论中国页岩气“十四五”发展思路与目标

龙胜祥 卢 婷 李倩文 杨国桥 李东晖

1.中国石化页岩油气勘探开发重点实验室 2.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院3.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所

0 引言

页岩气作为一种清洁能源，自2009年前后中国石化、中国石油开始投入勘探评价工作量以来，其发展规划即受到国家重视，国家能源局等国家部委先后于2012年3月13日和2016年9月14日印发了页岩气五年发展规划[1-2]。同时相关专家学者针对全国页岩气“十三五”发展规划也开展了大量研究工作。潘继平等[3]综合预测2020年页岩气产量将超过200 108m3。龙胜祥等[4]提出2020年页岩气产量可达到（200～300） 108m3，其中涪陵、长宁—威远、昭通和富顺—永川等4个区块的埋深小于3 500 m的有利区，可累计钻井2 000口，2020年产量达到低限200 108m3/a；高限高出的100 108m3产量需要深层海相页岩气、陆相页岩气、构造复杂区常压页岩气的工程技术攻关取得一些突破，新建一批产能来实现。于智博等[5]预计到2020年，川渝地区的页岩气总产量可望达到250 108m3。赵群等[6]提出2020年全国页岩气产量可达到200 108m3。关于“十四五”全国页岩气发展，邹才能等[7]提出2025年全国页岩气年产量可以达到300 108m3。笔者通过涪陵、彭水两个示范工程项目研究以及相关调研，总结我国“十三五”页岩气发展规划执行情况及主要成果，分领域研究了中长期页岩气发展的资源基础，提出了“十四五”发展目标及其保障措施。

1 “十三五”规划完成情况及主要成果

按照2016年9月14日国家能源局印发的《页岩气发展规划（2016 2020年）》[2]，2020年页岩气产量力争实现300 108m3。从目前不同渠道数据统计看，我国2020年页岩气产量略超过200 108m3，虽仅完成上述规划指标的67%，但页岩气勘探开发取得的成绩是巨大的，主要表现在：在川东南—川南地区下古生界建成200 108m3/a的大型海相页岩气生产基地，并横向上向四川盆地深层和盆地外复杂构造区逐步推进，纵向上针对上古生界和中生界实现了多点勘探突破（图1），鄂尔多斯盆地和松辽盆地等地区也已经取得有一些勘探和试采成果。主要成果如下。

图1 四川盆地页岩气勘探开发现状示意图

1.1 四川盆地五峰组 龙马溪组中浅层区海相页岩气实现了规模有效开发

通过涪陵、长宁—威远及昭通等国家级页岩气示范区建设，3 500 m以浅地区的五峰组—龙马溪组页岩气有效开发技术政策和工程技术进一步完善，保证了该领域全面建设、稳定生产及逐步立体开发调整。从不同渠道信息综合，2020年上述3个示范区页岩气产量约193 108m3，其中涪陵页岩气田在2015年底建成产能50 108m3/a基础上，通过在老区下部优质页岩段加密调整井、上部层段有效开发和江东、平桥、平桥南斜坡等新区块（包括局部的深层区和构造复杂常压区）规模建设产能，保障了产量持续上升，2020年产量约78 108m3；长宁页岩气田和威远页岩气田在2015年形成产量约20 108m3/a的基础上，快速扩展开发面积，产量达到101.1 108m3（包括泸州、渝西等地区少量深层页岩气产量）[8-9]；昭通页岩气田2015年产量约5 108m3，2020年产量快速增加，达到15 108m3[9]。

1.2 四川盆地五峰组 龙马溪组深层区海相页岩气开发突破效益关

四川盆地3 500 m以深地区五峰组—龙马溪组页岩气领域分布广，资源潜力远比中浅层领域大，且在“十二五”期间就已实现勘探突破。但是，该领域处于高温高压、高地应力、上覆2 000 m左右陆相地层之地质条件，加之四川盆地西部地区小层发育特征、矿物成分与川东南涪陵页岩气田等存在较大差异性，导致水平井最佳靶窗收窄、套管变形、工程技术难度大和成本高，几年攻关均未实现效益开发；在前期成果基础上，“十三五”期间中国石化和中国石油均加大了深层页岩气效益开发技术攻关力度，逐步发展了电驱钻机及精确制导技术，优化钻井液和防套管变形技术，实施缩小井间距和密切割压裂，强化闷井和初期产水量控制等，终于在2018年以后取得了深层区页岩气开发效益突破。截至2020年底，中国石化在威荣页岩气田提交探明储量1 246.78 108m3，完成一期10 108m3/a产能建设并正在开展二期20 108m3/a产能建设，同时在永川、丁山两页岩气田进行试验井组开发和评价，2020年合计产气约6.7 108m3；同期中国石油也建设了3个深层试采区，在威远南实现了深层开采，在泸203井区进行了开发井组试验，在渝西地区进行试采[10]，虽2020年合计产量不高（已纳入长宁—威远合计页岩气产量中），但已呈现快速增长趋势。

1.3 南方复杂构造常压区五峰组 龙马溪组海相页岩气初步实现效益开发

在南方广大地区，发育五峰组—龙马溪组等多套页岩气层系，经过地质调查局、中国石化和众多单位的勘探和研究，确定资源十分丰富。但由于这些地区经过多期构造运动改造，特别是燕山中晚期以来剧烈构造变形，主要发育高陡背斜、残余向斜和大量各级次断裂，导致页岩气资源分布复杂且普遍为常压甚至低压系统。这些地区基本为高山—丘陵，重峦叠嶂，山高谷深，加之碳酸盐岩裸露和喀斯特地貌，这种地下、地表“双复杂”使页岩气效益开发面临页岩气藏描述和有利目标圈定难度很大，钻进轨迹控制难度大且优质页岩钻遇率偏低，需要大幅度降低工程成本等严峻挑战。直到“十三五”后期，中国石化依托国家重大科技专项《彭水地区常压页岩气勘探开发示范工程》等项目，研究总结了复杂构造区常压页岩气形成机制和富集规律，采取变密度地震采集和创新性的地震处理—解释技术、二开井身结构和“大+小钻机”组合钻井、“低浓度+砂混陶+密切割+强改造”压裂等措施，在优选目标、提高单井产量和降低成本等方面取得了显著成果，在南川—彭水地区实施10口探井和评价井，全部获得工业气流，同时部署的开发井测试产量也介于（7～89.5）104m3/d，平均15 104m3/d左右，2020年已累计生产页岩气约2.0 108m3（已纳入涪陵页岩气产量中），达到效益开发水平。目前该区平桥南斜坡—阳春沟南斜坡已提交探明储量1 446.58 108m3，落实22.2 108m3/a产建区；在该区东部武隆向斜正在实施开发井组实验，以及渝南—黔北的彭水向斜、道真向斜勘探获工业气流（图2）。其他单位在黔北安场向斜[11]以及宜昌地区探井、评价井[12]获得工业气流，并正在进行少量开发井组试验，形成稳步推进之势。

图2 渝南黔北地区残留向斜及其勘探开发现状示意图

1.4 陆相和海陆过渡相页岩气领域已有勘探成果

四川盆地陆相页岩气资源十分丰富，已在川西地区上三叠统须家河组五段，以及川东北、川东南—鄂西渝东的下侏罗统自流井组（主要是东岳庙段、大安寨段）和中侏罗统千佛崖组取得了一批工业（油）气流井和研究进展[13-16]。根据朱彤[17]、陈冬霞等[18]的资料整理发现（表1），四川盆地陆相富有机质页岩段一般形成暗色泥页岩与介屑灰岩、灰色碳质泥页岩、砂岩、煤层的不同类型岩石组合，TOC虽比龙马溪组页岩低，但平均值也在1.15%以上，部分富有机质页岩也属于TOC≥3.0%的优质页岩；Ro变化范围大，介于1.1%～1.83%，为油气—湿气演化阶段；埋深560～4 300 m。目前涪陵北部、建南、元坝和川西均有工业（油）气流井，落实了资源。此外，四川盆地东北部及中部—东南部还广泛发育一套上二叠统龙潭组(或吴家坪组)海陆过渡相富有机质页岩，厚60～100 m，埋深从川东北5 000～6 000 m，向南逐步抬升至川东南1 000～3 500 m，TOC平均3.23%，Ro介于1.96%～2.40%，石英含量平均22.1%，黏土矿物含量平均48.3%，碳酸盐岩矿物含量平均13.9%，已有10余口井气测显示良好，特别是达州—宣汉地区明1井，测试获（3.02～3.85）104m3/d的工业气流，证实其页岩气地质条件比较优越[19-21]。

表1 四川盆地典型地区陆相页岩气基本地质特征表

鄂尔多斯志丹—甘泉一线西南部延长组长7段陆相富有机质页岩厚度一般大于60 m，TOC一般大于2%，Ro一般高于1.0%，页岩含气量较大，现已完钻页岩气井69口，初步落实页岩气地质储量1 600 108m3，是陆相页岩气勘探开发有利区[22-24]。鄂尔多斯盆地还广泛沉积了石炭系—二叠系海陆过渡相地层，发育多套富有机质页岩，累计厚度平均近100 m，其中山西组二段页岩单层最大厚度可达50 m，TOC主要为1%～3%，页岩气资源潜力较大，并为鄂页1井等9口工业气流探井所证实[25-26]。另外，中国石化在松辽盆地白垩系陆相页岩中也有苏2井等获得3 104m3/d以上的工业气流[27]。

2 “十四五”发展思路与目标

2.1 中国页岩气发展的资源基础分析

我国具有多套页岩气层系，分别发育在不同的大型盆地和地区，而且我国页岩气可分为海相、海陆过渡相和陆相3种发育环境类型。海相页岩气主要发育在中上扬子地区（特别是四川盆地及周缘地区）震旦系、寒武系和奥陶系—志留系，塔里木盆地的寒武系和奥陶系，楚雄盆地和麻阳盆地寒武系，黔南坳陷和桂中坳陷的泥盆系，南盘江坳陷石炭系—二叠系；海陆过渡相页岩气主要发育在华北、西北的石炭系—二叠系和四川盆地及周缘的二叠系；陆相页岩气主要发育在四川盆地上三叠统和中下侏罗统，鄂尔多斯盆地上三叠统，准噶尔盆地和吐哈盆地的二叠系和中新生界，塔里木盆地三叠系和侏罗系，松辽盆地白垩系，渤海湾盆地和柴达木盆地的中新生界（图3）。

图3 中国各类型富有机质页岩主要分布示意图

据2016年6月13日国土资源部新闻发布会发布的《2015全国油气资源动态评价成果》[28]，全国页岩气地质资源量为122 1012m3，页岩气可采资源量为22 1012m3。目前全国页岩气累计探明地质储量为1.93 1012m3，探明率仅1.58%，勘探潜力巨大，近期勘探开发的领域主要包括：

2.1.1 老区深度开发领域

上述1.93 1012m3的页岩气探明地质储量绝大部分分布在涪陵、长宁、威远、昭通等4个已开发中浅层页岩气田。在这些页岩气田的探明储量区已基本完成一次开发井网，累计产量已超过700 108m3。在“十四五”期间，这些老区仍是主要生产基地，通过如下措施可实现稳产甚至一定幅度增产：

1）下部优质页岩段进一步加密调整。在老区，基本是在下部优质页岩段建设了一次开发井网，其井距一般是400～600 m，压后评价和生产干扰分析发现，这些老井的压裂缝有效半长多数为100～200 m，井间尚有大面积未控制区，剩余气丰富，下一步可通过部署大量加密调整井，将井距缩小至200～300 m,同时实施扩边井，增加含气面积和探明储量，并大幅度提高下部优质页岩段的探明储量动用率，通过新增井大幅度减缓下部优质页岩段产量递减。

2）普遍实施立体开发。关于川南—川东南五峰组—龙马溪组页岩气藏开发水平井压裂缝高，不同专家有不同看法。戴城等[29]统计涪陵页岩气田JYA平台的缝高，认为82%的裂缝高度小于30 m；舒志恒等[30]对涪陵6口井分析认为，压裂缝网向上延伸高度主要介于5～20 m之间。以此推测，目前老区开发井主要开发下部1～3小层，至多包括4小层下部，5～9各小层页岩气储量基本未动用。涪陵页岩气田近2年在构造高部位的上部7～9小层部署一批开发井，均取得良好效果。通过分析，还可在上下两套井网开发基础上，在中部4～6小层再实施一套井网进行开发。据戴莹等[31]报道，国内首个页岩气三层立体开发评价井组—焦页66号扩井组的4口井连续试气获高产，各井测试产量合计达67 104m3/d。涪陵页岩气田的实践和各开发老区分析证明，进行2层甚至3层立体开发，储量动用率将成倍增加，产能将大幅度提高，从而确保老区产量稳中有升。

3）老井提产措施。在老区总有一些低产井和已停产井，如涪陵页岩气田主体区的西南部有一批井累计产量低于4 000 104m3，其中部分井已停产。一般造成开发井低产的原因很多，有钻遇断裂—构造裂缝发育带、水平段最佳层位穿行比例低、地应力场复杂多变等地质因素，也有套管变形导致压裂丢段、压裂未形成复杂缝网/主裂缝较短、加砂效果差、生产管理不合理等工程因素。通过分析，认为有的井井筒工程条件较好，且地质条件较好、紧邻高产井，可以实施重复压裂；有的井所处地质条件较好，但井筒工程条件较差，可考虑实施替代井。此外，强化老井下小油管、下井下节流工具、水力射流泵、柱塞气举排液工艺、井组连续气举排液工艺、同心双管射流泵排液工艺、泡排工艺等措施研究，针对不同老井的生产特征优选措施时机，实施组合措施，延长老井生产周期，提高最终累计产量。

从涪陵主体区的生产实践可见，一次开发井网生产达到高峰后立即开始快速递减，没有稳产期，下部加密井和上部层系开发井从2017年才开始试验，2018年、2019年分别形成产量1.8 108m3、9 108m3，但未能阻止整体产量递减，直到2020年大批调整井投产，才止跌转升（图4）。因此建议各老区按照立体开发思路，科学论证2或3层开发技术政策，并尽快实施批量加密井、新层开发井和扩边井，扩大储量规模，提高储量动用率和采收率，力争老区在“十四五”期间实现整体稳产200 108m3/a，甚至在2025年有（0～25）×108m3的增产。

图4 涪陵主体区“十三五 期间页岩气产量变化示意图

2.1.2 深层区和复杂构造常压区海相页岩气开发新领域

据张金川等[32]分析成果，四川、鄂尔多斯、塔里木等盆地均存在深层区海相页岩气领域，但从目前勘探成果及研究认识看，四川盆地深层区五峰组—龙马溪组海相页岩气地质特征和富集机理基本明确，而且中国石化和中国石油已分别在威荣、永川、泸州、威远南等地区进行产能建设，在丁山、黄瓜山等地区进行开发评价，规模发展的态势已经形成，是“十四五”最现实的勘探开发领域之一。相较于中浅层页岩气，深层页岩气在储层埋深、温度、压力、地应力等方面发生了显著变化，从而给钻井工程、压裂工程、气藏工程带来了一系列的难点问题[33]。

同样地，在四川盆地外的上扬子复杂构造常压区海相页岩气领域，已开始了平桥南斜坡—东胜南斜坡产能建设，并在武隆、桑柘坪、道真、安场等残留向斜进行开发评价和井组试验，展示了从盆缘构造带向东南逐步推进的趋势，也是“十四五”需要大力勘探开发的领域。该领域地下复杂构造地质特征、地表高山深谷+碳酸盐岩喀斯特地貌的“双复杂”导致各项工程实施困难和降低成本压力大。

因此，针对这两个领域，在工程技术已基本形成的基础上，进一步发展提高单井产量和储量动用率、采收率，以及降低工程成本和管理成本的技术体系。下一步钻井主要是尽量简化井身结构，在常压区普遍推行二开结构；形成多种导向技术，推广网电钻机，优化钻头、钻杆，实现3 000 m及更长水平段钻井和提高1 500 m水平段“一趟钻”比例；优化油基钻井液，试验推广水基钻井液；进一步改善防套变技术。压裂工程采取变排量+优化液体组合，实现控近扩远；多簇密切割+优化排量+暂堵技术，实现裂缝扩展；净压力控制+复合加砂，实现有效导流能力；电动或柴油5000/6000型压裂车，节约井场和保护环境。预计“十四五”期间，通过上述技术的进一步改进和大规模应用，可以在深层区和复杂构造常压区海相页岩气进行大规模效益建产，至2025年达到200 108m3/a左右的生产水平。

2.1.3 新区新层系页岩气有望突破效益开发

四川盆地二叠系龙潭组/大隆组、三叠系须家河组及侏罗系自流井组、千佛崖组，鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系、三叠系延长组，松辽盆地营城组等属于陆相、过渡相页岩气，均已获得1口以上工业气（油）流井，但目前试采井产量迅速递减，未达到经济有效开发水平。“十四五”期间，应集中研发陆相、过渡相页岩气钻井—压裂—采气技术，其中钻井方面着重开展新区新层地层特性及其优快钻井技术、钻井液体系研究；压裂方面着重研究“超密布缝+多簇均衡起裂+强化支撑”压裂工艺及施工参数、高碳酸盐含量泥页岩配套材料体系，结合凝析气藏特征优化措施液配方，同时开展非水力压裂技术攻关；采气方面研究页岩凝析气藏、油气藏的有效开采技术。期望通过5年持续攻关，在“十四五”后期突破有效开发关，建成一至多个生产区，2025年形成产量（0 ～ 25）×108m3。

2.2 “十四五 发展思路和目标分析

从四川盆地涪陵、威荣、永川、丁山和普光、元坝、涪陵北部等地区页岩气组分分析结果看，五峰组—龙马溪组海相页岩气和二叠系过渡相页岩气中甲烷含量均在96%以上，属不含硫化氢的干气，而中下侏罗统陆相页岩气甲烷含量80%以上，乙烷含量5%以上，属不含硫化氢的湿气，二者均为优质天然气。在我国国民经济长期快速发展和人民生活质量不断提高的大趋势下，按照2030年碳达峰、2060年碳中和的总体要求，对包括页岩气在内的天然气这种低碳能源和核能、水能、风能、光伏、氢能等无碳能源的需求将快速增长。为了加速提高我国岩气产量确保国家能源供给安全和避免气荒再度发生，国家加大了页岩气科技研究投入，实行了对页岩气生产补贴政策（采暖季节与平时差异补贴，增产梯度补贴），一些地方政府也出台多项优惠扶持政策。因此，在各级政府支持、全社会关注和参与的良好条件下，应采取积极的页岩气产业发展战略。通过“十三五”期间每年全国页岩气产量增幅分析（图5），显示近4年产量增长速度在逐步加快，2019年和2020年仅靠中国石化和中国石油在四川盆地及周缘投入页岩气开发，使页岩气产量增量分别为39.3 108m3和52.69 108m3。“十四五”期间，除中国石化和中国石油持续扩大投资外，将还有延长石油等其他单位投资，在更广的区域和更多层系进行页岩气勘探开发，据此推测全国页岩气产量年增幅（40～50）×108m3,其中深层区和复杂构造常压区海相页岩气领域年新增产量40 108m3左右，老区和新层系页岩气领域分别年新增产量（0～5）×108m3。具体“十四五”页岩气发展思路和目标是：依靠国家政策引领和企业创新主体作用，依托示范工程建设和国家、企业重大科技攻关项目研制完善适合我国各地区各层系页岩气地质—工程特点的勘探开发技术、大功率装备、适用工具和材料，形成规范标准系列和科学管理模式，大幅度增加投入以快速推进老区立体深度开发和新区新层系勘探开发突破，力争2025年页岩气产量（400～450）×108m3。

图5 全国页岩气“十三五 期间年度产量统计图

3 保障措施建议

3.1 加大产建工程量投入和科学调度

国内外页岩气生产实践表明，单井一般不存在稳产期，即使早期按无阻流量1/3及更小比例配产时也只能稳产3年左右，而且递减早期的年递减一般高达50%以上，因此要保证在目前200 108m3基础上年增产（40～50） 108m3，预计需要在2024年底前新实施完成2 000～2 300口开发井，即每年需要完成500～575口开发井，远多于“十三五”平均年钻井数。为完成如此巨大的工作量，除调集上百个钻井队伍和约20个压裂队伍外，建议采取如下措施：整体部署，批量选定平台地址，加快环境评价和各种审批程序、工程招标，确保各项决策工作如期完成；目前钻机进场时间、钻机出场（交井）—压裂装备进场时间、压裂装备出场与站场建设时间还较长，部分长达30天，需要通过提前准备和科学调度，力争在保障安全生产前提下大幅度缩短平台各工序实施时间和衔接时间；目前一些深井的工程事故特别是钻井事故较多，且事故处理时间长，导致工程时效低，少数井纯钻时效低到仅40%左右，需要强化工程事故预警，制订处理预案，尽可能减少事故次数和规模，缩短处理周期，提高工程时效。

3.2 加强工程技术攻关

国家、公司加大科研投入，依托国家重大专项、基金项目等，组织国内外科研力量开展理论创新、技术研发。

针对老区，开展页岩气井生产规律及其控制因素研究，制订老井减缓递减和提高最终累计产量的策略，研究未投产井或低压低产井重复压裂等提产措施；开展剩余页岩气分布研究，制订提高储量动用率之加密调整井方案；开展新井轨迹精准设计、井身结构简化、钻机组合选型，以及高强度钻具、大功率压裂装备、入井工具和材料研究，提高目的层钻遇率、水平段“一趟钻”比例、缝网复杂性及导流能力，从而降低工程成本和提高工程效益；根据井台和单井生产状况，逐步优化井口装置和处理、集输设备和闲置设备再利用，降低投资。

针对新区新层系新类型，“十四五”期间，总结陆相、过渡相页岩气富集规律，建立页岩气藏地质评价与目标优选，研究多开发层同时立体开发布井方案、轨迹设计和工程实施策略；钻井方面，开展新区新层系优快钻井技术、钻井液体系研究，发展抗套管变形技术；压裂方面，研究压裂新工艺甚至CO2压裂等无水压裂技术、高碳酸盐含量泥页岩配套材料体系、凝析气藏措施液配方；采气方面，研究凝析页岩气藏有效采气技术。

3.3 加强外输管网建设与输送

我国大部分页岩气开发有利区均需要建设外输管道。按目前改革方案，国家油气管网公司主要管控干线管网（4 MPa以上）、省级管网、对保供意义重大的接收站和储气库。若新开发区的外输管道需要由国家油气管网公司建设，就需要提前进行总体开发方案制定，并加强国家协调和监管，确保外输管道及时建成，满足页岩气外输需求。

3.4 重视环境保护

完善环境评价体系，做好分区域、全过程环评，制定环境管理、保护标准规范体系。

强化生产各环节环保监督检查、风险管理、应急体系建设、责任追究和教育培训等工作，实现页岩气安全绿色发展。具体措施包括：继续现有老区做法，力争所有新区页岩气勘探开发均主要从河湖中取水，不与当地工农业和居民争水；优化井身结构和固井完井方式，以保护浅层水；钻井液和压裂返排液完全回收处理和再利用，钻井岩屑无污染处理和资源化利用；地面设备体积小型化、摆放紧凑化，降低占地面积；临时占地全部恢复原貌。

3.5 强化国家和地方政府的支持措施

提高投资页岩气开发贷款额度和降低贷款利息，加大页岩气产业的财税优惠和补贴力度，特别是对陆相、过渡相页岩气开发应提高补贴力度，比如在现有补贴政策基础上增加0.2元/m3的补贴。

提高国内天然气价格或实现页岩气开发企业自主定价。

建立各级页岩气研究中心和重点实验室等，形成基础、前瞻性研究平台，联合国内外专家、学者进行理论创新和技术研发。

企地联合推进页岩气产业发展机制，一方面企业开发页岩气为地方增加收入，为当地工农业绿色发展和居民生活改善提供清洁能源及资源；另一方面地方为企业勘探开发页岩气及时进行各种审批和许可，提供安全环保应急资源和医疗健康保障体系。

政府牵头，建立页岩气地质资料数据管理和服务机制，实现页岩气地质资料信息共享，建立技术、经验交流平台，为政府资源管理和企业发展提供服务。同时，建立有效的信息披露和交流平台，使企业与社会充分沟通，使社会对页岩气产业充分理解和支持。

4 结束语

我国页岩气资源十分丰富，并且在多个盆地和地区取得了勘探突破。但是，由于我国页岩气层系发育时间跨度很大，各地区各页岩气层系沉积环境差异很大且后期经历的构造演化及成岩序列—生排滞烃史差异也很大，导致页岩气资源分布和储层地质—工程力学性质变化多样，加之我国有利页岩气区多处于丘陵—山区（往往伴有碳酸盐岩裸露及喀斯特地表）、沙漠戈壁、黄土塬等地理环境，同时大部分地区管网等基础建设较差，决定了我国页岩气产业是一个长期的阶梯型发展过程。因此，在制定国家页岩气“十四五”及中长期发展规划时，要充分考虑所面临的困难和挑战，制定切实可行的发展思路和目标，切忌盲目追求高指标高速度发展。

致谢：本文研究中，参考引用了相关单位的内部资料，同时得到董大忠教授级高工和张金成教授级高工的咨询、指导，在此一并致谢！