鄒才能:中國頁巖氣開發進展、潛力及前景

作者 | 鄒才能 趙   群 叢連鑄 王紅巖 施振生 武 瑾 潘松圻 

摘要：中國作為北美之外最大的頁巖氣生產國，隨著頁巖氣勘探開發的持續快速推進，在埋深3 500 m以淺的海相頁巖區已經建成200×108 m3的頁巖氣年產規模。未來全國埋深3 500 m以淺頁巖氣能否繼續穩產上產、埋深超過3 500 m的深層頁巖氣的開發潛力如何，既是評價和判斷未來中國頁巖氣資源開發潛力和發展前景等的前提，也是決定能否在川渝地區建成「天然氣大慶」的關鍵。為此，通過總結中國頁巖氣理論認識和工程技術發展成果，分析頁巖氣資源的開發潛力，預判了未來的發展前景。研究結果表明：①在頁巖氣理論體系方面，明確了海相深水陸棚筆石黑色頁巖氣富集機理，建立了「甜點區」和「甜點段」地質理論，初步構建基於「人造氣藏」的頁巖氣開發理論，建立了四川盆地南部地區深層優質頁巖厚度大、發育微裂縫、超壓頁巖氣的富集高產模式；②在頁巖氣工程技術方面，水平井多段壓裂等關鍵工程技術實現了跨代發展，支撐了中國僅用6年時間就實現了頁巖氣年產100×108 m3、其後又用2年時間實現了年產200×108 m3的歷史性跨越；③在頁巖氣資源方面，明確了四川盆地中淺層海相頁巖氣是產業發展的「壓艙石」，而深層海相頁巖氣則是未來產量增長的主體，以川南海相頁巖為重點具備還可探明頁巖氣地質儲量超6×1012 m3的資源條件，可以支持頁巖氣產量持續快速增長。結論認為，通過加快對於埋深3 500～4 000 m頁巖氣資源的開發，2025年全國頁巖氣年產量可以達到300×108 m3；考慮到埋深4 000～4 500 m頁巖氣資源開發突破難度較大，2030年頁巖氣有望落實的年產量為350×108～400×108 m3。關鍵詞:頁巖氣；海相頁巖氣；深層頁巖氣；非海相頁巖氣；四川盆地；「天然氣大慶」；開發潛力；年產氣規模

0. 引言

世界能源發展已經進入從化石能源向新能源轉換的關鍵期，天然氣作為最清潔的化石能源，是化石能源向新能源轉換的「橋梁」或最佳「夥伴」。北美「頁巖氣革命」成功，使美國由天然氣進口大國轉變為出口大國，深刻改變了世界天然氣供給格局。全球頁巖氣資源豐富，水平井多段壓裂等技術是頁巖氣資源開發的成熟有效技術，在美國頁巖氣示範效應的帶動下，中國和阿根廷也實現了對頁巖氣資源的有效開發，產量持續快速增長。近年來，水平井密切割、地下光纖監測和大數據人工智慧等新技術的應用，推動頁巖氣開發再次實現跨越式發展。但近期受新冠肺炎疫情和產油國出口博弈等因素的影響，全球油氣價格持續走低，國內外頁巖氣開發面臨著新的形勢。作為北美之外最大的頁巖氣生產國，通過10餘年勘探開發攻關，中國以四川盆地及其鄰區為重點，實現了海相頁巖氣資源的有效開發。以四川盆地埋深3 500 m以淺的海相頁巖區為重點，2020年全國實現頁巖氣產量200×108 m3，其中中國石油天然氣集團有限公司（以下簡稱中國石油）在蜀南的長寧、威遠和昭通等區塊實現頁巖氣產量116×108 m3，中國石油化工集團有限公司（以下簡稱中國石化）在涪陵和威榮頁巖氣田實現頁巖氣產量84×108 m3。隨著頁巖氣開發的持續快速推進，明確埋深超過3 500 m深層頁巖氣的開發潛力如何，既是判斷未來中國頁巖氣資源開發潛力和發展前景等的前提，也是決定川渝地區能否建成「天然氣大慶」的關鍵。

1. 世界頁巖氣發展概況

2020年世界頁巖氣總產量為7 688×108 m3（增長3.2%），其中美國7 330×108 m3、中國200×108 m3、阿根廷103×108 m3、加拿大55×108 m3，美國是世界頁巖氣開發的主體。

美國頁巖油氣成為全球油氣產量增長的主要領域，「頁巖革命」推動美國實現「能源獨立」。據美國能源信息署（EIA）的數據，2020年美國頁巖氣產量為7 330×108 m3，佔其天然氣總產量的約80%；2019年美國頁巖氣產量增長957×108 m3，佔全球天然氣產量增長率的73%。2020年美國緻密油/頁巖油產量為3.5×108 t，佔其原油總產量的比例超過50%；2019年美國緻密油/頁巖油產量增長0.6×108 t（增長19%），佔全球原油產量增長率的66%。2019年美國能源產量為22.6×108噸油當量（ton oil equivalent，縮寫為toe），消費量為22.2×108噸油當量，已經基本實現了「能源獨立」。2020年受新冠肺炎疫情的影響，國際原油價格一直低位徘徊，美國頁巖油氣行業出現了「破產潮」（Haynes and Boone，2020，據國外網站新聞報導），頁巖油氣產量大幅度下跌後有望在2020年第四季度開始恢復（Energy Voice，2020，據國外網站新聞報導）。2020年4月20日美國西德輕質原油價格（WTI）為－37.6美元/桶（EIA，2020）。當油價低於35美元/桶，30%的頁巖油氣公司資不抵債，20%的頁巖油氣公司面臨財務危機。大批企業申請破產，誘發了全行業進入「破產潮」。2020年將有170家從事頁巖油氣的公司破產，是2019年的2.3倍，行業資產減值超過3 000億美元（Haynes，2020，據國外網站新聞報導）。2020年5月份頁巖氣產量減少幅度超過400×108 m3/a，緻密油/頁巖油產量減少近4 000×104 t/a；2020年6月份產量開始逐步恢復。此次深度破產重組後，在2020年第四季度頁巖油氣產量完全恢復。1）美國政府主導超前布局「能源獨立」戰略，是「頁巖油氣革命」成功的關鍵。1976年美國政府通過《能源部重組法案》，在能源部（DOE）主導下設立了天然氣研究院（GTI）和非常規天然氣研究項目，28年持續投入油氣科技項目超過50億美元；1979年頒布《原油意外獲利法》第29條，對1980年到1993年期間鑽探並於2003年之前生產和銷售的非常規氣實施稅收減免。2）依靠科技和管理創新提質提效，是推動頁巖油氣行業持續快速發展的永恆主題。近10年北美頁巖油氣開發技術和管理革新不斷升級換代（圖1）。以Marcellus氣田為例，2012年以來頁巖氣開發技術多次革新，地質工程一體化和工廠化等管理模式不斷創新，頁巖氣開發效率大幅度提升。2012—2017年，以密切割為主體的4代技術跨越，頁巖氣單井最終可採儲量（EUR）由1.2×108 m3提高至4.0×108 m3。2018年以來，以大數據為主導的第5代技術，推動頁巖氣開發成本再降低（幅度超過30%）。

3）依託現場先導科技試驗，多方緊密結合面向生產的科研攻關模式值得借鑑。美國GTI主導在多個盆地開展了不同類型的頁巖油氣開發科技先導試驗，創新關鍵理論技術，有效推動了頁巖油氣田的高效開發。2010年以來，GTI主導並聯合技術服務公司和生產企業，在Marcellus、Permian和Eagle Ford等頁巖油氣田開展先導試驗，有針對性地解決生產問題，頁巖油氣採收率由10%～15%提高至35%以上。

4）依靠完善的市場機制，低油氣價格下實現頁巖氣低成本的產業深度整合後，頁巖油氣行業有望快速復甦。儘管美國頁巖油生產成本在30美元/桶左右，但在高額的債務負擔下，需要WTI油價超過57美元/桶，行業才有可能實現盈利。2020年Brent國際原油平均價格為41.85美元/桶，在此輪低油氣價格的影響下，通過完善的市場機制，大量從事頁巖油氣的公司破產重組，有利於行業短期擺脫高額債務危機。當前國際原油價格在40美元/桶以上，美國頁巖油氣行業在2020年第四季度逐步恢復生產（Energy Voice，2020，據國外網站新聞報導）。

中國頁巖氣產量從無到有，僅用6年時間就實現了年產100×108 m3，其後又用2年時間在深埋3 500 m以淺實現了年產200×108 m3的歷史性跨越，在深埋3 500～4 000 m深層實現突破發現，創造了中國天然氣發展史上的奇蹟。此階段國內學者引入美國頁巖氣概念，在地質評價的基礎上，明確了四川盆地上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組和下寒武統筇竹寺組兩套頁巖是中國頁巖氣的工作重點，找到了長寧、威遠和昭通頁巖氣有利區，並啟動了產業化示範區建設。該階段屬於中國頁巖氣產業的啟蒙階段（圖2）。2007年中國石油勘探開發研究院與美國新田石油公司聯合開展了「威遠地區頁巖氣聯合研究」，2008年在長寧構造北翼鑽探我國第1口頁巖氣地質資料井——長芯1井，確定四川盆地五峰組—龍馬溪組為頁巖氣工作的主力層系。2009年12月中國石油批覆了《中國石油頁巖氣產業化示範區工作方案》，確立了長寧、威遠和昭通3個頁巖氣有利區，啟動了產業化示範區建設，初步提出年產15×108 m3的頁巖氣發展目標。

此階段通過努力攻關與實踐，中國頁巖氣地質理論及開發認識取得重要進展，明確了四川盆地海相五峰組—龍馬溪組頁巖氣的開發價值（表1），發現了蜀南和涪陵兩大頁巖氣區，是中國頁巖氣產業的發展突破階段（圖2）。2010年，中國第一口頁巖氣井——威201直井，在龍馬溪組頁巖段壓裂獲得頁巖氣測試產量0.3×104～1.7×104 m3/d，解決了有無頁巖氣的問題；在北美以外首次在頁巖中發現孔徑介於5～100 nm的納米孔隙；中國石油勘探開發研究院率先在川南長寧雙河地區，建立了第一批五峰組—龍馬溪組數位化露頭剖面。2011年中國石油在長寧區塊實施了寧201-H1水平井10段壓裂，獲得頁巖氣測試產量15×104 m3/d，成為中國第一口具體商業開發價值的頁巖氣井。2012年中國石化經過多年不斷探索，在重慶涪陵地區以五峰組—龍馬溪組頁巖為目的層，鑽探了焦頁1HF水平井，獲得頁巖氣測試產量20.3×104 m3/d，發現了涪陵頁巖氣田。2013年中國石化啟動了涪陵區塊頁巖氣井組開發試驗。此外，陝西延長石油（集團）有限責任公司、中國華電集團公司和神華集團有限責任公司等投入超過50億元人民幣，在四川盆地外圍區開展了大量的海相、陸相和海陸過渡相頁巖氣的勘探評價工作，但總體效果欠佳。

國家十分重視頁巖氣產業發展，從多方位支持頁巖氣產業的發展。2010年，國家能源頁巖氣研發（實驗）中心揭牌成立，2011年在國家科技重大專項中設立頁巖氣項目。2011年，國土資源部發布公告，確定頁巖氣為獨立礦種，2011—2012年通過兩輪招標共計出讓19個頁巖氣區塊。2012年，國家發展和改革委員會（以下簡稱發改委）、財政部、國土資源部和國家能源局聯合發布了《頁巖氣發展規劃（2011—2015年）》，提出了2015年實現頁巖氣65×108 m3的發展目標。2012年，發改委批准設立了涪陵、長寧—威遠、昭通和延安4個國家級頁巖氣示範區；財政部和國家能源局發布了《關於出臺頁巖氣開發利用補貼政策的通知》，對2012—2015年開發利用的頁巖氣補貼0.4元/m3。在國家政策的大力支持下，中國石油和中國石化兩家企業以四川盆地為重點，2013年實現了頁巖氣年產量2×108 m3的生產突破。
此階段中國頁巖氣有效開發技術逐漸趨於成熟，埋深3 500 m以淺頁巖氣資源實現了有效開發，埋深3 500 m以深頁巖氣開發取得了突破進展，四川盆地海相頁巖氣已經成為我國天然氣產量增長的重要組成部分，是中國頁巖氣產業的跨越發展階段（圖2）。中國石油實現了川南地區五峰組—龍馬溪組海相頁巖氣的有效開發。2014年，中國石油啟動了川南地區26×108 m3/a頁巖氣產能建設，2015年實現頁巖氣產量13×108 m3。「十三五」期間，中國石油加快頁巖氣開發步伐，以長寧、威遠和昭通埋深3 500 m以淺頁巖氣資源為主實施產能建設工作，截至2019年底，累計探明頁巖氣地質儲量10 610×108m3，2019年生產頁巖氣80.3×108m3，2020年生產頁巖氣116.1×108m3。中國石化實現了涪陵和威榮區塊五峰組—龍馬溪組海相頁巖氣的有效開發。2014年，中國石化啟動涪陵氣田產能建設工作，通過兩輪建設2016年實現頁巖氣產量50×108m3。2017年，在涪陵區塊實施頁巖氣立體開發，實現頁巖氣持續穩產上產，並啟動威榮氣田產能建設。截至2019年底，累計探明頁巖氣地質儲量7 255×108m3，2019年生產頁巖氣73.4×108m3，2020年產量達84.1×108m3。國家繼續強力支持頁巖氣產業發展。2016年，國家能源局發布了《頁巖氣發展規劃（2016—2020年）》。2015年，財政部發布《關於頁巖氣開發利用財政補貼政策的通知》，對2016—2018年開發利用的頁巖氣補貼0.3元/m3、2019—2020年開發利用的頁巖氣補貼0.2元/m3。2018年，財政部、稅務總局印發《關於對頁巖氣減徵資源稅的通知》，對2018年4月1日—2021年3月31日生產的頁巖氣減徵30%資源稅。2020年，財政部發布《清潔能源發展專項資金管理暫行辦法》，明確2020—2024年通過多增多補的方式延續頁巖氣補貼政策。在川南和涪陵頁巖氣田開發取得突破後，全國頁巖氣產量加快增長，2018年頁巖氣產量達到108×108m3，2019年產量為154×108m3，2020年產量超過200×108m3。2014—2019年中國天然氣產量增長550×108m3，其中頁巖氣佔產量增長貢獻率的28%，已經成為中國天然氣產量增長的重要組成部分（圖2）。通過10餘年的勘探開發攻關，四川盆地海相頁巖氣基礎地質理論認識取得了重要的進展，埋深3 500 m以淺海相頁巖氣開發技術成熟配套，埋深介於3 500～4 000 m海相頁巖氣開發技術基本形成。2.2.1.1　五峰組—龍馬溪組海相頁巖儲層具有高有機質含量和高納米級孔隙度的「兩高」特徵2010年，對川南頁巖氣儲層的分析結果表明，龍馬溪組底部總有機碳含量值（TOC）超過3%的頁巖厚度介於10～20 m，威201井在國內首次發現孔徑介於5～100 nm的納米孔隙。採用分子動力學模擬，考慮頁巖微觀孔隙表面水膜厚度，甲烷可動孔喉半徑均值為5.0 nm。通過分析大量中下揚子五峰組—龍馬溪組頁巖樣品發現，納米孔隙是頁巖氣的主要儲集空間（圖3），佔總有效孔隙度的60%～80%。研究發現，川南五峰組—龍馬溪組頁巖TOC＞3%儲層的孔隙度介於3%～8%。

2.2.1.2　五峰組—龍馬溪組海相頁巖發育5類層理，層理類型控制著頁巖氣儲層的品質五峰組—龍馬溪組海相頁巖主要發育5大類層理：水平層理、韻律層理、塊狀層理、遞變層理和交錯層理，其中水平層理根據紋層結構細分為條帶狀粉砂型、遞變型、砂泥遞變型和砂泥互層型4種類型。條帶狀粉砂型水平層理泥紋層含量最高，泥紋層由於物質組成、孔隙類型及結構、面孔率、孔徑分布、微裂縫類型及密度等均優於粉砂紋層，故其儲層品質為最佳。其順層縫最發育，水平滲透率達184.285 mD、垂直滲透率僅為0. 655 mD，兩者相差達291倍。順層縫能有效溝通無機礦物孔隙、納米級有機質孔等，可以成為油氣水平運移的高速通道。含氣頁巖由於垂直滲透率低，阻礙了頁巖氣垂向迅速逸散而有利於保存；而高水平滲透率則大大改善了頁巖儲層的水平滲流能力，並且能夠在水平井水力壓裂改造後形成複雜裂縫網絡，從而提高頁巖氣產量。2.2.1.3　揭示海相深水陸棚筆石黑色頁巖形成機理，建立頁巖氣「甜點區」和「甜點段」地質理論多地質事件耦合形成了四川盆地及其鄰區五峰組—龍馬溪組「深水陸棚」優質頁巖「甜點段」，形成時間介於距今447.42～440.77 Ma，發育大量筆石化石，具生物矽含量高和TOC高的特徵。四川盆地及其鄰區頁巖儲層分布連續、構造穩定區保存條件好、儲層「超壓」等是控制頁巖氣井高產的主要地質因素。郭旭升針對涪陵頁巖氣田特徵，提出了深水沉積和有效保存「二元富集」規律。鄒才能等提出了常規—非常規天然氣「有序聚集」的認識，並建立了頁巖氣富集區「甜點區」與「甜點段」理論。通過不斷開發實踐，明確高脆性富有機質頁巖（TOC＞4%、脆性礦物含量超過70%）是優質頁巖儲層，U/Th比通常大於1.25，其中龍馬溪組底部3～5 m是最優的水平井靶體段。2.2.1.4　川南深層優質頁巖厚度大、保存條件好、發育微裂縫與異常超高壓，頁巖氣富集高產川南深層TOC＞4%的優質頁巖儲層「甜點段」厚度為8～17 m，由於受到深層高儲層壓力形成孔內支撐、高強度石英礦物形成剛性骨架支撐和封閉成巖環境有機酸長期鈣質礦物溶蝕三項因素的影響，使得埋深超過3 500 m的深層頁巖孔隙度介於3.9%～5.8%，孔隙度與淺層差異不大。川南深層頁巖上覆巨厚地層構成高密閉體，有機質生烴後形成高壓力封存，瀘州地區儲層壓力係數介於1.8～2.2，地層能量充足，氣井生產前3個月套壓在30 MPa以上。川南深層寬緩向斜發育橫向拉張和層間滑移兩類裂縫，裂縫密度向核部增大，可以有效提升頁巖儲層的連通性，瀘203井位於向斜核部，該井測試日產頁巖氣量達138×104m3。2.2.1.5　基於「人造氣藏」理念，多段壓裂形成縫網體系、構建流動系統，初步構建頁巖氣開發理論頁巖儲層緻密，以「甜點段」為目標，通過水平井多段壓裂形成密集縫網，構建「人造高滲區，重構滲流場」，建立「人造氣藏」，是頁巖氣井獲得高產的關鍵。建立多機制、多尺度、多場耦合滲流模型模擬和氣井產能遞減分析，明確典型井前1年、3年、5年、7年分別採出單井最終可採儲量（EUR）的25%、47%、60%、70%，第8年吸附氣產量貢獻率超過50%。2.2.2.1　水平井多段壓裂等關鍵工程技術指標大幅度提升，深層頁巖氣開發技術日趨成熟建立了本土化的頁巖氣有效開發技術體系，埋深3 500 m以淺頁巖氣開發關鍵技術指標大幅度提升，實現了第一代向第二代的技術發展跨越。「一趟鑽」鑽井技術日趨成熟，實現了造斜段—水平段進尺最高達2 407 m的目標。採用「多簇射孔、高強度加砂、暫堵轉向」壓裂工藝技術，全面提升長水平段水平井的壓裂改造效果。以威204井區為例，水平井水平段長度、壓裂段數、壓裂加砂量、壓裂液量、壓裂加砂強度和測試產量由2016年的1 506 m、19.9段、2 246 t、41 377 m3、1.7 t/m和 16.4×104 m3/d，分別提升至2020年的1 965 m、23.0段、5 180 t、52 646 m3、2.7 t/m和 29.2×104m3/d（圖4），單井EUR由0.49×108m3提升至1.02×108m3。針對深層頁巖氣儲層高溫、高應力的特點，採用地表泥漿冷卻和大功率壓裂裝備等，可以基本滿足埋深介於3 500～4 000 m頁巖氣資源的有效開發。

2.2.2.2　通過地質—工程一體化，實現頁巖氣開發最優化，是頁巖氣實現高效開發的關鍵

2014 年，在地質工程一體化理念的指導下，創新了頁巖氣勘探開發的適用性模式。在川南頁巖氣開發中，中國石油通過一體化設計、一體化管理和一體化滾動優化，實現了「高產量、高EUR、高採收率」的目標。基於高解析度構造、地質屬性的多尺度天然裂縫，國內首次在頁巖氣田中建立了全區和平臺尺度三維地質力學模型，鑽井、完井壓裂、生產、開發四大工程系統的地質工程一體化全覆蓋，實現了水平井箱體最優化、改造參數最優化、生產制度最優化、開發技術政策最優化。深層頁巖氣高層模式：水平井高產需要優質儲層厚度超過5 m，鑽遇水平段長度大於1 500 m，壓裂簇數（單段7～8簇）+加砂強度（超過2.5 t/m）+暫堵轉向，頁巖氣測試產量將超過50×104 m3/d。

2.2.2.3　藉助於地下光纖監測、人工智慧大數據和數位化井場等新技術，頁巖氣開發成本有望繼續降低

針對頁巖氣「人造氣藏」的特點，中國石油和中國石化在四川盆地頁巖氣開發過程中已經引入光纖監測技術，以評價頁巖氣人造氣藏開發效果並優化工程技術；針對頁巖氣勘探開發工作量大，各油田已經逐步開展人工智慧大數據分析，深度挖掘有效信息，提升頁巖氣開發效果；通過儲層—井筒—地面數位化、信息化建設，實現了「數據共享、專業分析、綜合利用、輔助決策」。頁巖氣數位化開發管理實現了井場的無人值守，大幅度降低頁巖氣現場工作強度，有效降低了頁巖氣井開發管理成本。

以四川盆地及其鄰區海相頁巖氣為主體，並且積極開展對海陸過渡相及陸相頁巖氣的勘探開發攻關研究，估算該區合計可再探明頁巖氣地質儲量超過6×1012m3。

四川盆地及其鄰區埋深介於2 500～3 500 m的中淺層海相超壓頁巖氣區已建成200×108m3/a的產氣規模，未來以穩產為主，是頁巖氣產業發展的基石。初步評價表明，埋深介於2 500～3 500 m的五峰組—龍馬溪組頁巖氣開發有利區面積為1.3×104 km2，頁巖氣地質資源量約8.0×1012 m3。截至2020年底，中國石油和中國石化以涪陵、長寧、威遠和昭通等區塊為重點，已探明頁巖氣地質儲量2.0×1012 m3，面積約2 000 km2，其中中國石油儲量為10 610×108 m3、中國石化儲量為9 408×108 m3。綜合考慮地表地理和地下地質條件，估算埋深3 500 m以淺還可再探明頁巖氣有利區面積700 km2，可以再新增探明頁巖氣地質儲量超過5 000×108 m3。

按照單井控制面積0.5 km2、單井EUR為1.1×108 m3來測算，可鑽開發井5 400口，計算頁巖氣可採儲量約5 900×108 m3。考慮建產期和遞減期的生產情況，埋深介於2 500～3 500 m頁巖氣資源量可建年產規模200×108 m3穩產20年以上。2020年，中國石油在川南地區已建成年產氣規模100×108～120×108 m3，中國石化以涪陵和威榮區塊為重點建成年產氣規模80×108～90×108 m3（圖5）。因此，按照穩產20年的目標，埋深介於2 500～3 500 m的海相頁巖氣已基本完成產能建設，未來以穩產開發為主。

圖5　中國主要頁巖氣儲層分布圖

四川盆地及其鄰區埋深介於3 500～4 500 m的深層海相超壓頁巖氣區，具備建成年產頁巖氣300×108 m3以上規模的資源基礎，是未來頁巖氣產量增長的主要領域。初步評價結果認為，埋深介於3 500～4 500 m的五峰組—龍馬溪組頁巖氣開發有利區面積為1.6×104km2，頁巖氣地質資源量為9.6×1012 m3。截至2019年底，中國石化在威榮頁巖氣田探明頁巖氣地質儲量為1 247×108 m3，累計投產井超過20口，頁巖氣測試產量介於12×104～24×104 m3/d，2019年產量為1×108 m3。中國石油在瀘州、渝西、長寧和威遠等區塊已鑽深層頁巖氣勘探評價井超過40口，其中8口井頁巖氣測試產量超過20×104 m3/d。中上揚子地區海相頁巖氣開發潛力分析結果如表2所示。

表2　四川盆地及其鄰區海相頁巖氣開發潛力分析結果表

1）埋深介於3 500～4 000 m的海相頁巖氣開發技術基本成熟，是「十四五」期間主要的建產領域。初步評價結果表明，埋深介於3 500～4 000 m的五峰組—龍馬溪組頁巖氣開發有利區面積為0.5×104 km2，頁巖氣地質資源量約為3.0×1012 m3。瀘203、足202-H1和陽101H1-2等一批評價井已經獲得了高產，頁巖氣單井EUR超過1.5×108 m3。其中，瀘203井頁巖氣測試產量達到138×104 m3/d，預測單井EUR超過2.0×108 m3。綜合考慮地表地理和地下地質條件，估算可探明面積為1 000 km2，可探明頁巖氣地質儲量為8 000×108m3。按照單井控制面積為0.5 km2、單井EUR為1.5×108 m3來測算，可以鑽開發井2 000口，計算頁巖氣可採儲量約為3 000×108 m3，具備建成年產頁巖氣100×108 m3規模且穩產20年以上的潛力（表2）。

2）埋深介於4 000～4 500 m的海相頁巖氣有效開發技術突破以後，具備再上產200×108 m3/a的開發潛力。初步評價結果表明，埋深介於4 000～4 500 m的五峰組—龍馬溪組頁巖氣開發有利區面積為1.1×104 km2，頁巖氣地質資源量約為9.0×1012 m3。區內一批評價井獲得了較高的頁巖氣測試產量，如陽101H2-8井，目的層垂深為4 129 m，頁巖氣測試產量為51×104 m3/d；黃202井，目的層垂深為4 082 m，測試產量為22×104 m3/d。綜合考慮地表地理和地下地質條件，估算可探明面積為2 000 km2，可探明頁巖氣地質儲量為16 000×108 m3。按照單井控制面積為0.5 km2、單井EUR為1.5×108 m3來測算，可以鑽開發井4 000口，計算頁巖氣可採儲量約為6 000×108 m3，具備建成年產頁巖氣200×108 m3規模且穩產20年以上的潛力（表2）。

3）埋深超過4 500 m的超深層海相頁巖氣資源豐富，可作未來保持穩產的接替領域。初步評價結果表明，埋深超過4 500 m的五峰組—龍馬溪組頁巖分布面積超過4 000 km2，頁巖氣地質資源量約為2.4×1012 m3，主要分布在瀘州南部、長寧西北部和重慶東部等地區。瀘州南部的瀘204井，目的層垂深超過4 500 m，壓裂水平段長度為650 m，優質儲層鑽遇率為54%，頁巖氣測試產量為14×104 m3/d。綜合考慮地表地理和地下地質條件，估算可探明面積為800 km2，可探明頁巖氣地質儲量為6 400×108 m3。按照單井控制面積為0.5 km2、單井EUR為1.5×108 m3來測算，可以鑽開發井1 600口，計算頁巖氣可採儲量為2 400×108m3，具備建成年產頁巖氣80×108 m3規模且穩產20年以上的潛力（表2）。

3.3　低壓低豐度海相頁巖氣可作為長期穩產接替

中上揚子複雜地區廣泛發育低壓低豐度海相頁巖儲層，分布面積超過2×104 km2。如四川盆地外圍區的五峰組—龍馬溪組和筇竹寺組頁巖，已經有超過50口的勘探井獲氣，通常壓力係數介於0.8～1.2，尚不能經濟有效開發。初步估算，具有一定開發前景的頁巖氣區面積超過2000 km2，可探明頁巖氣地質儲量超過8000×108 m3。按照單井控制面積為0.5 km2、單井EUR介於0.5×108～0.8×108 m3，總計可以鑽開發井4 000口，計算頁巖氣可採儲量為2000×108～3000×108 m3，具備建成年產頁巖氣60×108～100×108 m3規模且穩產10～15年以上的潛力（表2）。

3.4　新區新領域頁巖氣在多個地區見到突破的苗頭

鄂爾多斯和四川等盆地海陸過渡相、陸相頁巖氣勘探評價取得重要進展，有效開發取得突破以後，具備建成年產頁巖氣100×108～150×108 m3規模的資源遠景。

鄂爾多斯盆地下二疊統山西組海陸過渡相頁巖氣勘探取得良好效果。中國石油多口井在該盆地東緣大寧—吉縣區塊山2段獲得頁巖氣測試產量0.2×104～1.0×104 m3/d，其中大吉51直井測試產量為0.7×104 m3/d；延長石油3口井在延川區塊山1段獲得工業氣流，其中雲頁平3水平井測試產量為5.3×104 m3/d、雲頁平6水平井測試產量為2.0×104～3.0×104 m3/d。初步評價結果表明，山2段頁巖氣勘探有利區面積為5 000 km2（圖6），頁巖氣資源量超過1.0×1012 m3。

四川盆地侏羅系、二疊系富有機質頁巖段也顯示出較好的頁巖氣勘探潛力。該盆地下侏羅統自流井組大安寨段二亞段黑色頁巖集中發育，TOC＞1.0%、厚度超過30 m的頁巖分布面積達4×104 km2（圖7），Ro介於0.9%～1.6%，既生油又生氣。秋林19、龍淺2兩口直井分別在大安寨段頁巖段獲得頁巖氣測試產量0.23×104 m3/d和0.26×104 m3/d。初步評價結果表明，侏羅系頁巖氣勘探有利區面積為6 000 km2，頁巖氣資源量介於0.3×1012～0.6×1012 m3。上二疊統龍潭組頁巖在全盆地廣泛分布，在川東南瀘州—重慶為海陸過渡相，在川東北墊江—雲陽地區為海相。頁巖儲層TOC高（介於0.5%～12.0%），演化程度適中（Ro介於2.2%～3.5%），脆性礦物含量較高（超過45%），與龍馬溪組頁巖相似。初步評價結果表明，侏羅系頁巖氣勘探有利區面積為1.6×104 km2，頁巖氣資源量為4.4×1012 m3。

4.  中國頁巖氣開發前景

從當前天然氣勘探開發總體形勢來看，頁巖氣具備產量快速增長的基本條件，是未來中國天然氣產量增長的重要力量。中國陸上各大含油氣盆地繼續發現大型常規天然氣田的概率較低，未來常規天然氣產量以穩產為主；以鄂爾多斯盆地為主體的緻密氣產量已接近峰值，產量繼續增長的規模有限；雖歷經多年攻關，但煤層氣高效開發技術的進展卻仍較緩慢，開發前景總體仍不明朗。初步預判，在目前的技術條件下，2025年中國頁巖氣產量將有望達到300×108 m3，2030年將達到350×108～400×108 m3（圖8），是未來中國天然氣產量增長的重要組成。

初步預判的結果表明：2025年中國天然氣年產量將達到2 270×108 m3，與2019年的天然氣年產量相比增長29%，其中頁巖氣年產量將達到300×108 m3，與2019年的頁巖氣年產量相比增長146×108 m3，佔天然氣產量增長的29%；2030年中國天然氣產量將有望達到2 500×108 m3，與2019年的天然氣產量相比增長42%，其中頁巖氣年產量將達到350×108～400×108 m3。頁巖氣將成為支撐我國天然氣產量增長的重要組成部分。4.2　海相頁巖氣是建成四川盆地「天然氣大慶」的重要資源我國已在松遼盆地建成東部「陸上石油大慶」、鄂爾多斯盆地建成西部「常規—非常規油氣大慶」，未來將在四川盆地建成「常規—非常規天然氣大慶」，簡稱「川渝天然氣大慶」。2019年四川盆地天然氣總產量為504×108 m3，其中頁巖氣佔51%。預計到2025年，中國石油和中國石化在四川盆地有望實現天然氣產量超過700×108 m3（約合原油當量6 300×104 t），將成為我國最大的油氣產區之一，在川渝地區（四川盆地）將建成 「天然氣大慶」。2025年全國頁巖氣產量300×108 m3，將主要來自四川盆地，佔其天然氣總產量的43%，在該盆地天然氣產量增長中的貢獻超過一半。深層海相頁巖氣產量具備再建設產能300×108 m3以上的條件。「十四五」期間，埋深介於3 500～4 000 m的海相頁巖氣開發技術將基本過關，考慮20年穩產的要求可以上產100×108 m3/a，以支撐2025年全國頁巖氣產量達到300×108 m3。鑑於埋深介於4 000～4 500 m海相頁巖氣開發技術突破難度較大，2030年全國海相頁巖氣產量低情景狀態為350×108 m3、高情景狀態為400×108 m3。海相超深層和低壓低豐度頁巖氣開發突破以後，既可以彌補中淺層和部分深層的頁巖氣產量遞減，又可以作為海相頁巖氣長期穩產的「接替者」（圖8）。4.4　非海相頁巖氣有望支撐頁巖氣產量長期持續增長鄂爾多斯和四川等含油氣盆地發育大量海陸過渡相和陸相等非海相頁巖氣儲層，多口勘探評價井已獲得了較高的頁巖氣測試產量，具有良好的頁巖氣開發前景。但受資源勘探工作量較少、試採井生產時間較短、工程技術仍需攻關等制約因素的影響，非海相頁巖氣開發前景目前較難判斷。參考中國海相頁巖氣發展歷程，若2030年開發技術能夠獲得突破，則有望支撐中國頁巖氣產量長期持續增長。

5. 結論

1）在國家的強力支持下，通過10餘年的勘探開發攻關，四川盆地海相頁巖氣基礎地質理論認識取得了重大的創新，埋深3 500 m以淺海相頁巖氣開發技術已成熟配套，埋深介於3 500～4 000 m海相頁巖氣開發技術基本形成。中國頁巖氣產量從無到有，用6年時間實現了年產100×108 m3，其後又用2年時間實現了200×108 m3的歷史跨越，創造了中國天然氣發展史上的奇蹟。

2）以四川盆地及其鄰區海相頁巖氣為主體，並且積極開展對海陸過渡相及陸相頁巖氣勘探開發的攻關研究，估算該區的合計可探明頁巖氣地質儲量超過8×1012 m3，可以支持中國頁巖氣產量持續快速增長。其中，埋深3 500 m以淺的中淺層海相頁巖氣可採儲量為5 900×108 m3，已建成年產氣能力200×108 m3；估算埋深介於3 500～4 500 m的海相頁巖氣可採儲量為9 000×108 m3，可建成年產氣能力300×108 m3。

3）初步預判認為，2025年中國頁巖氣產量將達到300×108 m3，2030年將達到350×108 ～400×108 m3，是未來中國天然氣產量增長的重要力量；其中海相深層是未來頁巖氣產量增長的主力，到2030年有望建成頁巖氣年產氣規模150×108 ～200×108 m3。以四川盆地為主體的頁巖氣開發將有望推動川渝地區成為我國最大的油氣產區，在四川盆地建成「天然氣大慶」。

本文基於當前的理論技術認識預測較為落實的頁巖氣發展前景。隨著關鍵工程技術的不斷創新突破以及頁巖氣開發成本的不斷降低，中國頁巖氣的發展前景仍有進一步向好的空間。