摘要：本文概述了页岩气的组成与分类、储量分布、成藏机理及富集特征，详细综述了页岩气国内外勘探开发现状，对我国页岩气勘探开发主体技术进行了归纳总结，探讨了当前国内页岩气发展在地质、技术、经济及环境领域存在的风险，并给出了针对性的发展建议，最后展望了中国页岩气的未来开发前景。

　　页岩气是非常规天然气的几种形式之一，常规条件下长期富集在含有机质黑色页岩储层中。页岩储层致密性强，常规钻井无法实现其有效开采，需要借助高压等特殊作业方可获取工业产值，其勘探开发兼具技术要求高、产能衰竭快、开采周期长等特点。据统计，全球页岩气经济可采储量约为4.56×1014m3，有望成为21世纪最重要的接替能源。

　　据美国地质局2020年统计，最多15年页岩气产量将占该国油气总产值的一半。中国于2010年才首次启动页岩气勘探开发，经5年多的摸索，页岩气前期普查勘探和资源评价工作初见苗头，但仍未取得突破性进展。本文理清了中国页岩气开发和利用的现状与形势，明确了其在国内发展面临的瓶颈，提供了相应的对策，为中国页岩气有序高效可持续发展提供启示。

　　页岩气在自然条件下为干气，其中甲烷和氮气体积占比高达65%~95%，有时还含有微量的乙烷、丁烷及惰性气体，不同赋存地、同一赋存地不同层位的页岩气含量都不尽相同。其成因有生物和热成因2种，前者的形成条件包括：①富含有机质的泥页岩；②低温、低矿化度、低含氧量的储层环境；③长期的埋藏时间。后者的形成包含3个过程：①干酪根裂解生成天然气；②沥青裂解为石油和天然气；③石油分解为天然气和含碳沥青质残渣。页岩气的形成往往是2种成因共同作用的结果，根据成因可将我国的页岩气分为海相、海陆过渡相及陆相页岩气3种。中国主要页岩气藏特征见表1。

　　据不完全统计，中国页岩气剩余可采储量有3.39×1014m3，相当于世界页岩气总量的15%。海相页岩气是我国页岩气上产的主体，发育阶段集中于前早古生代，赋存地包括华北、西南及西北高原等地；而海陆过渡相页岩气发育于中生代，集中富集于准格尔、四川普光及渤海湾等地；陆相页岩气发育在二叠纪、三叠纪及新近纪、古近纪，主要赋存地包含我国的青藏高原、松辽盆地等地区。

　　原位“滞留成藏”是页岩气成藏的主要机理（见图1），主要体现于天然气成藏过程中的运移次数，经过吸附、解吸、溶解等多方面作用，分为以下几个阶段：首先，干酪根和石油裂解生成气吸附于页岩基质表面；其次，富余的天然气逃离至附近孔隙喉道中，以吸附游离态原位饱和聚集；最后，过饱和天然气一次运移至上覆无机质孔隙中，饱和后，二次运移至粒内、粒间孔隙中成藏。

　　影响页岩气藏富集高产的主要因素有4点：其一，富含有机质的沉积环境；其二，页岩TOC（总有机碳含量）值高，介于有效热裂解范围内，可提供源源不断的气源；其三，成藏区域孔隙裂缝发育好，具有充足的储存空间；其四，储盖层密封性良好，且位于构造稳定带，裂解气运移后保存状态较好。

　　美国全球页岩气产量增长的主要地域，早在19世纪初期，便在Appalachia地区发现了第一口页岩气井，并成功获取了页岩气，自此页岩气作为一种新能源进入人类的视野。从1920年以来，美国页岩气开采进入现代化进程，相继在该国20个洲的30多个地区发现了页岩气富集区。受上世纪末石油危机影响，美国加深了对非常规能源的研发，进行了一系列页岩气探索性开发试验，页岩气产量初具规模。

　　在本世纪初，美国相继在Barnet、Marcellus及Haynesvill等页岩气田实现了产量突破，2016年，美国页岩气总产量高达4.447×1011m3，页岩气资源实现了跨越式发展。当前世界油气价格波动频繁，但美国页岩气产业化开发的热情依旧高涨，未来该国页岩气的总产量势必会推向新的制高点。页岩气革命的成功极大改善了美国油气长期依赖进口的现状，加快了该国实现“能源独立”的步伐。

　　中国页岩气开发起步较晚，但发展迅速，仅用不足7年时间，就完成了页岩气产量从0到年产1×1010m3的突破。中国页岩气发展史分为3个阶段：2009年前为合作借鉴时期，此阶段我国引入大量国外的先进技术，如资源评价和测井技术等，发现了长宁、涪陵等页岩气富集区，启动了产业化示范区建设；2010—2013年，我国进入页岩气自主探索阶段，相继对川南、江汉等页岩气赋存地开展了现场先导型试验，建立了蜀南、涪陵两大示范区，迈出了我国页岩气产业发展的关键一步；2014年至今，我国页岩气开采的各项技术趋于成熟，对埋深＞3500m的页岩气实现了自主突破，预测未来20年页岩气能够维持年产量递增10%的上升幅度。中国页岩气产业发展简史见图2。

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　　地质综合评价是前期资源勘探所应用的关键方法，为了找到页岩气赋存的甜点区，支撑后期压裂开采工艺的有效实施，国内专家提出了地震采集-测井解释-有利区优选一体化运行模式。我国深层页岩气由于埋藏较深，压裂难度相应增大，因此对于目标储层的物性、可压性等特征的精确描述尤为重要。微地震技术利用声波时差可获取较强的微地震信号，进而实现对页岩储层脆性、应力差及裂缝发育程度等参数的精准刻画。

　　我国低阻页岩气的成因十分复杂，含气性较差，测井评价方法可有效识别页岩气储层的含气性，为之后富集区选址做铺垫。页岩气测井解释的指标包括孔隙度、含气饱和度及TOC等常规测井数据，还包括电成像、核磁共振及元素跟踪等特殊测井参数。通过对以上测井参数的综合评价，可有效指导页岩气水平井钻井方向及靶向优选等现场作业，测井提供的主要工程参数及应用见表2。

　　孔隙度、矿物组成、TOC及有效厚度是决定页岩气富集区选址的重要参数，Kimmeridge能源公司根据以上4个指标将页岩气有利区划分为5个区域：中心区、Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类及Ⅳ类区。同时符合4个指标的区域为中心区；中心区以外，4个指标的叠合带为Ⅰ类区；中心区和Ⅰ类区以外，任意3个指标的叠合带为Ⅱ类区；以此类推，任意2个指标重合带为Ⅲ类区；只含单一指标的Ⅳ类区。整体来看，中心区和Ⅰ类区为建产有利区，随着相关工艺的不断创新和发展，开发逐渐向Ⅱ类区延伸。

　　页岩气开发优化渗透于开采的各个阶段，在钻井阶段，水平井靶体优化是页岩气田获取高产的保障，水平井累计产量与储层钻遇率密切相关。在完井阶段，水平井压裂指标优化是保证页岩气井产能的关键，是储层压裂有效性和均匀性的保障。在开发部署阶段，水平井井距优化是提高储层动用程度的工程保证，缩小页岩气开发区的开发井距，对有效动用井间储量和提升采出程度具有重要意义。在投产阶段，单井生产制度优化是页岩气井EUR最大化的前提，经国内外页岩气开发实践证明，控压生产过程中页岩气井的预测最终可采气量明显高于放压生产。

　　在对页岩储层实施钻井过程中，经常会发生泥包钻头、井下钻头卡阻等现象，严重影响钻井时效。通过对钻井参数、钻井液性能、钻具组合等优化，可以缩短钻井周期，提高钻井速度，保证页岩气水平井的安全有效施工。经多年的钻井试验，我国初步形成了一套符合本国国情的页岩气水平井优化钻井体系，即集成“井身结构设计+钻井提速工具+水平井定向钻井+钻井液性能改制”多项子技术的超水平井段钻井工艺。

　　页岩储层构造复杂，孔隙喉道发育程度低，必须通过压裂改造形成“人工缝网”，才能有效发挥页岩气井的产能。目前，已存在的页岩气压裂技术有：直井压裂、深层压裂、重复压裂、同步压裂及工厂化压裂等。其中直井压裂、深层压裂及同步压裂为我国早期页岩气开发所应用，由于相关工艺条件的限制，以上压裂效果并不理想。而重复压裂和工厂化压裂仍处于探索阶段，仅在部分页岩气示范区实施了现场先导性试验，后期多项子技术仍需进一步强化。

　　水平井分段多级压裂是当前国内外实现页岩储层压裂的关键方法，其工艺流程如图3所示。该技术通过增加水平井段的压裂级数、簇数，减少施工的段间距，提高压裂液用量、支撑剂浓度等有关工艺举措，大幅度提升页岩的储层改造强度，形成“超级裂缝网络”，最大化提升页岩气井产能。经过持续的攻关试验，由于簇数多、分段短、加砂强度大等优点，该新型压裂技术已在我国的蜀南、涪陵等页岩气开发区实现了有效推广。

　　由于受井场空间不足、水资源短缺等因素的影响，我国页岩气的地面条件相当苛刻。针对此现状，借鉴美国开发页岩气的成功经验，我国建立了结合“地质-工程-钻井-压裂”工艺的一体化工厂化模式。使压裂、生产等作业集中于一定范围内，通过对批量化钻井、拉链式压裂、有序化施工、流水线作业、统一化调控等各个环节的有效把控，全方位提高施工效率，多维度监管作业进度，最大化节约投资成本。

　　高效清洁生产主要分为地面采输和安全环保两套专业技术。前者形成以“标准化方案设计+组合式撬装+数据采集与传输+远程动态实时监控+协同分析与辅助决策”为主线的地面工程与大数据气田建设联合技术，以达到现代化配置、模块化组装及规模化建产的目的，实现现场无人化值守、井站集中管控及远程协同监控的智能气田运行模式。后者形成以“地下地表水保护+土地保护+返排液循环利用”为主线的清洁生产技术，以达到钻采废弃物无害处理、返排液循环使用及土地占用率减少，有效保护环境的目的。

　　虽然我国页岩气资源前景好，开发潜力大，但其中也包含了一些仍需突破的关键技术和不足，主要包含以下几个方面：

　　（1）地质风险，中国页岩气开发仅在部分区域实现产量突破，获取的可用性数据不多，既成的规律性认识仍旧薄弱。

　　（2）技术风险，发达国家为抢占我国的页岩气市场，实施了知识产权封锁，加之国内的管网系统尚不完善，严重制约了页岩气开发的进度。

　　（3）经济风险，大规模的压裂钻井施工成本很高，同时当前国际天然气价位持续走低，促使页岩气开采处于高风险投入领域。

　　（4）环境风险，大规模的水力压裂需耗费大量的水资源，还可能引起页岩气和压裂液的渗透，造成泄漏区的环境污染（见表3）。

　　（1）完善地质评价理论与技术，加深气藏工程理论与方法的研究深度，加快建立“地质—工程—开发—经济”一体化的页岩气开发优化方法。

　　（2）加强工程技术攻关，加大对页岩气开发关键技术的科研投入，组织国内科研力量开展新技术的研发，同时加强国内外输管网建设与输送，以满足外输需求。

　　（3）研发降本增效工程技术，不断优化页岩气开发各阶段的周期和成本，研发低成本压裂液、钻井液等技术，高效实现新老井的资源接替。

　　（4）健全页岩气产业规制，完善环境保护评价体系，强化生产各环节的环保监管力度，由政府出台制定严格的环境管理、保护标准规范体系。

　　相比发达国家，中国页岩气开发起步较晚，但随着对三维地震、水平井钻采、工厂化施工等多项工艺的全面突破，国内页岩气勘探开发进程逐渐加快。虽然存在开采条件复杂、水资源短缺、技术缺陷等条件的制约，但可以相信，中国页岩气的前景十分广阔。当前美国页岩气革命的胜利在中国不会被简单地复制成功，只有不断革新和研发开采新技术，积极拓展地质理论认识，持续开展新领域新技术现场先导性试验，不断总结钻采经验，逐渐夯实发展基础，形成符合本国国情的页岩气开采模式，才能迎来中国页岩气革命胜利的曙光。