中国页岩气革命现状与发展建议

赵全民， 张金成 ， 刘劲歌

(1.中国石化集团国际石油勘探开发有限公司，北京 100121； 2.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101)

页岩气藏具有低孔隙度(一般为4%～5%)、低渗透率(<10×10-3μm2)的特点，采收率仅为10%～20%。美国是全球最早开发页岩气资源的国家，拥有页岩气资源潜力盆地50多个，其中40多个已被不同程度地进行了规模化商业开发。美国页岩气的年产量由1998年的104.2×108m3，跃升为2018年的6072×108m3，页岩气产量在20年间增长了近60倍[1]。美国页岩气产量的迅速增加，已经使全球天然气期货价格随之下降，进而打破了俄罗斯的气价权。页岩气开发已经成为全球油气资源开发的一大热点，深刻改变了全球的能源供应格局。所谓的美国页岩气革命(shale gas revolution)，实际上是美国以一种经济高效的方式实现对页岩气的大规模商业开发，从而改善美国能源供需结构，提高能源自给水平的过程。使美国从能源进口大国华丽转身为能源生产大国，革了全球能源输出国的命[2-5]。

我国自2000年起开始关注美国页岩气勘探开发情况。2004年启动了国内页岩气资源调查。2009年钻成了第一口页岩气评价井——威201井，井口测试获日产1.08×104m3工业气流，开启了我国页岩气勘探开发的序幕[6-9]。2011年底，我国政府正式批准页岩气为新的独立矿种，将页岩气的勘探开发列入了鼓励类投资产业。2017年底，中石化涪陵页岩气田率先建成产能100×108m3，成为我国首个实现商业化开发的大型页岩气田。涪陵页岩气田的开发成功，极大地提振了我国进行页岩气革命的信心，中国页岩气革命呈现出勃勃生机，但中国页岩气勘探开发还未进入快速发展阶段，主要表现为在现有工程技术能力下，页岩气开发成本仍居高不下，因此必须站高望远，埋头攻关，探寻提速提效提产的革命性或颠覆性技术，将中国页岩气革命推向高潮。

1 美国页岩气革命的发展历程及取得的成就

1.1 发展历程

美国的页岩气革命不是一夜之间爆发的，它经历了漫长的过程，其发展历程可分为以下5个阶段[10-12]：

(1)早期勘探开发阶段(1821-1975年)，也叫起步期，历经154年，以阿巴拉契亚盆地第一口页岩气井和第一个页岩气田(Big Sandy气田)为代表。北美地区是全球发现页岩气最早的地区，1821年，William A. Hart 在美国纽约的弗里多尼亚钻了第一口产自页岩层的商业天然气井。1914年，在阿巴拉契亚盆地泥盆系Ohio页岩中，发现了世界上第一个页岩气田——Big Sandy。但受地质认识和技术手段的限制，1930年开始，才有个别专家提出了页岩不只是烃源岩还具有天然气储集能力的认识，但没有引起人们的重视，没有认识到页岩气可以被大规模地开发利用。

(2)地质理论与勘探开发技术攻关阶段(1976-1989年)，政府开始积极推进页岩气产业，从地质、地球化学到气藏工程等方面开展了一系列理论研究与技术攻关，证实了相关地区页岩地层具有产气能力和巨大资源潜力。美国能源部(DOE)联合油公司、科研机构、高校等单位开展了非常规天然气(页岩气、致密气和煤层气)评价和开发方法研究。其中针对页岩气，1976年实施了东部页岩气工程(EGSP)，主要目的有3个：开展精确的页岩气资源评价、建立勘探选区原则、开发和完善低成本的页岩气钻采技术。70多年坚持不懈的基础地质研究为页岩气革命大发展奠定了坚实的基础。

(3)大发展阶段(1990-1999年)，得益于水平井钻完井技术的进步、大型水力压裂技术的突破和输气管道的规模化建设，美国页岩气产量大幅提升。Mitchell 能源公司坚持在 Fort Worth 盆地探索试验，综合开发了水平井钻井技术和多段水力压裂技术。这种关键技术的出现与成功应用，催生了美国这场页岩气革命，最终实现了Barnett页岩气田的规模化商业开发。经过近30年的技术沉淀和经验积累，直到2000年开始各方面条件逐步成熟并大规模商业开发页岩气。

(4)快速发展阶段(2000-2006年)，水平井钻完井、大型水力压裂、重复压裂等技术的推广应用，使美国页岩气革命的发展进入了一个快速发展阶段。Barnett页岩气年产量由1999年的22×108m3增加到2006年的560×108m3，Barnett页岩气田的开发成功具有里程碑意义，成为这场页岩气革命的成功标志。2000年以后，美国页岩气革命开始向世界各地蔓延。

(5)高速发展阶段(2007年至今)，随着对页岩气地质认识的创新，水平井钻完井、大型水力压裂、分级压裂、多井同步压裂等技术不断突破，“井工厂”批量生产作业模式的规模化推广应用，美国页岩气革命跨入了高速发展阶段。2007年至今，页岩气产量以每年400×108m3以上的速度增长，2011年页岩气产量就攀升到1800×108m3，占全美干气总产量的23%，2013年产量3090×108m3，占到美国天然气总产量的40%，2017年页岩气产量5060×108m3，2018年页岩气产量6072×108m3(参见图1)。据美国能源信息署(EIA)预测，2040年美国页岩气产量可达8000×108m3。

1.2 取得的成就

1970年，美国常规天然气产量为6000×108m3，1973年达到最高峰6400×108m3。到2010年近40年间，虽然美国常规天然气产量逐年降低，但随着致密气、煤层气、页岩气等非常规天然气资源的勘探开发，天然气年产量基本保持稳定状态。尤其是悄然降临的“页岩气革命”，使美国在2009年以6240×108m3的天然气产量首次超过俄罗斯成为世界上第一大天然气生产国，产量地位的更替使美国天然气消费长期依赖进口的局面发生逆转[13]。美国专家兴奋地认为，有了页岩气，美国100年无后顾之忧。2007年以后，美国页岩气进入高速发展阶段，已成为美国天然气产量构成中的主体，常规天然气与非常规天然气的占比发生了很大变化，2010年常规气占比42%，非常规天然气占比58%，其中页岩气占到23%。预计到2035年，美国天然气将以非常规气为主，常规天然气的占比持续降低到23%左右，而那时页岩气占比将达49%，占据美国天然气产量的半壁江山(参见图2)。据美国能源信息署(EIA)统计，2017年首次实现了天然气净出口，2018年继续维持了天然气净出口态势[1,14]。

图1美国历年页岩气产量变化趋势图

Fig.1Yearly shale gas production of America since1980

图2 美国1950-2035年天然气产量变化趋势图

美国是页岩气理论技术的创新者和规模开发的引领者，美国页岩气革命对全球天然气供需关系变化和价格走势产生了重大影响，并引起了天然气生产和消费大国的广泛关注。页岩气的开发利用，成为低碳经济战略发展机遇的推动力，成为世界油气地缘政治格局发生结构性调整的催化剂，美国正在逐步掌握全球石油的定价权和主导权。

2 中国页岩气革命的发展历程及取得的成就

全球页岩气资源非常丰富，据预测，世界页岩气资源量为456×1012m3，主要分布在北美、中亚和中国、中东和北非、拉丁美洲、俄罗斯等地区，页岩气的资源潜力可能大于常规天然气。我国蕴藏着丰富的页岩气资源，国土资源部油气研究中心2012年发布的一份报告显示，我国页岩气预估地质资源总量134×1012m3，资源潜力与美国相仿，发育有海相、海陆过渡相和陆相3种类型(参见图3)。美国能源信息署(EIA)数据表明，我国页岩气技术可采资源量达31.57×1012m3，居全球第一位(参见表1)。

图3 我国不同类型页岩气资源量

2.1 发展历程

可将我国页岩气发展历程分为5个阶段：

(1)跟踪调研阶段(2000-2004年)。主要调研国外尤其是美国的页岩气勘探开发情况，学习北美先进的页岩气勘探开发技术。

表1 全球页岩气技术可采资源量排名

(2)资源评价阶段(2005-2009年)。重点对比国内外类似页岩储层地质特征，并与国外公司对国内区块进行联合评价，如中石油与美国新田公司联合评价了威远页岩气。

(3)先导试验阶段(2010-2013年)。2010年钻成国内第一口页岩气直井——威201井压裂获气；2011年钻成国内第一口页岩气水平井——威201-H1井压裂获气；2012年钻获国内第一口具有商业价值的页岩气井——宁201-H1井；2012年11月28日焦页1HF井放喷测试产量达20.3×104m3/d，拉开了中国页岩气革命的序幕。国土资源部开展了两轮页岩气矿权招标，2011年5-7月进行了第一轮招标，4个区块，6家企业投标；2012年9-11月进行了第二轮招标，20个区块，83家企业投标。2011年12月31日页岩气被列为我国第172个独立矿种[15]。2012年3月，国家能源局批准了四川长宁-威远页岩气示范区和滇黔北昭通页岩气示范区；2012年9月，国家能源局批准了延长陆相页岩气示范区；2013年9月，涪陵页岩气田被国家能源局批准为第4个国家级页岩气示范区。2013年开展了涪陵、长宁-威远、昭通、延长页岩气田的先导试验，初步掌握了页岩气开发技术：长水平段水平井钻井技术+多段大型水力压裂技术。2013年开钻第一个“工厂化”试验平台——长宁H3平台。

(4)示范区建设阶段(2014-2015年)。在前期先导试验取得成功的基础上，开展了轰轰烈烈的示范区产能建设，到2015年底，涪陵建成了50×108m3的产能，长宁-威远建成了20×108m3的产能，昭通黄金坝YS108井区建成了5×108m3的产能。示范区产能建设目标的顺利实现，使中国成为了继美国、加拿大之后第3个掌握页岩气开发工程技术的国家，极大地提振了中国页岩气革命的信心。

(5)规模化开发阶段(2016年至今)。涪陵页岩气田于2017年底实现了100×108m3产能建设目标，长宁-威远建成了50×108m3的产能，昭通建成了10×108m3的产能，延长陆相建成了5×108m3的产能。中石化又启动了威荣页岩气田、永川页岩气田的开发建设。

2.2 取得的成就

经过10年的努力，中国页岩气发展已经进入了规模开发阶段。目前，我国已经突破了四川盆地海相龙马溪地层，累计探明页岩气储量超过了1.0455×1012m3(参见表2)。

表2 中石油及中石化主要页岩气区块地质储量情况

除了中石油长宁-威远、昭通、中石化涪陵、威荣等主要页岩气区块，我国在四川盆地及周缘的丁山、永川、大足、武隆以及中扬子宜昌等地区的海相页岩气勘探也取得了新突破(参见图4)。中国石化在丁山地区的丁页4HF、5HF井五峰-龙马溪组测试分别获日产气20.56×104m3、16.33×104m3；在永川地区已完成8口井压裂，经测试日产气6×104～14×104m3；在武隆地区的隆页2HF井五峰-龙马溪组获日产气9.2×104m3；在东胜构造带胜页2HF井勘探取得重大突破，测试产量达32.8×104m3。中国石油在大足地区的足201-H1井五峰-龙马溪组获日产气10.56×104m3。中国地质调查局在宜昌地区的鄂宜页1井下寒武统获日产气6.02×104m3。展现了良好的页岩气勘探开发前景和潜力。

建成了涪陵、长宁-威远、昭通、延长等4个国家级页岩气示范区。2018年页岩气产量为108.42×108m3，并形成了3500 m以浅的页岩气开发配套工程技术，使我国成为继美国、加拿大之后第3个实现页岩气商业化开发的国家。预计2020年页岩气产量将达到300×108m3，2030年将达到800×108～1000×108m3。

图4中国南方地区页岩气勘探开发形势图

Fig.4Shale gas exploration map in the south of China

中国首个大型页岩气田——中石化涪陵页岩气田累计探明含气面积575.92 km2，累计探明地质储量达到6008.14×108m3，是全球除北美之外最大的页岩气田[16]。2012年11月实现了焦页1HF井的页岩气大发现，2013年1月，启动开发试验井组，2015年12月，建成了一期50×108m3产能。2017年12月，累计建成产能100×108m3。截至2017年底，开钻井401口，完钻井348口，投产井260口，2017年产气量60.4×108m3，2018年产气量60.2×108m3。涪陵页岩气田历年产能及产量如图5所示。另外，南川页岩气田2018年产气量5.06×108m3。威荣及永川页岩气田年产气量均为0.23×108m3。

图5 涪陵页岩气田历年产能产量

中石油在长宁-威远、昭通页岩气开发区，2017年页岩气产量达到30.2×108m3，2018年产气量42.7×108m3。形成了3个工业化开采区及2个工业化突破区。截至2017年底，开钻井328口，完钻井269口，投产井213口，目前日产能力1100×104m3。图6为中石油主要页岩气开发区分布图。

图6 中石油主要页岩气开发区

3 对中国页岩气革命的思考与发展建议

3.1 中国页岩气革命还未进入快速发展阶段，任重而道远

鉴于中国页岩气革命的蓬勃发展，有的专家乐观地认为中国页岩气革命即将或已经进入了快速发展阶段，笔者认为我国虽不会像美国那样要经历20年漫长的探索阶段，但还需要5年左右的时间才能迎来快速发展的良好局面，原因如下[17]：

(1)纵向上，五峰-龙马溪组“一层独辉”，页岩气“层层同辉”的局面尚未实现。

我国南方海相发育牛蹄塘组、五峰-龙马溪组、泥盆-石炭系、二叠系、中下侏罗统5套富有机质页岩层系，但目前只有五峰-龙马溪组一个地层获得了商业性开发，其余4个页岩层均未实现规模化商业发现。即使五峰-龙马溪组这一层，目前页岩气规模发现和开发也主要集中在小于3500 m的中浅层(资源量为2.6×1012m3)，而盆内3500～4500 m的深层(资源量为11.3×1012m3)和盆地边缘的常压有利区(资源量为8×1012m3)，资源量巨大，但开发技术还不成熟，有待技术攻关实现商业开发。同时，海陆过渡相、陆相页岩气也尚未实现规模化商业发现和开发。

(2)横向上，主要集中在四川盆地及周缘，还未在全国形成燎原之势。

从表3的统计数据不难看出，美国的页岩气田所处的盆地面积大，最小的达1万km2，最大的超过24万km2，地质储量十分丰富，每个盆地的页岩气地质储量都在10×1012m3以上，有效厚度大，埋深普遍较浅。反观我国，页岩气的“星星之火”目前主要集中在四川盆地，气田面积普遍不大，最大的涪陵页岩气田也仅有500余平方千米，地质储量也远低于美国的页岩气田。

表3 中美主要页岩气区块的储层特征

3.2 在现有工程技术能力下，页岩气开发成本居高不下，必须继续攻关，探寻降本增效的颠覆性技术

与美国页岩气资源有利区多处于平原地区不同，我国页岩气资源有利区多位于丘陵(45%)、山地地区(22%)，而平原地区仅占20%，普遍存在生态脆弱，环保要求高，地面建设成本高，天然气管网缺乏，在现有技术能力下，页岩气实现效益开发难度大。借鉴北美勘探开发的成功经验，结合中国页岩气资源的特点，提出以下发展建议[17-23]：

(1)借鉴北美经验，探索形成单一井场多套层系立体开发模式。

在美国Eagle Ford、Permian和加拿大Montney等盆地多采用单一井场多套产层立体开发模式，如美国Laredo石油公司在Permian盆地采用单井场同时开发4个层位的页岩油气，作业成本大大降低。借鉴北美经验，我国应积极在涪陵页岩气田探索五峰-龙马溪组两套层系或多套层系立体开发模式，以及四川盆地侏罗系、二叠系、志留系、寒武系多套层系立体开发模式。涪陵页岩气田五峰-龙马溪组存在两套开发层系，下部储层①～③为当前开发的主要目的层，但前期完钻井水平段间距为600 m，两井水平段中间部分储层资源未能动用，需要部署加密井；上部储层③～⑨为未动用储层，已完钻的5口评价井测试日产气5.3×108～28×108m3，具有良好的开发潜力，需要部署开发水平井。因此可借鉴北美经验，探索五峰-龙马溪组两套层系单一井场立体开发钻井技术，即通过充分利用一期产建已部署的老井场平台，减少土地占用面积、地面设施的投入，采用上下两层立体开发模式，实施“井工厂”作业，降低作业成本，提高效率，实现总体效益提升。

(2)攻关超长水平井钻井技术，不断提高开发效益。

美国Haynesville页岩气开发井，2012年之前水平段平均长1263 m，2014-2015年水平段平均长2408 m，增长了94.6%，水平段每米成本降低了73%，桶油成本从40美元降至10美元。2016年5月完成的Purple Hayes 1H超级水平井水平段长达5656 m，钻井周期17.6 d，单位进尺成本降低20%～40%。实践证明，大幅增加水平段长能有效提高资源动用效率，国外已把超长水平井钻井技术作为降低页岩气开发成本的手段之一，因此建议开展超长水平井钻井技术研究，将目前的水平段长从1500 m提高到3000 m，进一步提高开发效益。

2017年，涪陵页岩气田开展了3000 m水平段钻完井技术可行性研究，同年12月9日在焦页2-5HF井开始探索试验，并于2018年2月20日完钻，完钻井深5965 m，水平段长度3065 m。钻井周期74 d，优质储层穿行率100%，是目前国内第一口水平段超过3000 m的页岩气水平井，创国内页岩气水平井水平段最长记录，持续引领了我国页岩气水平井钻井技术的发展[24]。2018年到目前，完钻的42口开发调整井平均水平段长由一期的1517 m增长为2156 m，增加了42.1%，其中12口井水平段长超过2500 m，6口井水平段长超过2800 m。

(3)广泛推广应用“一趟钻”技术，持续提高钻井效率。

“一趟钻”是集成应用设计、提速与管理一体化的钻井技术，采用“一趟钻”钻完一个开次的所有井段，可以有效缩短钻井周期。“一趟钻”技术已在美国页岩气田广泛应用。2015年美国CONSOL能源公司在Marcellus一个井场用工厂化作业方式钻8口水平井，多口井实现了三开一趟钻(斜井段+水平段)，钻得最快的2口水平井，水平段日进尺分别达到1613.3 m/d(平均机械钻速67.22 m/h)和774.2 m/d(平均机械钻速32.26 m/h)，一趟钻完成的进尺最多达到4597.6 m。2016年美国Eclipse资源公司在俄亥俄州Utica页岩气产区钻成了一口总井深达8244.2 m的水平井，页岩层埋深2000 m左右，一趟钻完成长度为5652.2 m的水平段，创造了美国陆上一趟钻水平段长度新纪录。

中石化涪陵页岩气田积极探索“一趟钻”钻井技术，2018年完钻开发调整井12口，一开“一趟钻”实现率100%；二开平均趟数由之前的8.3次下降到目前的6.2次，降低了25%，其中有2口井实现了二开4趟钻的目标；上部气层井造斜段“一趟钻”完成率50%，水平段“一趟钻”完成率83.33%；加密井造斜段“一趟钻”完成率83.33%，水平段“一趟钻”完成率16.67%。共有7口井实现了水平段“一趟钻”，平均纯钻时间123.67 h，平均进尺1668 m，最大水平段进尺1971 m，平均机械钻速14.30 m/h。中石化南川气田焦页194-4HF井，实现三开一趟钻，进尺2556 m，创中石化页岩气三开钻井单趟进尺最高纪录。中石油昭通YS112H6-4井从3801 m钻至4180 m完钻，用时7.29 d，造斜段+水平段一趟钻完成1985 m进尺，水平段机械钻速达17.3 m/h。

与美国相比，我国的一趟钻技术指标尚有很大的差距，还有很大的优化提高潜力，因此建议针对我国页岩气开发特征及工程技术现状，进一步优化“一趟钻”钻井技术，加大推广应用力度，不断提高钻井效率[25-28]。

(4)树立全过程降本理念，实现效益开发。

国外钻井液处理存储中心站辐射区域平台，而不在平台配置，尽可能利用好钻井液材料；另外将白油基钻井液改为柴油基，基础油价降低一半；钻井液处理到位，重复利用率极高。单井钻井液费用一般不超过200万元，仅为我国钻井液费用的一半以下。另外开发个性化高性能水基钻井液，种类齐全，满足不同区域和性质页岩钻井需要。应用柴油基钻井液和高性能水基钻井液(约30%的井使用水基)可以控制单井钻井液费用低于200万元[29-30]。

国外在钻前工程中，不建设永久性的砖混结构的池体(包括污水池、清水池和岩屑池)，而是采用可重复利用的移动式支架池体，它是用很厚很结实的塑料布铺成的。钻完井后，既可以拆掉移动走，尽最大量地恢复井场原貌，又可以重复利用这种池体，极大地降低了钻井池体的建设费用。

完井阶段，试验应用了“钻刮通洗一体化”完井工具，与常规小钻杆钻塞、刮管、通井、洗井相比，将3趟钻压缩为1趟钻，可节约时间40 h以上。另外，一般使用原钻机，完成通井、刮井、洗井、测声幅、试压等工序，一般需要7 d，而采用连续油管完井技术，可以替代钻机，2 d就可完成通井、刮井、洗井、测声幅、试压等工序，施工效率大为提高，因此建议推广应用连续油管完井技术。

(5)优化管理措施，提高生产效率，实现全要素降本。

麦肯锡(McKinsey)研究显示，低油价下油气公司采取7种方式来提高工程项目的生产效率，包括监管变更、合作与外包、设计与建造、供应链管理、现场管理优化、新技术、管理能力构建等，若综合运用上述手段，生产效率可以提高50%～65%。其中新技术的贡献率为14%～15%，管理措施优化的贡献率可达35%～41%。因此除了重视新技术的应用外，应转化观念，强化优化现场管理措施。

钻井施工，一般都是用钻机打导眼，需要3～5 d。近年来，一些单位进行了有益的尝试，采用工程钻机，在钻前工程施工时也一并把导眼钻成，钻井队直接打一开，这样就减少了打导眼占用钻机的时间，提高了钻井效率。

中石油研究形成了精细化单井作业计划，该计划具体到每趟钻、每个工序、每个时间节点，钻头、螺杆及钻井参数都进行了针对性优化，每道工序都做到无缝衔接，极大地提高了钻井施工效率。建议借鉴中石油模板，大力推进精细化单井作业计划。

4 结语

由于地质条件及工程因素的影响和制约，中国页岩气革命还未进入快速发展阶段，仍任重而道远，可借鉴北美经验，探索单一井场多套层系立体开发模式，开展超长水平段页岩气水平井钻井技术研究与应用，广泛推广应用“一趟钻”技术，树立全过程降本理念，优化管理措施，提高生产效率，实现全要素降本，尽早迎来中国页岩气革命的快速发展阶段，助推中国梦。