摘要：中国作为北美之外最大的页岩气生产国，随着页岩气勘探开发的持续快速推进，在埋深3500m以浅的海相页岩区已经建成200×108m3的页岩气年产规模。未来全国埋深3500m以浅页岩气能否继续稳产上产、埋深超过3500m的深层页岩气的开发潜力如何，既是评价和判断未来中国页岩气资源开发潜力和发展前景等的前提，也是决定能否在川渝地区建成“天然气大庆”的关键。为此，通过总结中国页岩气理论认识和工程技术发展成果，分析页岩气资源的开发潜力，预判了未来的发展前景。研究结果表明：①在页岩气理论体系方面，明确了海相深水陆棚笔石黑色页岩形成条件及页岩气富集机理，建立了“甜点区”和“甜点段”地质理论，初步构建基于“人造气藏”的页岩气开发理论，建立了四川盆地南部地区深层优质页岩厚度大、保存条件好、发育微裂缝与超压的页岩气富集高产模式;②在页岩气工程技术方面，水平井多段压裂等关键工程技术实现了跨代发展，支撑了中国仅用6年时间就实现了页岩气年产100×108m3、其后又用2年时间实现了年产200×108m3的历史性跨越;③在页岩气资源方面，明确了四川盆地中浅层海相页岩气是产业发展的“压舱石”，而深层海相页岩气则是未来产量增长的主体，以川南海相页岩为重点具备还可探明页岩气地质储量超6×1012m3的资源条件，可以支持页岩气产量持续快速增长。结论认为，通过加快对于埋深3500～4000m页岩气资源的开发，2025年全国页岩气年产量可以达到300×108m3;考虑到埋深4000～4500m页岩气资源开发突破难度较大，2030年页岩气有望落实的年产量为350×108～400×108m3。
关键词：页岩气;海相页岩气;深层页岩气;非海相页岩气;四川盆地;“天然气大庆”;开发潜力;年产气规模
0 引言
世界能源发展已经进入从化石能源向新能源转换的关键期，天然气作为最清洁的化石能源，是化石能源向新能源转换的“桥梁”或最佳“伙伴”[1]。北美“页岩气革命”成功，使美国由天然气进口大国转变为出口大国，深刻改变了世界天然气供给格局[1-3]。全球页岩气资源丰富，水平井多段压裂等技术是页岩气资源开发的成熟有效技术[1-3]，在美国页岩气示范效应的带动下，中国和阿根廷也实现了对页岩气资源的有效开发，产量持续快速增长[4-5]。近年来，水平井密切割、地下光纤监测和大数据人工智能等新技术的应用，推动页岩气开发再次实现跨越式发展。但近期受新冠肺炎疫情和产油国出口博弈等因素的影响，全球油气价格持续走低，国内外页岩气开发面临着新的形势[6]。
作为北美之外最大的页岩气生产国，通过10余年勘探开发攻关，中国以四川盆地及其邻区为重点，实现了海相页岩气资源的有效开发[1,3]。以四川盆地埋深3500m以浅的海相页岩区为重点，2020年全国实现页岩气产量200×108m3，其中中国石油天然气集团有限公司(以下简称中国石油)在蜀南的长宁、威远和昭通等区块实现页岩气产量116×108m3，中国石油化工集团有限公司(以下简称中国石化)在涪陵、威荣页岩气田实现页岩气产量84×108m3。随着页岩气开发的持续快速推进，明确埋深超过3500m深层页岩气的开发潜力如何，既是判断未来中国页岩气资源开发潜力和发展前景等的前提，也是决定能否在川渝地区建成“天然气大庆”的关键。
1 世界页岩气发展概况
2020年世界页岩气总产量为7688×108m3(增长3.2%)，其中美国7330×108m3、中国200×108m3、阿根廷103×108m3、加拿大55×108m3，美国是世界页岩气开发的主体。
1.1油气开发形势
美国页岩油气成为全球油气产量增长的主要领域，“页岩革命”推动美国实现“能源独立”[4,7]。据美国能源信息署(EIA)的数据，2020年美国页岩气产量为7330×108m3，占其天然气总产量的约80%;2019年美国页岩气产量增长957×108m3，占全球天然气产量增长率的73%。2020年美国致密油/页岩油产量为3.5×108t，占其原油总产量的比例超过50%;2019年美国致密油/页岩油产量增长0.6×108t(增长19%)，占全球原油产量增长率的66%。2019年美国能源产量为22.6×108吨油当量(tonoilequivalent，缩写为toe)，消费量为22.2×108吨油当量，已经基本实现了“能源独立”。
2020年受新冠肺炎疫情的影响，国际原油价格一直低位徘徊，美国页岩油气行业出现了“破产潮”(HaynesandBoone，2020，据国外网站新闻报道)，页岩油气产量大幅度下跌后有望在2020年第四季度开始恢复(EnergyVoice，2020，据国外网站新闻报道)。2020年4月20日美国西德轻质原油价格(WTI)为-37.6美元/桶(EIA，2020)。当油价低于35美元/桶，30%的页岩油气公司资不抵债，20%的页岩油气公司面临财务危机。大批企业申请破产，诱发了全行业进入“破产潮”。2020年将有170家从事页岩油气的公司破产，是2019年的2.3倍，行业资产减值超过3000亿美元(Haynes，2020，据国外网站新闻报道)。2020年5月份页岩气产量减少400×108m3/a以上，致密油/页岩油产量减少近4000×104t/a;2020年6月份产量开始逐步恢复。此次深度破产重组后，在2020年第四季度页岩油气产量完全恢复。
1.2几点认识
1)美国政府主导超前布局“能源独立”战略，是“页岩油气革命”成功的关键。1976年美国政府通过《能源部重组法案》，在能源部(DOE)主导下设立了天然气研究院(GTI)和非常规天然气研究项目，28年持续投入油气科技项目超过50亿美元[8];1979年颁布《原油意外获利法》第29条，对1980年到1993年期间钻探并于2003年之前生产和销售的非常规气实施税收减免[9]。
2)依靠科技和管理创新提质提效，是推动页岩油气行业持续快速发展的永恒主题。近10年北美页岩油气开发技术和管理革新不断升级换代(图1)。以Marcellus气田为例，2012年以来页岩气开发技术多次革新，地质工程一体化和工厂化等管理模式不断创新，页岩气开发效率大幅度提升。2012—2017年，以密切割为主体的4代技术跨越，助力页岩气单井最终可采储量(EUR)由1.2×108m3提高至4.0×108m3。2018年以来，以大数据为主导的第5代技术，推动页岩气开发成本再降低(幅度超过30%)[10]。
3)依托现场先导科技试验，多方紧密结合面向生产的科研攻关模式值得借鉴。美国GTI主导在多个盆地开展了不同类型的页岩油气开发科技先导试验，创新关键理论技术，有效推动了页岩油气田的高效开发。2010年以来，GTI主导并联合技术服务公司和生产企业，在Marcellus、Permian和EagleFord等页岩油气田开展先导试验，有针对性地解决生产问题，页岩油气采收率由10%～15%提高至35%以上[11]。
4)依靠完善的市场机制，低油气价格下实现页岩气低成本的产业深度整合后，页岩油气行业有望快速复苏。尽管美国页岩油生产成本在30美元/桶左右，但在高额的债务负担下，需要WTI油价超过57美元/桶，行业才有可能实现盈利[6]。2020年Brent国际原油平均价格为41.85美元/桶，在此轮低油气价格的影响下，通过完善的市场机制，大量从事页岩油气的公司破产重组，有利于行业短期摆脱高额债务危机。当前国际原油价格在40美元/桶以上，美国页岩油气行业在2020年第四季度逐步恢复生产(EnergyVoice，2020，据国外网站新闻报道)。
2 中国页岩气开发进展
中国页岩气产量从无到有，仅用6年时间就实现了年产100×108m3，其后又用2年时间在深埋3500m以浅实现了年产200×108m3的历史性跨越，在深埋3500～4000m深层实现突破发现，创造了中国天然气发展史上的奇迹。
2.1中国页岩气开发历程
2.1.1 合作借鉴阶段(2007—2009年)
此阶段国内学者引入美国页岩气概念，在地质评价的基础上，明确了四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组和下寒武统筇竹寺组两套页岩是中国页岩气的工作重点，找到了长宁、威远和昭通页岩气有利区，并启动了产业化示范区建设。该阶段属于中国页岩气产业的启蒙阶段(图2)。2007年中国石油勘探开发研究院与美国新田石油公司联合开展了“威远地区页岩气联合研究”，2008年在长宁构造北翼钻探我国第1口页岩气地质资料井——长芯1井，确定四川盆地五峰组—龙马溪组为页岩气工作的主力层系[3-4]。2009年12月中国石油批复了《中国石油页岩气产业化示范区工作方案》，确立了长宁、威远和昭通3个页岩气有利区，启动了产业化示范区建设，初步提出年产15×108m3的页岩气发展目标[3-4]。
2.1.2自主探索阶段(2010—2013年)
此阶段通过努力攻关与实践，中国页岩气地质理论及开发认识取得重要进展，明确了四川盆地海相五峰组—龙马溪组页岩气的开发价值(表1)，发现了蜀南和涪陵两大页岩气区，是中国页岩气产业的发展突破阶段(图2)。2010年，中国第一口页岩气井——威201直井，在龙马溪组页岩段压裂获得页岩气测试产量0.3×104～1.7×104m3/d，解决了有无页岩气的问题[3,12-13];在北美以外首次在页岩中发现孔径介于5～100nm的纳米孔隙;中国石油勘探开发研究院率先在川南长宁双河地区，建立了第一批五峰组—龙马溪组数字化露头剖面[3,12-13]。2011年中国石油在长宁区块实施了宁201-H1水平井10段压裂，获得页岩气测试产量15×104m3/d，成为中国第一口具体商业开发价值的页岩气井[3,12-13]。2012年中国石化经过多年不断探索，在重庆涪陵地区以五峰组—龙马溪组页岩为目的层，钻探了焦页1HF水平井，获得页岩气测试产量20.3×104m3/d，发现了涪陵页岩气田[14-15]。2013年中国石化启动了涪陵区块页岩气井组开发试验[14]。此外，陕西延长石油(集团)有限责任公司、中国华电集团公司和神华集团有限责任公司等投入超过50亿元人民币，在四川盆地以外开展了大量的海相、陆相和海陆过渡相页岩气的勘探评价工作，但总体效果欠佳[3]。
相关期刊推荐：《天然气工业》(月刊)1981年创刊，是经国家科委和国家新闻出版署批准出版的全国唯一全面报道天然气工业的综合性科技期刊。重点反映天然气工业在勘探、开发、钻采、储运、处理、加工方面的科学研究、工业生产和技术应用成果，并通过广告促进天然气工业界和相关产品和技术信息交流。
国家十分重视页岩气产业发展，从多方位支持页岩气产业的发展。2010年，国家能源页岩气研发(实验)中心揭牌成立，2011年在国家科技重大专项中设立页岩气项目。2011年，国土资源部发布公告，确定页岩气为独立矿种，2011—2012年通过两轮招标共计出让19个页岩气区块。2012年，国家发展和改革委员会(以下简称发改委)、财政部、国土资源部和国家能源局联合发布了《页岩气发展规划(2011—2015年)》，提出了2015年实现页岩气65×108m3的发展目标。2012年，发改委批准设立了涪陵、长宁—威远、昭通和延安4个国家级页岩气示范区;财政部和国家能源局发布了《关于出台页岩气开发利用补贴政策的通知》，对2012—2015年开发利用的页岩气补贴0.4元/m3。在国家政策的大力支持下，中国石油和中国石化两家企业以四川盆地为重点，2013年实现了页岩气年产量2×108m3的生产突破。
2.1.3工业化开发阶段(2014年至今)
此阶段中国页岩气有效开发技术逐渐趋于成熟，埋深3500m以浅页岩气资源实现了有效开发，埋深3500m以深页岩气开发取得了突破进展，四川盆地海相页岩气已经成为我国天然气产量增长的重要组成部分，是中国页岩气产业的跨越发展阶段(图2)。
中国石油实现了川南地区五峰组—龙马溪组海相页岩气的有效开发。2014年，中国石油启动了川南地区26×108m3/a页岩气产能建设，2015年实现页岩气产量13×108m3。“十三五”期间，中国石油加快页岩气开发步伐，以长宁、威远和昭通埋深3500m以浅页岩气资源为主实施产能建设工作，截至2019年底，累计探明页岩气地质储量10610×108m3，2019年生产页岩气80.3×108m3，2020年生产页岩气116.1×108m3。
中国石化实现了涪陵、威荣区块五峰组—龙马溪组海相页岩气的有效开发。2014年，中国石化启动涪陵气田产能建设工作，通过两轮建设2016年实现页岩气产量50×108m3。2017年，在涪陵区块实施页岩气立体开发，实现页岩气持续稳产上产，并启动威荣气田产能建设。截至2019年底，累计探明页岩气地质储量7255×108m3，2019年生产页岩气73.4×108m3，2020年产量达84.1×108m3。
国家继续强力支持页岩气产业发展。2016年，国家能源局发布了《页岩气发展规划(2016—2020年)》。2015年，财政部发布《关于页岩气开发利用财政补贴政策的通知》，对2016—2018年开发利用的页岩气补贴0.3元/m3、2019—2020年开发利用的页岩气补贴0.2元/m3。2018年，财政部、税务总局印发《关于对页岩气减征资源税的通知》，对2018年4月1日—2021年3月31日生产的页岩气减征30%资源税。2020年，财政部发布《清洁能源发展专项资金管理暂行办法》，明确2020—2024年通过多增多补的方式延续页岩气补贴政策。
在川南、涪陵页岩气田开发取得突破后，全国页岩气产量加快增长，2018年页岩气产量达到108×108m3，2019年产量为154×108m3，2020年产量超过200×108m3。2014—2019年中国天然气产量增长550×108m3，其中页岩气占产量增长贡献率的28%，已经成为中国天然气产量增长的重要组成部分(图2)。
2.2理论技术进展
通过10余年的勘探开发攻关，四川盆地海相页岩气基础地质理论认识取得了重要的进展，埋深3500m以浅海相页岩气开发技术成熟配套，埋深介于3500～4000m海相页岩气开发技术基本形成。
2.2.1基础理论取得重要进展
2.2.1.1 五峰组—龙马溪组海相页岩储层具有高有机质含量和高纳米级孔隙度的“两高”特征
2010年，对川南页岩气储层的分析结果表明，龙马溪组底部总有机碳含量值(TOC)超过3%的页岩厚度介于10～20m，威201井在国内首次发现孔径介于5～100nm的纳米孔隙[12-14]。采用分子动力学模拟，考虑页岩微观孔隙表面水膜厚度，甲烷可动孔喉半径均值为5.0nm[4,16]。通过分析大量中下扬子五峰组—龙马溪组页岩样品发现，纳米孔隙是页岩气的主要储集空间(图3)，占总有效孔隙度的60%～80%[12-13]。研究发现，川南五峰组—龙马溪组页岩TOC>3%储层的孔隙度介于3%～8%。——论文作者：邹才能1,2 赵群1,2 丛连铸3 王红岩1,2 施振生1 武瑾1 潘松圻1
