可以说，经过近五年的努力，我国页岩气勘查开发已经取得了良好的开端。

《中国页岩气资源调查报告(2014)》(以下简称“报告”)显示，我国页岩气勘查开发企业已率先在四川盆地取得页岩气勘探突破，已探明首个千亿立方米整装页岩气田，勘查开发技术已基本实现了国产化，开始进入规模化开发初期阶段。

截至2014年底，累计投资230亿元，在重庆涪陵、四川长宁、威远等地取得重大突破，获得页岩气三级地质储量近5000亿立方米，其中探明地质储量为1067.5亿立方米，建成产能32亿立方米/年，累计生产页岩气15亿立方米(2014年生产页岩气13亿立方米)。

这份由中国地质调查局组织编写，中国地质调查局油气资源调查中心承担完成的报告总结了我国页岩气资源调查评价、勘查开发、理论研究、技术装备和环境保护等方面的主要进展和成果，提出了下一步工作建议。

报告指出，我国页岩气资源潜力巨大，可采资源潜力居世界前列，勘查开发点上取得重大突破、技术装备基本实现国产化，多元投资勘查局面已经形成。但同时，富集规律不清、面上尚未展开、核心技术尚需攻关、监督机制尚待完善仍是当前我国页岩气勘查开发所面对的难题。

●页岩油气资源潜力总体很大

报告指出，我国富有机质页岩层系多、分布广，页岩气资源潜力巨大。调查显示，南方下古生界海相地层是我国页岩气主力层系，中上扬子地区龙马溪组为最优层段，占全国页岩气资源量的20%。

据介绍，中国工程院、美国能源信息署和国土资源部分别对我国页岩油气资源量进行了评价。2012年7月，中国工程院评价我国页岩气技术可采资源量为10.3万亿立方米～12.6 万亿立方米，中值为11.5 万亿立方米。而美国能源信息署于2013年6月评价中国页岩气技术可采资源量达到31.57万亿立方米，排名世界第一，约占14.30%。

到底有多少资源似乎并不明朗。2009年～2012年，国土资源部累计投入6.6亿元，开展了全国页岩气资源潜力评价和重点地区页岩气资源调查工作，对我国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潜力进行了评价。实施调查井62口，参数井4口，重磁电测量1500千米，二维地震210千米。

结果表明，全国页岩气地质资源量134万亿立方米(不含青藏区)，约是常规天然气地质资源量的2倍;页岩气可采资源量25万亿立方米。同时，基本查明南方下古生界海相地层是我国页岩气主力层系。

●开发示范基地取得重大进展

页岩气资源评价工作稳步推进，随着页岩气勘查工作程度的提高，各项勘探参数逐步得到落实。同时，一些重点地区如长宁—威远示范区、重庆涪陵勘查开发示范基地、云南昭通示范区、陕西延长示范区、黔北勘查试验区、招标区块等地区页岩气资源评价工作取得了进展。

记者了解到，截至2014年年底，开发示范基地总计落实页岩气地质资源量6.99亿立方米，落实探明地质储量1067.50亿立方米。

涪陵勘查开发示范基地位于四川盆地东南部，包括万县以南、涪陵以北、垫江以东、忠县以西广大地区。2014年4月，国土资源部宣布设立重庆涪陵页岩气勘查开发示范基地。国土资源部、重庆市人民政府和中国石化通过政、产、学、研、用相结合，开展页岩气技术理论研究、勘查开发技术攻关、相关技术规范和标准研制等方面的工作，促进了产能建设和生态环境保护。通过总结发展模式、探索扶持政策、完善监管机制，促进了推广应用和示范工程建设。

报告指出，到2015年底，涪陵勘查开发示范基地预计探明储量1000亿立方米，形成产能50亿立方米/年，产气量32亿立方米/年;到2017年底，预计累计探明地质储量3000亿立方米，建成产能100亿立方米/年，为全国页岩气勘查开发提供典型示范。

2014年8月，国土资源部还与贵州省人民政府联合设立黔北页岩气综合勘查试验区，以加快推进贵州省页岩气勘查开发工作。

●调查评价工作正稳步推进

我国在多个地区开展的页岩气调查评价工作进展顺利。

慈页1井首次在湘西北复杂构造区下寒武统发现页岩气。慈页1井完钻井深3008米，钻进过程中共发现气测异常13个。在下寒武统牛蹄塘组取心100.88米，首次在该地区建立了完整的黑色泥页岩岩心柱状剖面，系统获得有机地化、矿物组成、储层物性、含气性等多项参数。现场解析气点火成功，表明下寒武统牛蹄塘组下段具有良好的含气性。

此外，在滇东、桂中—南盘江地区页岩气调查评价进展顺利;鄂西—湘中—桂中钻探获得页岩气发现;宁夏也首次发现了页岩气资源。四川盆地及其周缘优选了下寒武统牛蹄塘组和龙马溪组页岩气有利区;柴达木盆地页岩气新层系获得进展;柴达木盆地鱼卡地区煤层气、页岩气兼探也获得进展，明确了门源盆地发育两套页岩气有利层系。此外，尉参1井揭示南华北地区上古生界海陆过渡相具有良好的页岩气形成条件。

与此同时，多个省市也积极行动起来，开展页岩气资源调查评价工作。

重庆、贵州等地方政府自筹资金，积极推进辖区内页岩气资源调查评价工作，累计投入4.6亿元，实施二维地震740千米、调查井45口。其中，重庆市投入2.4亿元，完成二维地震740千米、调查井14口，优选了有利目标区和勘查靶区;贵州省投入1.5亿元，实施调查井26口，查明页岩气发育层系，落实了资源潜力，优选了有利目标区;江西省和山西省分别投入3600万元、3000万元开展页岩气资源调查工作。此外，湖南、湖北、内蒙古、安徽等省区也启动了页岩气调查相关工作。

●页岩气商业开发拉开序幕

我国页岩气的市场无疑是巨大的。将广阔的潜在市场前景转化为产业发展的推动力显得尤为重要。

截至2014年底，涪陵页岩气田年内完成试气井75口，提前完成全年新建20亿立方米产能任务，目前该气田已累积产气超过12亿立方米，日产气360万立方米。

中国石油在四川威远区块实施威204井，经压裂测试，初始产量16.5万立方米/日，长宁区块宁201井测试产量15万立方米/日;云南昭通区块YS108H1—1水平井获得最高20万立方米/日的工业气流。在长宁—威远和昭通区块实现页岩气勘查突破，获得三级储量2000多亿立方米。

数据显示，截至2014年底，石油企业和中标企业累计投资218.8亿元，完成二维地震2万千米，三维地震2134平方千米，钻井669口(其中调查井90口，直井探井234口，水平井345口)，铺设管线235千米。其中，2014年度投资91.7亿元，完成二维地震2938千米，三维地震1841平方千米，钻井162口，生产页岩气13亿立方米。2012年～2014年全国页岩气累计产量超过15亿立方米。此外，在重庆涪陵和彭水、四川长宁—威远和富顺—永川、云南昭通和贵州习水等地区启动页岩气产能建设。

●勘查开发技术基本实现国产

与常规油气和致密油气水平井不同，页岩气水平井钻完井的难度在于如何在页岩层段中实现优快钻完井，保证井眼质量、降低钻完井成本。我国在页岩气钻完井技术研究方面研究起步较晚，但进步较快。

报告指出，目前我国页岩气勘查开发技术及装备基本实现国产化，水平井成本不断下降，施工周期不断缩短。通过技术引进、消化吸收和攻关，我国基本掌握了页岩气地球物理、钻井、完井、压裂和试气等页岩气勘查开发技术。3500米以浅水平井钻井及分段压裂熟练作业，具备水平井分段压裂段多达22段、长达2130米的能力。自主研发的可移动式钻机、3000型压裂车等设备，以及页岩气“甜点”预测软件，在勘查开发中取得较好的应用效果。水平井钻完井周期从150天减少到70天，最短46天，水平井单井成本从1亿元下降到5000万元～7000万元。

●相关扶持鼓励政策逐步落实

美国自上世纪80年代开展页岩气勘查开发技术攻关，直到本世纪初实现技术突破，2006年以后实现快速发展，先后探索30年。而我国用5年时间取得四川盆地的突破，与各部门、各公司的不懈努力密切相关。

国土资源部立足资源管理职能，按照“开放市场、有序竞争、创新机制、协调联动”的原则，着力推动页岩气勘查开发。2009年以来，开展了页岩气资源潜力评价及有利区带优选，进行了两轮页岩气勘查区块招标，经国务院批准，将页岩气设置为独立矿种，放开了页岩气勘查开采市场，发布了《关于加强页岩气勘查开采和监督管理有关工作的通知》，出台了《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》。

为及时跟踪我国页岩气招标区块最新进展，全面了解页岩气招标区块勘查开发现状，中国地质调查局油气资源调查中心多次组织召开页岩气勘查开发进展座谈会，介绍21个中标区块工程进展、勘查开发成果及最新地质认识，探讨工作推进中遇到的地质、工程技术问题，提出了建设性意见。该中心建立企业联盟机制，与中标企业开展联合攻关研究，根据企业的不同需求和特殊问题，采取有针对性的专家咨询会，为企业答疑解难，并组织中标企业技术人员到重庆地区进行页岩气现场考察。

放开市场、引入石油公司以外的社会投资主体，一方面激发社会投资热情，激活了勘查市场，调动了地方政府的积极性，另一方面，激发了石油公司活力，调动了石油公司加快页岩气勘查开发积极性，促进石油公司加大勘查投入、加快科技攻关。

●全产业链标准体系逐步完善

页岩气全产业链标准体系的建设，为我国页岩气产业提供了科学有效的标准规范。

2014年4月，国土资源部发布并实施我国首部页岩气储量行业标准《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》。中国矿业报记者了解到，我国将从页岩气资源评价、钻完井、井控、压裂、环境保护等方面入手，在3年～5年内基本建成我国页岩气全产业链标准体系，为我国页岩气产业提供科学有效的标准规范。

2013年11月，国家能源局发布《页岩含气量测定方法》，于2014年4月1日起实施。

截至目前，中国地质调查局初步完成的《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》等4项技术规程已列入国土资源2014年标准制定计划，拟提交标委会审核。在页岩气开发实践中，石油企业借鉴已有的国家标准、行业标准、企业标准，形成了钻井工程、采气工程、地面工程、健康安全环保等百余项技术规范和标准。

●绿色勘查开发模式基本形成

报告指出，目前我国页岩气绿色勘查开发模式基本形成。

一是建立严格的工艺流程，有效保护环境。钻井采用“四开四层套管”井身结构，饮用水层采用清水钻进和独立固井封隔，防止污染。压裂返排废水100%处理后重复利用。放喷测试过程中“边测试、边生产”，有效防止对空气的污染。我国还探索利用二氧化碳压裂替代大型水力压裂，泥浆、岩屑等残余物进行无害化处理，以减少和杜绝开发过程对水、大气、土壤等的污染。

二是采用“井工厂”作业模式，节约利用土地。在页岩气开发过程中采用“井工厂”作业模式和丛式钻井技术，有效控制井场占地面积，减少对地表植被的破坏。在页岩气勘查开发过程中，注重天然林保护和矿区环境绿化，对井场及时开展土地复垦工作，实现了“边生产、边建设、边复垦”，建立了页岩气资源有效开发的绿色发展模式。

与此同时，中国地质调查局高度重视页岩气勘查开发对环境影响的研究。2014年，启动了公益性行业科研项目“页岩气勘查开发环境影响因素研究”，在柴达木盆地柴页1井压裂试气工程现场、重庆涪陵页岩气勘查示范基地开展页岩气勘查开发环境影响因素研究。2015年，将开展页岩气水文地质调查和地下水监测工作，以重庆涪陵页岩气示范区为重点，开展地下水、地表水采样和动态监测，调查和评价水环境质量现状，评估水资源保障程度，初步探索页岩气勘查开发水环境影响评价指标体系。中国地质调查局近年来还完成了新一轮全国地下水资源评价和北方11个平原盆地地下水资源及其环境问题调查。

这些成果可提供全国范围内的环境地质和地下水资源背景资料，为页岩气开发环境评价提供依据。

●勘查开发仍任重而道远

总体来看，我国页岩气勘查开发已经取得重要突破和进展，展示了广阔的发展前景。但由于我国地质、地表条件复杂，勘查开发还处于初级阶段，仍然面临一些问题和挑战。

首先，勘查程度低，资源家底尚需进一步查明。美国EIA、国土资源部和中国工程院分别对我国页岩气技术可采资源量进行了预测，但差别较大。其主要原因是地质调查程度太低，对我国不同类型页岩气成藏机理、富集规律认识不清，可采资源尚未真正落实。

其次，适合中国特点的勘查开发核心技术需要进一步攻关。如微地震监测、产量动态预测、页岩纳微米三维重建等技术尚未完全掌握，旋转地质导向、裸眼滑套分段压裂、纳微米结构和成分分析等设备未实现国产化，导致勘查开发经济成本高，制约了页岩气产业发展。

第三，我国目前页岩气勘查开发点上取得重大突破，面上尚未展开。目前，潜力评价预测的87.7万平方千米有利区，仅有17万平方千米开展页岩气勘查工作，且主要分布在四川盆地及周缘，面上未完全展开。

第四，多元投资勘查局面已经形成，但对页岩气行业的监督机制尚待完善。目前，包括石油公司在内的21家企业从事页岩气资源勘查开发，多元投资主体勘查局面已经形成。但是，页岩气勘查开发监管制度、队伍体系、资料共享平台等尚待完善，需加大监督检查和资料共享力度，促进页岩气勘查开发有序、健康、快速发展。

对此报告建议：一是编制页岩气勘查开发“十三五”规划，指导产业发展。结合国土资源部职能，在分析资源潜力、发展现状和存在问题的基础上，围绕资源调查、勘查开发、科技攻关和资源管理等方面，规划2016年～2020年的发展目标和重点任务，指导产业发展。

二是加强资源调查力度，促进勘查开发。建议中央财政加大投入力度，开展页岩气资源调查评价和战略选区，全面查明不同类型页岩气资源分布和富集规律，摸清资源潜力，优选有利目标区，落实可采资源量，为企业勘查开发提供基础资料和勘查靶区。

三是加强科技攻关，推广应用示范。我国页岩气地质条件复杂，不同类型页岩气成藏机理尚不明确，复杂条件下勘查开发技术体系尚未形成，建议设立国家页岩气科技攻关专项，开展不同类型页岩气成藏机理、资源评价方法等研究，建立我国特色的页岩气地质理论体系;开展“甜点”识别与预测、深水平井钻完井及压裂等关键技术攻关，逐步形成适合我国地质特点的技术装备体系。同时，总结成熟经验，研究制定相关标准，推广应用新技术，促进页岩气勘查开发。

四是加快产能建设，确保规划目标实现。中央、地方和企业联动，创造良好的页岩气勘查开发环境，推进涪陵、川南、黔北等页岩气勘查开发示范区建设，促进企业加大勘查开发力度，落实页岩气探明储量，加快产能建设，确保实现2015年65亿立方米、2020年300亿立方米的产量规划目标。