环境评价指标，规范页岩气项目环境评价管理，开展页岩气开发规划战略环境评价；建立统一协调的环境监管机构，做好企业生产和各分级监管机构之间的协调工作，实现中国页岩气资源的有序环保开发。

　　(本文节选自《国际石油经济》2015年第4期文章《中国页岩气产业发展现状及对策建议》，作者陆争光中国石油大学(北京) 
。)