油气开启发现之旅— 深层、深水、非常规将勾勒我国油气增产新版图

□ 文/本刊记者 田野

深层、深水、非常规，这些词在这次会上被反复咀嚼，仿佛要榨出油来……

6月2日至4日，第八届中国石油地质年会在京召开，主题是“加大勘探力度 保障能源安全—开启新发现之旅”。

从会议主题可以发现，我国油气勘探开发正在进入新领域，一个需要探索与发现的新大陆。在此次年会上，自然资源部、国家能源局联合国内主要石油公司落实习近平总书记有关加大国内勘探开发力度、保障国家能源安全的重要批示精神，制订7年行动计划，提出到2025年实现石油年均新增探明地质储量10亿–15亿吨，年产量2亿吨以上，天然气年均新增探明地质储量1万亿立方米，产量快速增长。

众多专家院士就我国油气勘探的重大接替领域进行了深入探讨，认为必须加强深水、深层及非常规油气资源勘探开发，努力实现增储上产，大力推进天然气跨越式发展，力争在2035年前将石油、天然气对外依存度分别控制在70%和50%以下。与此同时，还要加强新领域新层系油气地质调查和资源评价，尤其是经济可行性和生态允许程度评价；不断深化改革，逐步有序放开油气勘查开采市场，鼓励社会资金和有条件的企业参与油气勘探开发，深化竞争机制、强化科技创新和技术进步，推进资源经济环保开发，促进我国油气持续高效发展。

归纳起来就是，深水深层是人类未来能源的发展方向，谁探的越深谁就越占优势，谁拥有深层深水技术谁就拥有能源话语权。

易开采油气资源渐渐成为“远去的风景”

“我国深层—超深层资源潜力大，常规油地质资源量182亿吨，常规气地质资源量33.4万亿立方米，具备发现大型—特大型油气田的潜力。近海总体处于勘探高峰前期阶段，石油资源量239亿吨，待探明189亿吨，天然气资源量20.8万亿立方米，待探明19.8万亿立方米，是增储上产现实领域。”自然资源部油气资源战略研究中心主任谢承祥认为，相比易开采油气资源空间逐年缩小现状，深层、深水、非常规将为我国油气上产提供新空间。

从油气资源维度分析，在原油方面，经过半个多世纪高强度开采，我国易开采油气资源已经消耗殆尽，渐渐成为“远去的风景”，今后勘探面临的形势将比以往更加严峻。资料显示，目前国内松辽盆地资源探明率达到72%、渤海湾盆地陆上资源达到55%、鄂尔多斯盆地资源探明率也超过50%。三大油气盆地勘探愈发艰难，资源接替愈加困难。在天然气方面，国内资源劣质化加剧和过高的开发成本直接导致天然气大幅增产难度上升，供应保障能力持续下降。统计显示，全国超过35%的待探明天然气分布于低、特低渗透储层，在新增探明储量中，低品位天然气比例达70%以上，且页岩气、煤层气开发经济性较低，制约其大规模增产。另外，基础设施能力总体不足和利用水平低，也是制约我国天然气大发展的重要因素。截至2016年底，我国天然气主干线总长度、一次输气能力分别仅占美国的12%、25%。近年来，主干管线建设步伐放慢，2016年仅新增3000多千米的主干管线，不足“十二五”年均水平的40%。

从储量动用程度来看，根据中国石油企业协会《油气资源“三率”调查与评价报告》，截至2014年底，我国已投入开发油田598个，已开发地质储量255.61亿吨，储量动用率78.41；技术可采储量76.01亿吨，平均采收率29.35%，年产量1.93亿吨。其中，中国石油已开发油田298个，已开发原油地质储量150.5亿吨，年产量1.029亿吨，储量动用率42.14%，标定采收率32.31%，平均储采比11.25。中国石化已开发油田202个，已开发原油地质储量63.63亿吨，年产量3963.15万吨，储量动用率51.68%，标定采收率27.42%，平均储采比9.5。

“我国常规油气资源储量动用程度不低，易发现、易开采储量基本都收入囊中，面对油气资源日趋匮乏且品质下降的现实，中国石化将新区新层系新领域勘探开发放在突出位置，以确保增储上产。”中国石化科技部副主任何治亮介绍，我国深层海相油气资源丰富，但海相地层时代老、埋藏深、改造强，进入埋深大于6000米的超深层，挑战巨大。超深层油气资源资料少、品质差，研究团队应用微观结构表征+宏观描述+信息技术，有效提高了储层描述精度与效率。

从动态评价结果来看，目前我国油气资源现状一是天然气资源潜力大于石油。按照1111立方米天然气折算1吨石油，天然气剩余可采资源量为石油的2倍，未来我国将进入天然气储量、产量快速增长黄金期。二是海域成为油气资源增长最显著区域。其中，渤海海域石油地质资源量较动态评价增长33.4%，富烃凹陷仍将是今后主要勘探方向，环渤中、辽中、黄河口等富烃凹陷斜坡区、中深层构造—岩性领域、潜在富烃凹陷等仍是有利勘探方向。三是老油田新增储量重点在挖潜。渤海湾盆地的大港、华北、冀东、中原等油田，以及河南、江汉、江苏、玉门等油田经历了40年以上的勘探开发历程，油田获得新发现难度大、储量规模小。但老油田仍具有较大潜力，也是我国油气产量稳定发展的重要支撑。四是新区新领域有望形成接替。老油田新层系和新类型（如致密油气）、西部盆地的新区和海上的新区、新层系有望形成重要的勘探接替。

陆上深层油气勘探挑战与机会相伴而生

“烃源岩核心要素是富有机质、可生油气、细粒沉积。源控相关地质理论支撑了石油工业100年发展，‘进源勘探’推动全球油气勘探实现二次青春。目前全球24个超级盆地，剩余资源量超过1212亿吨油当量。对烃源岩的深入认识，决定盆地内油气勘探领域与攻关方向。”中国工程院院士、中国石油勘探开发研究院院长赵文智介绍，全球烃源岩以海相为主，我国以陆相为主。我国陆相烃源岩分布面积小，但厚度大，体积与海相烃源岩相当；时间跨度大，从二叠系到第三系；空间分布广，八大盆地都有。下一步要重点关注陆相页岩油资源。

所谓“进源勘探”，主要包括“入源”和“尽源”两方面内容。“入源”即进入到生油气层系中寻找“甜点区”和“甜点段”，“尽源”即开发滞留烃和转化有机质，追求采出所有潜在油气资源。大庆油田发现以来，我国石油企业根据松辽盆地实践经验，总结出油气运移距离短、油源区控制油气田分布理论，简称“源控论” ，并提出“定凹选带”勘探思路。60年来，依据“源控论”找油理念, 我国油气勘探遵循立足主力生烃凹陷、寻找供烃范围内有利常规油气田目标原则，在东部中、新生界陆上及海域断陷盆地、中西部古、中生界克拉通、前陆盆地，乃至国外富油气盆地油气勘探中，发现了一大批油气田。而源岩油气地质，是传统油气勘探理论在非常规油气阶段的新发展，是正在蓬勃发展、尚需不断总结完善的新兴学科方向。

通过对全球1477个深层油气藏相态统计发现，42%为气，7%为油，51%为油气并存，与中浅层相比深层天然气远多于石油。根据传统干酪根生烃理论，深层油气资源天然气比例增加有二个方面原因：一是随着埋深增加，地温升高，干酪根达到高—过成熟阶段，以干酪根降解生气为主；二是中浅层生成的液态烃在深埋高温条件下裂解为天然气。新的研究表明很多因素可以影响深层烃类相态，除已获得公认的烃源岩类型、地温梯度、埋深等之外，压力，以及埋藏演化史类型等也影响烃类相态。勘探实践也证实深层可以形成大油田，如RocketMountain盆地、NorthCaspian盆地在深度超过6000米，地层中仍以液态烃为主；我国的塔里木盆地塔北隆起地区在埋深超过7000米的储层仍有黑色原油产出。特别是渤海湾盆地冀中坳陷牛东1井于5639米深度钻达蓟县系雾迷山组潜山，测试获产天然气为56.3万立方米/天、石油为642.9立方米/天，该井底（6027米）温度达200摄氏度以上。世界上深层油气勘探发现已经突破了早期干酪根生油—成气理论所认为的生油窗及生气窗范围。

赵文智认为：“我国海相生烃地质理论推动油气勘探实现跨越发展，2000年以来我国加强海相深层古老碳酸盐岩领域勘探，发现安岳、普光、元坝、顺北等油气田。下一步要重点关注海相超深层油气资源潜力。我国海陆相烃源岩规模大，生烃量超12万亿吨油当量，评价剩余可采储量超700亿吨油当量。未来我国陆上油气勘探三大领域：深层—超深层、古老—超古老和非常规。”

“目前我国已经在大于7000米的碳酸盐岩地层中发现并成功开发了大油气田，在大于8000米的碳酸盐岩地层中近期有望实现重要商业发现，乐观预测，未来在1万米的盆地深处也能找到海相大油气田。”何治亮表示。

虽然近年来我国深层油气勘探取得了一些重要成果，但深层处于叠合盆地下构造层，地层古老、成岩历史长、多期成岩叠加，成藏历史复杂、储层非均质性强，多高温高压级盐下封闭体系，地层环境复杂，这些特点给深层油气规模勘探带来巨大挑战，一些基本科学问题长期没有得到彻底解决，随着勘探开发实践的深入，油气地质理论与勘探技术在盆地深层的不适应性日益凸显，主要包括四个方面。一是含油气盆地深层明显受后期构造变动影响，中浅层发育孔隙类型在深层可能会消失并形成新孔隙类型，导致储层特征和孔隙发育主控因素复杂多样，对其主控因素和分布规律研究和预测带来挑战。二是深层地质环境复杂，难钻地层多，岩体力学行为的不确定性和难预知性，加上工具材料适应能力有限，致使深层钻井极其复杂，钻完井周期长，对仪器工具性能要求高，井壁稳定性问题更加突出。三是深层油气埋深大、高温、高压，深度可达8000米以上，温度可达200摄氏度以上，井底压力可达180兆帕以上，这对深层油藏信息采集成像测井装备提出严峻挑战。因而急需创新深层洞型储层超高温高压测井采集和成像综合评价技术体系，为深层油气层识别、储层改造提供测井技术保障。四是深层储层强非均质性导致有效储层分布及其连通性识别困难，敏感性强导致深层油藏提高采收率技术手段不成熟，对油藏有效开发和规模动用提出挑战。

但挑战与机会相伴而生。

中国石油勘探开发研究院总地质师胡素云介绍：“初步评价我国可原位转化开采的陆相页岩技术可采资源量，原油700亿–900亿吨，天然气65万亿立方米；在50美元–60美元/桶油价下，经济可采资源量200亿–250亿吨。但仍需在基础研究、核心技术、关键装备方面加强攻关。在中高成熟度陆相页岩油方面，中国石油评价资源量180亿吨，目前已探明石油地质储量3.77亿吨，建产能329万吨，是近期石油勘探重要接替领域。”

“受多期构造运动影响，造成塔里木盆地沉积层系普遍深埋，最大沉积厚度2.5万米。”中国石油勘探开发研究院地质所塔里木室主任、高级工程师贾进华介绍，正是因为塔里木盆地地质条件复杂，油气勘探经历了“五下六上”的曲折历程。该盆地是由古生代克拉通盆地与中新生代前陆盆地组成的大型多旋回的复合叠合盆地，具有多期成藏、多期调整改造，多种圈闭和油气藏类型特征和复式聚集的特点。勘探证实在塔里木盆地深层甚至超深层具有油气。台盆区自塔深1井在8000米以下发现液态烃以来，中深1井深层寒武系盐下白云岩勘探获得突破，勘探深度7000米。前陆区克拉苏构造带深层突破8000米。勘探深度不断向深层—超深层拓展，成为塔里木盆地油气勘探的大趋势。

目前我国陆上深层油气资源集中于“深层碳酸盐岩”“深层碎屑岩”，以及“深层火山岩”三大领域，主要分布在塔里木盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、松辽盆地，以及准噶尔盆地，这6大盆地深层油气资源为220亿吨油当量，约占陆上深层油气资源总量40%。深层碳酸盐岩领域，已经成为“十三五”油气勘探重点，主要分布在塔里木盆地、鄂尔多斯盆地，以及四川盆地。深层碎屑岩领域“十三五”期间仍可为勘探发展做出重要贡献，其中现实含油领域面积为10万平方千米，石油资源量为8亿吨，天然气资源量为5万亿立方米，主要分布在库车白垩系、川中—川西须家河组，以及准噶尔腹部侏罗系—白垩系；接替勘探领域面积为34平方千米，石油资源量为40亿吨，天然气资源量为8万亿立方米，主要分布在渤海湾盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地，以及松辽盆地。深层火山岩领域资源量为60亿吨油当量，探明率低，其中现实含油领域剩余资源量为40亿吨，主要分布在准噶尔盆地、松辽盆地、三塘湖盆地、渤海湾盆地；接替领域资源量为16亿吨油当量，主要分布在吐哈盆地、塔里木盆地，以及四川盆地。

中国石化高级专家王永诗表示，我国油气深部层系资源潜力大，油气富集层系、赋存相态及油藏类型多，油气成藏主控因素复杂，近年来取得多个油气发现。随着地质认识深化和勘探关键技术进步，深层油气勘探必将不断涌现新成果。

深水油气已成为新一轮能源争夺主阵地

“深水已成为全球油气勘探开发最重要的领域。目前，全球排名前50的超大项目中，3/4是深水项目。全球重大油气发现中70%来自水深超过1000米的水域，且呈逐年升高趋势。”同济大学教授、中国海油原总地质师朱伟林称，当前，深水油气产量大约占海上油气总产量30%。中国海域深水区油气勘探主要集中在南海珠江口盆地—琼东南盆地的深水区，水深300–3200米，面积超过12万平方千米。2015年，琼东南盆地陵水17-2气田发现，深水自营勘探取得历史性重大突破，探明天然气地质储量1046亿立方米。

根据美国地质调查局2015年评估，全球深水待发现的石油为548亿吨，天然气为78.5万亿立方米，分别占世界待发现油气资源的47%和46%，其中大部分位于水深1500米的深海海域。21世纪全球最大的油气发现几乎全部来自海洋，其中56个位于深水区，12个位于超深水区。2006年后全球油气新发现储量中，深水油气占比超过60%。近5年来，全球重大油气发现中70%来自水深1000米以上的水域。巴西深水、东地中海、东非等海域均取得突破，发现了一大批世界级大型油气田。在这一背景下，美欧日俄印等国家和地区，先后把海洋油气特别是深海油气资源，作为国家战略资源纳入国家政策，把开发海洋油气资源提高到国家战略的层面。

从发展角度看，深水油气资源将成为新一轮能源争夺主阵地。由于技术制约，目前全球只有少数公司有能力从事深水钻井，其中美国公司最多，其所拥有的深水钻井装置占全球总数的约70%。随着技术的进步，半潜式钻井平台和钻井船不断更新换代，额定作业水深和钻深能力相应增大。这两种在建钻井装置的钻深能力分别达到9000米或超过万米，并都采用动力定位方式。目前，国际市场上深水钻井装置供不应求，利用率接近或达到100%，最高日费已突破70万美元。但深水油气资源开发存在技术、安全、运营和市场等多重风险，这也对石油公司参与深水油气资源发展的能力提出了更高要求与挑战。这就要求我国石油企业在充分借鉴现有国际石油公司深水勘探开发实践经验的同时，重点依靠自身的科技创新，掌握具有自主知识产权的海上工程核心技术，建造一批深水重大装备，形成一支结构合理的技术队伍，使深水油气田勘探开发能力进入国际先进行列。在此基础上，积极参与海外深水项目作业，并逐步实现自主开发国内深水大型油气田，为大规模开发利用海洋油气资源提供技术支撑。

根据第三次石油资源评价结果，我国海洋石油资源量为246亿吨，占资源总量22.9%，资源探明率仅为22.1%，远低于世界平均的73%探明率和美国的75%探明率。我国拥有3000万平方千米的海洋，海上油气矿区共有26个盆地，面积达到161万平方千米，天然气储量45万亿立方米，探明程度不足20%。这其中南海油气资源总量为46亿吨油当量，占全国油气资源总量的1/3，深海油气资源总量占南海油气资源的70%。

近年来，我国深海能源开发利用取得多项突破性进展，包括技术创新，天然气水合物（可燃冰）试采成功等。但受制于诸多因素影响，我国对海洋油气的开发仍待加速。在技术层面，我国深水油气勘探开发活动仍面临地质环境陌生、类比生产资料少、钻完井和工程成本高、油气外输受制约等技术问题。这中间存在储层地质问题，比如岩石分类及其孔渗特征认识问题，隔夹层、封闭断层、沉积相变等可能带来的储层连通性问题，裂缝、高渗层展布及其对渗流影响问题，以及储层非均质性描述等问题。也存在油藏工程问题，由于部分深水油气勘探开发项目缺少可供类比的生产动态数据，因而开发方式选择与油藏动态预测存在困难，单井产能和可采储量难以把握。而在钻完井工程方面，深水油气勘探开发面临海底低温高压、压力窗口窄、浅层地质风险大等外部环境，对相关技术组合，以及耐受高温高压、高冲蚀速度材料等提出了更高要求。在安全层面，历史上，BP、雪佛龙、埃克森美孚等石油巨头都曾发生过海洋平台泄漏事故，给海洋生态造成巨大破坏。而在运营层面，由于高昂的签字费和前期勘探投入，石油公司不得不努力使深水油气项目尽快投产，以实现现金回流，这对项目的整体进度提出了更高要求，也使深水油气项目面临组织与管理、供应商能力和本地化等问题。特别是在较低油价水平下，如何运用管理手段持续降低技术服务环节成本、优化新项目设计并提升项目开发效率，也是石油公司进军深水油气须直面的难题。

即便如此，我国石油公司仍须重视深水油气资源发展。从参与海外经营角度分析，与国际石油公司相比，我国石油企业走出去相对较晚，现阶段获取更多优质海外陆上油气资产难度逐年加大。而全球深水油气资源发展方兴未艾，近年来屡有重大发现，为我国石油公司参与全球性上游油气经营提供了难得的资源机遇。目前国际大石油公司，几乎没有独立在深水中开发油气的，大都以合作为主。中国海油也不例外，在巴西、尼日利亚等国都有合作伙伴。

浅水常规油气开发早已跨过百年，近年来鲜有重大勘探发现。浅水海洋油气因资源趋于枯竭而由盛转衰，但处于少年期的深水油气让人充满期待。

非常规油气资源替代速度非常惊人

透视我国几大含油气盆地可以发现，经过半个多世纪高强度勘探开发，经济可采储量越来越少，未来油气增储上产重点将围绕大盆地新层系、新领域和非常规展开，形成“常规与非常规油气并行”的开发格局。而完整的石油工业生命周期，也将经历常规油气、常规油气与非常规油气并行、非常规油气三个阶段。

“石油工业革命就是从常规油气到非常规油气的革命。世界第五轮油气技术革命蓄势待发，非常规油气革命或将助推世界石油工业可再发展150年以上。”中国科学院院士、中国石油勘探开发研究院副院长邹才能指出，非常规油气革命突破了经典油气地质学5个传统认知，即非常规油气革命突破了页岩是烃源岩而非储集层的传统认识，突破了毫微米级空隙是储集层充注下限的传统认识，突破了油气依靠浮力成藏受圈闭边界限制的传统认识，突破了依靠达西渗流开发的传统认识，突破了只针对单一油气类型评价和开采的传统认识。在他看来，所谓的“能源革命”，应分为技术革命、管理革命和战略革命。其中，水平井地质旋转导向钻井系统是技术革命的关键；最低开采成本是管理革命的核心，也正是由于常规油气开采成本高，油价持续低迷，让全世界都把目光转向非常规油气探索上；而重塑能源新版图则是战略革命的体现。

统计数据显示，我国非常规油气资源储量丰富。根据美国能源信息署公布的数据，我国页岩气技术可采储量为31.6万亿立方米，居全球第一位，是全球最有潜力的页岩气生产国；页岩油技术可采资源量为43.7亿吨，占全球总量的9%；埋深2000米的煤层气资源量为35万亿立方米；油砂资源量为1000亿吨，可采资源量可达100亿吨。目前国内具备页岩气独立勘测开发能力的企业仅有中国石油和中国石化。中国石油“十三五”期间页岩气生产主要布局在长宁、威远、昭通三个地区，2018—2020年计划新建月720口页岩气井，到2020年累计投产井数超过820口；2019年和2020年页岩气产量计划分别达118亿立方米、131亿立方米，建成150亿立方米的产能。2018年，中国石化涪陵页岩气田如期建成100亿立方米年产能，可满足3340万户居民的生活用气需求。

中国自然资源部油气资源战略研究中心副主任韩征指出，我国非常规油气将进入加速发展阶段，在新技术取得重要突破、国家扶持政策到位的条件下，预计2030年产量将超过1.3亿吨油当量，非常规油气资源将成为我国油气发展的重要战略接替。2017年，我国非常规油气产量迈上新台阶，年产量4500万吨油当量；累计探明储量中，非常规占41%，已成为增长主体。目前，我国致密油处于工业试验阶段，2017年产量为150万吨；致密气处于规模开发阶段，形成鄂尔多斯和四川两大气区，2017年产量340亿立方米；页岩气处于快速推进阶段，初步建成四个主要页岩气田，2017年实现产量91亿立方米；煤层气处于稳步发展阶段，初步形成沁水和鄂尔多斯两个生产基地，2017年产量49.5亿立方米。预计2030年，我国天然气产量将达2500亿立方米，其中50%为非常规气。

“我国主要发育海相、沼泽相与湖相三类页岩，都有形成页岩气基本条件与潜力。当前基础研究与钻探实践表明，我国陆相页岩气仍需继续探索与突破；海相页岩气现实性最好，高产富集‘甜点区’主要受深水陆棚相带、较好基质孔缝、较高异常高压力、适中埋藏深度等主要因素控制。”邹才能表示，在油气保存较好的盆地，烃源岩内可能滞留了40%–50%的油气资源，近源致密砂岩、灰岩等储层中聚集了20%–30%的油气资源，微纳米级孔喉储集空间聚集了超乎人们想象的巨量油气资源。从总数上看，非常规油气一般占80%，常规油气大概仅占20%。“在纳米级孔隙这个无限狭窄的微观世界，有无限宽阔的研究空间和能源资源”。

常规油气藏可称为“圈闭油气藏”，是一种天然油气藏，一般分布在构造高部位，有统一油气水界面，有自然渗透率，一般采用直井开采，不需要人工压裂改造即可形成工业油气产量。而非常规油气则正好相反，一般在斜坡凹陷区赋存，大面积“连续”分布，无明显圈闭界限，无自然工业产量，需“人造渗透率”，一般需要采用水平井体积压裂、多井平台式工厂化等作业方式才能形成工业油流。因而，在“非常规里做道场”，要有独特的学术新思想，常规的思想，找不到非常规油气，常规的技术也拿不出非常规油气。

虽然不同地区的地质环境、油气种类会有所差异，但多种非常规油气资源存在于同一盆地则是普遍现象。这就为一并开采多种资源提供了物质基础。目前，我国常规油气开发是一套独立系统，非常规油气是另外一套独立方法，没有实现联探并采，经济性自然不高。其实，常规、非常规在地下“有序聚集”完全可以进行合并同采。如上万平方千米级的大川中地区，纵向有20余套常规、非常规工业性天然气层系，可以针对该区进行整体三维处理解释，透视地下不同类型、不同时代层位油气的空间分布，进行整体研究、整体评价、协同开发，在一个平台上部署井群，有常规的碳酸盐岩气井、也有非常规的页岩气井。目前很多井场就建在山顶、山坡和山沟里，修一个平台和路需要较高的前期成本，过去一般只在一个平台上打一口井，但当我们在同一平台打几口或几十口井的时候，就减少了这些井的直接成本，钻井的成本也被摊平了，节约用地，降低成本，可实现更大的经济效益。

除页岩气外，我国还有资源较为丰富的煤层气和致密气，且这两类非常规天然气资源均已进入商业开发阶段。但这几类非常规天然气资源发展仍面临一些技术、环境等方面的问题。国家可以通过科技专项和市场化、多主体参与的方式，支持深层页岩气效益开发技术攻关，着力攻坚页岩气藏富集机理、预测技术、改造压裂工程技术等关键技术。鼓励有实力的科技型中小企业参与精耕页岩气开发技术工程及装备领域，力求多点突破，不断降低页岩气勘探开发全链条成本。

“世界常规石油从1859年算起，已经走过了一个半世纪，但这是常规石油工业150年。新世纪主要是非常规进入一个新时代，2017年全球非常规油气产量分别占世界油气总产量的11%、23%，替代速度非常惊人。并且，随着技术进步，新增非常规油气储量不断增加，再延长油气寿命一个半世纪可以期待。”邹才能认为，我国页岩气开发总体取得的成绩还是令人满意的，仅用了10年左右时间，完成了从大区评价，到早期勘探开发试验，到现在的规模化生产，取得跨越式发展。但如果与美国几千亿立方米产量相比，当然零头都达不到；与国内与日俱增的天然气需求相比，也存在较大距离。但这正是我国页岩气潜力巨大的地方，我们拥有比美国更多的页岩气储量，从美国目前的页岩气产量里，可以看到我国未来的增产能力。