中国页岩气勘探开发现状、潜力与发展建议
包书景 1,2 ，葛明娜 1,3 ，赵培荣 4 ，郭天旭 1 ，高波 4 ，李世臻 1 ，张嘉琪 4 ，林拓 1 ，苑坤 1 ，李飞 1
（1.中国地质调查局 油气资源调查中心；2.中国石油大学（北京）；3.中国地质大学（北京）；4.中国石化 石油勘探开发研究院 ）
摘 要：中国页岩气主要分布于四川盆地及其周缘地区、中扬子地块、塔里木盆地、桂中坳陷和鄂尔多斯盆地等区域，地质理论创新和工程技术突破推进中国页岩气产业快速发展。不断拓展页岩气勘探开发领域，实现页岩气产业的跨越式发展，对于有效缓解中国油气供需矛盾具有重要作用。研究表明：①截至2023年底，页岩气累计探明地质储量2.96 × 1012 m3，约占中国天然气总探明地质储量的15 %，年产量约250 × 108 m3，占中国天然气产量的13 %，全部来自四川盆地及其周缘的五峰组-龙马溪组。②四川盆地及其周缘中、浅层海相页岩气是稳产、增产的主力军，目前页岩气勘探开发集中在四川盆地深层-超深层新领域、四川盆地外复杂构造区常压海相新区、寒武系和二叠系等新层系以及陆相和海-陆过渡相等新类型。③预测2035年页岩气年产量将达到1 000 × 108 m3，约占中国天然气产量的1/3。④建议加大国内页岩气勘探开发力度，丰富和发展多类型页岩气成藏地质理论并持续攻关配套关键技术，大力促进页岩气增储上产。⑤中国页岩气地质资源量为118.67 × 1012 m3，具有巨大的勘探和开发潜力。关键词：产量； 地质储量； 地质资源量； 地质特征； 理论和技术； 发展前景； 页岩气页岩气是指主要以吸附态和游离态赋存在富有机质页岩层系中的天然气，属于非常规油气资源。全球页岩气地质资源量1 014 × 1012 m3，主要分布在美国、中国、阿根廷和南非。自20世纪70年代以来，美国通过创新页岩气富集理论、攻关水平井与分段压裂技术，并出台相关激励扶持政策，掀起了一场“页岩气革命”，一跃成为全球最大天然气生产国，实现了能源独立。中国页岩气资源丰富，类型多样，页岩气产业起步较晚但发展较快，具有中国地质特征的南方海相页岩气地质理论和中、浅层页岩气勘探开发技术体系业已形成，2023年页岩气年产量达250 × 108 m3。在百年未有之大变局复杂演变和能源绿色低碳转型的背景下，加大中国页岩气勘探开发力度，丰富和发展多类型页岩气勘探开发理论和关键技术，不断拓展页岩气勘探新领域，实现页岩气产业的跨越式发展，对于保障国家能源安全、优化能源结构具有重要意义。中国页岩气的发展经历了学习借鉴与研究探索阶段（2003—2008年）、选区评价与勘探验证阶段（2009—2012年）和产能建设及规模开发阶段（2013年至今）（图1）。图1 中国页岩气勘探开发历程Fig. 1 History of shale gas exploration and exploitation in China该阶段主要是调研学习北美页岩气勘探开发经验，开启了中国页岩气地质理论研究。2003年，中国地质大学（北京）开展中美页岩气地质对比分析，明确了中国页岩气富集特点和分布规律，初步估算了页岩气资源潜力；2006年，中国石化完成了中国页岩气早期资源潜力分析报告，初步展示了中国页岩气资源的发展前景；2008年，中国石油在川南地区实施了首口页岩气地质资料井——长芯1井，获得了下志留统龙马溪组页岩一手地质资料和参数。2008年，开展南方地区页岩气地质条件研究和选区评价，在贵州黄平部署实施黄页1井，在寒武系九门冲组钻获页岩气流。2009年，开展中国重点地区页岩气资源潜力及有利区带优选研究，设置了川渝黔鄂页岩气资源战略调查先导试验区；2010年，四川威远威201井在五峰组-龙马溪组直井压裂测试最高日产气1.3 × 104 m3；2011年，将页岩气设立为新矿种，先后进行了两轮页岩气探矿权招标；2012年，发布《页岩气发展规划（2011—2015）》，并出台了页岩气开发补贴政策，启动了“延长石油延安国家级陆相页岩气示范区”建设；川南页岩气获得重大突破，宁201-H1井压裂测试获得日产15.0 × 104 m3高产气流，成为中国首口具有商业价值的页岩气井；同年，重庆涪陵焦页1HF井在五峰组-龙马溪组压裂测试获日产20.3 × 104 m3高产页岩气流，取得海相页岩油气勘探重大突破，发现了中国首个页岩气田。涪陵地区陆相页岩气取得重大进展，兴隆101井和福石1井等在侏罗系自流井组获得日产超10.0 × 104 m3的工业气流。涪陵、威远-长宁和昭通3个国家级海相页岩气示范区先后获批成立，发现并探明了重庆涪陵、四川威远、四川长宁和云南昭通页岩气田，2014年在涪陵页岩气田首次提交页岩气地质储量1 067.5 × 108 m3；随之加大五峰组-龙马溪组深层-超深层、盆外常压页岩气勘探开发力度，陆续发现了威荣、泸州、太阳、綦江和正安等页岩气田；与此同时，通过加强新区、新层系和新类型页岩气探索，在鄂西及川中寒武系-震旦系、黔西南坳陷石炭系、川东北二叠系和侏罗系（陆相）、鄂尔多斯盆地三叠系（陆相）和石炭系-二叠系（海-陆过渡相）以及松辽盆地白垩系（陆相）取得发现突破，页岩气勘探领域不断拓展。截止2023年底，中国累计探明页岩气地质储量为2.96 × 1012 m3，累计探明技术可采储量为6 765 × 108 m3，主要来自四川盆地及其周缘的涪陵、长宁、威远、泸州、太阳、綦江和威荣页岩气田。近10年，页岩气探明储量增长幅度波动较大。其中，2018年中国页岩气累计探明地质储量首次超过1012 m3 ，2019年和2021年新增储量较多，2019年新增探明地质储量7 644 × 108 m3，增量主要来自四川盆地长宁、威远和太阳气田；2021年新增探明地质储量7 454 × 108 m3 ，增量主要来自四川盆地泸州、太阳和涪陵气田；2022年新增探明地质储量2 131 × 108 m3，增量主要来自川东南新发现的綦江页岩气田，新增探明地质储量1 459 × 108 m3（图2）。图2 中国页岩气新增探明储量统计Fig.2 Annual incremental proven reserves of shale gas in China中国页岩气的开发始于四川盆地涪陵页岩气田。2012年11月焦页1HF井在五峰组-龙马溪组压裂测试获得20.3 × 104 m3/d的高产工业气流，随后启动了一期50 × 108 m3页岩气产能建设。近10年来，全国产量呈持续增长趋势。2013年，全国页岩气产量为2 × 108 m3，较2012年增长超7倍；此后，页岩气开发进入快车道，2014年年产量达到13 × 108 m3，主要产自涪陵、长宁－威远、昭通、富顺－永川和彭水等地区，其中涪陵地区占比86 %，彭水区块首次提交产量；2018年页岩气产量首次突破100 × 108 m3，增量主要来自长宁-威远和南川页岩气田，威荣深层页岩气田首次提交产量0.53 × 108 m3；2019—2021年，页岩气产量实现高速增长，其中2020年产量突破200 × 108 m3，年增长率达30 % ~ 41 %，增量主要来自长宁-威远页岩气田、昭通黄金坝-紫金坝页岩气田、太阳浅层页岩气田以及威荣和永川深层页岩气田；自2022年产量增长变缓，年增长率在4.30 % ~ 4.67 %，增量主要来自泸州、涪陵和威荣页岩气田（图3）。图3 中国页岩气年产量统计Fig.3 Annual shale gas output in China勘探开发投资的多少与页岩气增储上产关系密切。2022年，中国页岩气勘探开发投资为361.97亿元，其中勘探投资54.94亿元、开发投资307.03亿元。完成了二维地震263 km、三维地震2 140 km2；完钻探井72口、开发井714口。从历史曲线看，勘探投资整体呈“V”型特点，2013—2018年勘探投资保持稳定，2019—2022年呈上升趋势，2022年比2018年增长388 %，平均年增长52.59 %；随着勘探走向深层和高精度三维地震的应用，2020年以来二维地震工作量快速递减，三维地震快速增长，增幅245 %，年实施工作量超2 000 km2（图4）。图4 中国页岩气勘探工作量与投资统计Fig.4 Annual shale gas exploration activities and investment in China开发井数是反映页岩气开发状态的重要指标，与开发投资和产量呈正相关关系。2014年涪陵、长宁、昭通及威远页岩气田加大页岩气开发力度，开发井数达345口，2015年页岩气开发主要集中在涪陵和昭通页岩气田，开发井187口，开发投资115亿元，2016—2017年页岩气开发活动有所放缓，产量持续增长。自2018年再次加大页岩气开发力度以来，页岩气年完钻开发井数超280口，尤其是2022年，页岩气完钻开发井数高达714口，进尺321 × 104 m，年产气量239.7 × 108 m3，较2017年开发井数增长近6倍（图5）。图5 中国页岩气开发工作量与投资统计Fig.5 Annual shale gas exploitation activities and investment in China自2013年以来，中国地质调查局针对南方复杂构造区新区、新层系、新类型和新领域展开调查评价工作，公益性页岩气调查取得了多处发现和突破。在四川盆地外复杂构造区贵州正安、水城、云南大关实现页岩气调查突破。其中，位于武陵山褶皱带西南端安场向斜安页1井，获得了二叠系栖霞组油气、志留系牛石栏组致密气、五峰组-龙马溪组页岩气和奥陶系宝塔组天然气的“四层楼”式油气发现突破；位于滇东北褶皱带木杆向斜内的云大页1井，在志留系龙马溪组直井压裂测试获得5 280 m3/d工业气流，开辟了滇东北页岩气勘探新区，拓展了五峰组-龙马溪组勘探新领域；位于汉南古隆起周缘的镇地1井和陕南页1井，在寒武系牛蹄塘组获得较好的页岩气发现；近期，位于湘鄂西褶皱带利川复向斜东北部的渝巫地1井在二叠系大隆组钻获工业气流，拓展了页岩气勘探新区、新层系。鄂西地区震旦系、寒武系和志留系相继实现突破，二叠系页岩气取得重要进展，有望建设100 × 108 m3产能资源基地。“古隆起控藏”模式指导了黄陵背斜西南缘的鄂阳页1HF井和鄂阳页2HF井在震旦系陡山沱组和寒武系获得页岩工业气流，实现古老地层页岩气发现。黄陵背斜东缘的鄂宜页2HF井，地层压力系数1.39，首次发现四川盆地外志留系超压页岩气藏。近期，位于鄂西建始地区花果坪复向斜鄂建页2井在二叠系大隆组钻遇优质页岩储层，获得了二叠系页岩气重要发现。在黔南—桂中六盘水地区和柳州地区取得页岩气调查重要进展。其中，位于黔西南坳陷北部黔水地1井，在石炭系打屋坝组直井压裂试气获得1.1 × 104 m3/d页岩气工业气流。位于桂中坳陷柳城斜坡桂融页1井，拓展了页岩气调查新区（垭紫罗裂陷槽）、新层系（上古生界海相）、新类型（钙质页岩与炭质页岩互层型）范围。雪峰山西缘贵丹地1井、贵都地1井和黄地1井开辟了雪峰隆起西南缘震旦系-寒武系多层系页岩勘探新局面；湘中地区湘新页1井在泥盆系佘田桥组、湘新地4井在石炭系陡岭坳组和天鹅坪组以及湘邵地1井在二叠系大隆组和龙潭组获得页岩气强烈显示。除南方海相页岩气外，中国地质调查局在北方陆相和海-陆过渡相页岩气调查中也取得了系列进展。其中，松辽盆地南部梨树断陷白垩系和准噶尔盆地南部博格达山前带周缘二叠系均已获得页岩气工业气流。位于柴达木盆地东部的柴页2井、青德参1井和青德地1井等多口井在石炭系克鲁克组及柴页1井在侏罗系大煤沟组获得页岩气流和显示（图6）。图6 中国主要沉积盆地页岩气层系分布与公益性调查进展Fig.6 Distribution map of shale gas-bearing sequences in major sedimentary basins of China and progress in government-funded geological surveys of these sequences根据沉积环境，可将中国富有机质页岩沉积类型划分为3类：海相、海-陆过渡相和陆相。其中，海相富有机质页岩主要分布在四川盆地及周缘、滇黔桂地区、武陵山地区、中扬子和下扬子地区等南方地区，以及塔里木盆地、鄂尔多斯盆地和华北地台等北方地区；海-陆过渡相富有机质页岩主要分布在四川盆地、滇东—黔西地区、中扬子地区和下扬子地区等南方地区，以及鄂尔多斯盆地、沁水盆地、南华北盆地和柴达木盆地等北方地区；陆相富有机质页岩主要分布在塔里木盆地、准噶尔盆地、吐哈盆地、柴达木盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地和渤海湾盆地等北方地区，以及四川盆地、江汉盆地和苏北盆地等南方地区（图7）。图7 中国主要页岩分布盆地沉积相分布Fig.7 Distribution map of sedimentary facies in major shale basins in China中国富有机质页岩发育层系多、分布广。自下而上主要发育蓟县系（洪水庄组和下马岭组）、震旦系（陡山沱组）、寒武系（牛蹄塘组、筇竹寺组、水井沱组和玉尔吐斯组）、奥陶系（五峰组和乌拉力克组）、志留系（龙马溪组和高家边组）、泥盆系（塘丁组、罗富组、榴江组和佘田桥组）、石炭系（天鹅坪组、鹿寨组、打屋坝组、测水组、本溪组和克鲁克组）、二叠系（大隆组、龙潭组、吴家坪组、孤峰组、梁山组、山西组和太原组）、三叠系（须家河组和延长组）和侏罗系（自流井组和千佛崖组）、白垩系（沙河子组和青山口组）和古近系（沙河街组和核桃园组）等11套层系、36个层组（表1）。其中南方地区发育8套层系、22个层组，北方地区发育9套层系、14个层组（图6）。表1 中国富有机质页岩发育类型与有利层位Table 1 Types and favorable intervals of organic-rich shales in China
注：表中括号内数据为平均值；总有机碳含量（TOC）仅统计大于1.0 %范围；“—”代表无数据。
中国页岩厚度分布范围较大，从几十米到几百米均有分布。有机质类型包含Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型。从沉积类型来看，海相页岩有机质类型主要以Ⅰ型和Ⅱ型为主，海-陆过渡相和陆相页岩有机质类型以Ⅱ型和Ⅲ型为主；从沉积层系来看，元古宇和下古生界页岩有机质类型主要以Ⅰ型和Ⅱ型为主，上古生界页岩有机质类型包含Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型，中生界有机质类型为Ⅱ型和Ⅲ型，新生界有机质类型包含Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型。总有机碳含量（TOC）、热演化程度（镜质体反射率Ro）、脆性矿物含量和含气量分布范围广，其中TOC为1.00 % ~ 18.48 %，Ro为0.50 % ~ 4.21 %，脆性矿物含量为10.20 % ~ 91.50 %，含气量为0.01 ~ 9.60 m³/t，整体上海相页岩数值高于海-陆过渡相和陆相页岩（表1）。南方地区是中国优质页岩发育的主要地区，下古生界是页岩气富集的主要层位。其中，南方地区震旦系、寒武系、奥陶系-志留系、泥盆系和石炭系主要发育海相页岩，在上扬子地区及滇黔桂地区分布面积大，厚度稳定，有机碳含量高，热演化程度高，页岩气显示广泛。二叠系主要发育海-陆交互相富有机质页岩，在四川盆地、滇黔桂、下扬子和南华北等地区最为发育，页岩单层厚度较小，累计厚度大，有机质含量高，热演化程度较高，页岩气显示丰富。中生界陆相富有机质页岩主要发育在四川盆地中，分布广、厚度大、有机碳含量适中、热演化程度适中。北方地区寒武系和奥陶系海相页岩主要分布在塔里木盆地和鄂尔多斯盆地，其中寒武系主要分布在塔里木盆地东部满加尔凹陷、孔雀河斜坡及古城墟隆起，奥陶系泥页岩主要分布在塔里木盆地东部地区、塔里木盆地西部柯坪—阿瓦提地区以及鄂尔多斯西缘，泥页岩厚度和有机碳含量中等，处于高成熟-过成熟热演化阶段。石炭系和二叠系海-陆过渡相泥页岩主要分布在鄂尔多斯和柴达木盆地，其中鄂尔多斯盆地二叠系泥页岩分布广泛，厚度大，处于成熟-过成熟演化阶段；柴达木盆地泥页岩厚度较大，有机碳含量中等，处于低成熟-成熟演化阶段。二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系及古近系陆相泥页岩主要分布在西北地区准噶尔盆地、吐哈盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地、松辽盆地以及渤海湾盆地，分布面积广，有机碳含量高，热演化程度偏低，含气性差异较大（表2）。表2 中国南、北方地区富有机质页岩发育特征对比Table 2 Comparison of developmental characteristics of organic-rich shales in northern and southern China
总体来说，中国页岩气地质地貌条件复杂，勘探开发难度大。与构造稳定的北美地台相比，中国的扬子板块、华北板块、塔里木板块及众多小板块经历多期强烈的离散作用和拼合作用，地层剥蚀严重，页岩气藏连续性差；褶皱和断裂发育，地层埋深变化大，地质结构复杂，页岩气保存条件相对较差。与美国以克拉通盆地稳定沉积的海相页岩相比，中国海相页岩时代老、热演化程度高；陆相页岩横向变化快、热成熟度低；海-陆过渡相页岩岩性复杂、非均质性强。中国南方山峦叠嶂、沟壑纵横，碳酸盐岩溶发育，地表地貌复杂，给页岩气勘探开发带来困难。中国页岩气资源潜力大，分布广，类型多。目前，中国页岩气勘探开发主要集中在南方地区，北方地区由于页岩气资源禀赋相对差一些，整体勘探程度较低。“十三五”期间，中国地质调查局依托“南方地区页岩气资源评价”项目，采用概率体积法和类比法对南方地区震旦系—侏罗系8套层系开展了资源计算，划分页岩气评价单元142个，评价面积为51.63 × 104 km2，地质资源量为118.67 × 1012 m3，是陆域常规天然气的近2倍，技术可采资源量为18.00 × 1012 m3。从平面分布来看，页岩气资源主要分布于四川盆地及周缘，地质资源量为64.43 × 1012 m3，占总资源量的54.29 %；其次是中扬子地区，地质资源量为23.19 × 1012 m3，占总资源量19.54 %；滇黔桂地区地质资源量为21.53 × 1012 m3，占总资源量18.14 %，下扬子地区地质资源量为9.52 × 10 12 m3，占总资源量8.02 %（图8）。从层系分布来看，自元古宇至中生界发育了8套富有机质页岩层系，其中志留系、二叠系和寒武系页岩气资源占比较高，地质资源量为80.17 × 10 12 m3，技术可采资源量为12.76 × 1012 m3，分别占全部层系的67 %和71 %，其次依次为侏罗系、三叠系、泥盆系、石炭系和震旦系（图9）。从沉积环境来看，海相页岩气地质资源量为76.97 × 1012 m3，技术可采资源量为12.70 × 1012 m3，分别占总资源量的65 %和71 %。海-陆交互相页岩气地质资源量为23.47 × 1012 m3，技术可采资源量为2.94 × 1012 m3，分别占总资源量的20 %和16 %。陆相页岩气地质资源量为18.24 × 1012 m3，技术可采资源量为2.39 × 1012 m3，分别占总资源量的15 %和13 %。图8 南方地区页岩气远景区不同地区资源分布Fig.8 Resource distribution across varying regions with shale gas potential in southern China图9 南方地区页岩气远景区不同层系资源分布Fig.9 Resource distribution across varying sequences with shale gas potential in southern China北方地区页岩气资源主要分布在塔里木盆地、准噶尔盆地、吐哈盆地、柴达木盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、松辽盆地和南襄盆地等盆地，地质资源量约为18 × 1012 m3。通过页岩气地质研究和实践探索，中国在引进、消化和吸收的基础上，创新形成了具有中国地质特点的页岩气富集成藏理论认识，实现了页岩气勘探开发关键技术国产化，建立了复杂地形地貌的页岩气“井工厂”平台开发模式，推动了页岩气产业的快速发展，中国成为北美以外第一个实现页岩气大规模商业化开采的国家，涪陵页岩气田的发现被授予“页岩气国际先锋奖”。创新形成了海相页岩气“二元”富集成藏理论和选区评价方法，指导实现页岩气发现突破。针对中国海相页岩形成时代老、热演化程度高、构造活动强烈的地质特点，创新形成“富有机质页岩是物质基础，保存条件是富集关键”的页岩气“二元”成藏富集理论认识，建立了挤压断背斜型、残余向斜型和古隆起型等成藏模式；开展了复杂构造区页岩气资源评价和选区评价研究，建立了地质-物探-工程一体化评价参数体系和评价方法，评价结果表明南方海相领域页岩气资源潜力大，四川盆地及周缘是页岩气勘探开发有利区。在创新地质理论和评价方法的指导下，发现并探明了涪陵、长宁、威远、太阳、威荣和正安等11个页岩气田，累计探明储量2.96 × 1012 m3。勘探开发工程技术持续迭代升级，促进页岩气提质增效。①页岩气“甜点”识别和预测评价技术不断进步和优化，实现“甜点”纵向连续性定量评价，评价精度提高到90 %以上，有效指导了页岩气开发选区选层及产能建设。②页岩气建模数模一体化和储层精细刻画技术攻关取得突破，实现了复杂地质体“定量化、可视化”表征以及多尺度天然裂缝准确识别，含气页岩储层和大-中型断裂识别率达89 %。③优化形成“三开”井身结构和相应空气钻、清水钻井液和油基钻井液体系，在降低钻井成本的同时，避免了对地下水的污染。④建立水平井组三维立体开发模式，有效提高页岩气田储量动用程度，涪陵页岩气田三层立体开发区采收率提高到44.6 %，单井最终可采储量（EUR）提升15 %以上。⑤推进了电网、水网和气网“三网”模式建设和电驱压裂的应用，实现页岩气测试不排空、压裂液回收利用和油驱压裂向电驱压裂的转变，不但降低噪音、减少污染、保护环境，而且减少了用地用水量、缩短了工期、降低了成本，实现了页岩气绿色可持续开发。关键工程装备研发能力不断增强，自主化水平大幅提升。①旋转导向系统、高性能钻头、全可溶桥塞、趾端滑套等钻井设备工具全面实现国产化，形成CG-STEER、经纬领航及“璇玑”3种旋转导向代表性产品，页岩气“甜点”层段钻遇率达90 %以上，水平段“一趟钻”最大进尺达4 225 m。②创新形成了智能钻井专家系统和钻机整体轨道平移装备，实现流程自动化、操控一键化和平移整体化，7 000 m高空同升式钻机可远程起升和整体平移，钻井施工效率极大提升。③研制生产5 600马力（4 119 kW）油驱压裂车，特别是超大功率全电动数智压裂成套设备的研制成功，以及多井交互式方式的采用，满足了开发井组大规模快速压裂施工需求，占地面积减少30 %以上，单日压裂段数达到9段，单井分段压裂段数突破50段。中国页岩气勘探开发处于增储上产的关键期，实现跨越式发展仍然面临诸多问题与挑战。①四川盆地志留系中、浅层页岩气已进入开发中、后期，页岩气产量递减快，稳产难度较大。②深层-超深层页岩气是增储上产重点领域，但构造与地应力条件复杂，勘探风险和压裂改造难度大，同时地层温度、压力高，制约页岩气效益开发。③盆外常压页岩气资源分布面积广，但保存条件差、地层压力低、单井产量低，低成本工程技术和产量提高是效益开发关键。④新区、新层系页岩气实现了调查勘探突破，但页岩气富集机理与分布规律研究薄弱，富有机质页岩类型复杂，需要加强地质特征研究和配套技术攻关。⑤海-陆过渡相页岩气总体处于勘探评价阶段，鄂尔多斯盆地、南华北盆地、沁水盆地及南方地区的石炭系和二叠系页岩气获得新发现新突破，但含气层段互层频繁、非均质性强、单产量较低，“甜点”层段厘定和适应性工程技术仍需攻关。⑥陆相页岩气仅在四川盆地侏罗系、鄂尔多斯盆地三叠系和松辽盆地白垩系钻获工业气流，在现有经济技术条件下实现效益开发具有一定难度。不断拓展页岩气勘探开发新领域，推动页岩气产业快速发展。随着勘探开发力度不断加大，页岩气将成为中国天然气产量增长的重要力量。美国通过“页岩气革命”，实现了能源独立，保证了国家的能源安全。按照页岩气早期快速增长、中期缓慢增长和后期跨跃增长的模式，中国经历了早期快速增长阶段（2010—2020年），2020年页岩气产量突破200 × 108 m3；目前处于中期缓慢增长阶段（2020—2030年），预测2025年页岩气产量（280 ~ 300） × 108 m3、2030年页岩气产量（500 ~ 600） × 108 m3；2030年开始进入跨跃增长阶段，预测2035年页岩气产量（1 000 ~ 1 200） × 108 m3。页岩气单井生产具有初期产量高、前期递减快、后期低产稳定特征，实现页岩气的稳产增产，需要不断拓展页岩气勘探开发领域并持续实施大量新钻井，以实现页岩气产业持续快速发展。①四川盆地及其周缘中、浅层海相是页岩气稳产增产的主力军。四川盆地五峰组-龙马溪组中、浅层（埋深< 3 500 m）已建成200 × 108 m3/a产气规模，资源评价结果表明中、浅层还可再探明页岩气地质储量（10 000 ~ 15 000） × 108 m3、技术可采资源量（2 500 ~ 3 750） × 108 m3，可支撑页岩气稳产并增产到300 × 108 m3/a。②四川盆地深层-超深层海相页岩气是未来增储上产的生力军。初步评价四川盆地埋深3 500 ~ 4 500 m的五峰组-龙马溪组页岩气有利区面积达1.6 × 104 km2，页岩气地质资源量为9.6 × 1012 m3。目前埋深3 500 ~ 4 000 m的海相页岩气开发技术基本成熟，具备建成年产页岩气200 × 108 m3的资源基础；埋深4 000 ~ 4 500 m的海相页岩气有效开发技术突破后，具备再上产200 × 108 m3/a的开发潜力。③盆外复杂区常压海相页岩气有望实现规模性商业开发。四川盆地周缘五峰组-龙马溪组常压海相页岩气开发已经获得重要突破，在南川和正安等地区探明页岩气地质储量达2 000 × 108 m3，彭水、武隆、道真、宜昌和大关等地区多口钻井获工业气流，具备形成年产页岩气100 × 108 m3的资源和技术条件。④新区、新层系有望实现页岩气勘探开发的全面拓展。四川盆地及其周缘寒武系和二叠系页岩气取得多点重大突破，有望形成页岩气增储上产新阵地。页岩气调查勘探在四川盆地寒武系和二叠系，鄂西—渝东地区震旦系、寒武系和二叠系及湘中坳陷石炭系和二叠系、黔西南-桂中坳陷石炭系获得了新突破，其中，鄂西渝东红星二叠系和四川盆地威远寒武系正在实施重点勘探，准备提交探明储量，初步评价页岩气地质资源量在10 × 1012 m3以上，具备建设年产页岩气（200 ~ 300） × 108 m3的资源规模；⑤陆相和海-陆过渡相页岩气可成为页岩气产量持续增长的重要补充。鄂尔多斯盆地、四川盆地、松辽盆地、南华北盆地和滇东-黔西盆地等含油气盆地发育海-陆过渡相和陆相富有机质页岩，页岩气地质资源量分别为22.4 × 1012 m3和7.0 × 1012 m3，鄂尔多斯盆地石炭系-二叠系、四川盆地三叠系和侏罗系以及松辽盆地白垩系等领域多口钻井获得工业页岩气流，具有良好的页岩气开发前景，加强海-陆过渡相和陆相勘探开发技术攻关并取得突破，可以建设年产页岩气（100 ~ 200） × 108 m3的生产能力。随着新区、新层系、多类型以及深层-超深层页岩气勘探开发的不断突破和拓展，页岩气产业将迎来跨越式发展，有望支撑中国实现2035年页岩气产量目标。5.3.1 加大页岩气勘探开发力度，保障国家能源安全随着国民经济快速发展，国家对清洁能源的需要日益增长。中国页岩气资源丰富，但目前探明率低、储量动用率低和采收率低，尚处于早期发展阶段。未来，页岩气有望成为中国天然气产量增长的主体。建议积极发挥公益性油气调查的引领作用，推进页岩气资源接续基地建设，持续加大勘探开发投入，推动页岩气储量、产量快速增长，不断提升中国油气保障能力。5.3.2 加快形成不同类型页岩气地质理论体系和勘探开发核心技术，实现新区、新层系和新类型页岩气的商业开发中国页岩气类型多样、地质条件复杂，且勘探开发起步晚，基础理论与关键技术研究仍较为薄弱。建议加快启动实施新一轮国家油气科技重大专项，聚焦深层-超深层和复杂构造区常压海相、陆相及海-陆过渡相页岩气，开展富集成藏机理、勘探开发技术和工程装备攻关，重点突破复杂类型页岩气高效开发及高温、高压旋转导向等技术难题，发展完善具有中国地质特色的页岩气地质理论体系和关键勘探开发技术系列，实现页岩气商业开发领域的持续拓展。5.3.3 制定、完善页岩气扶持政策，促进页岩气产业高质量发展产业扶持政策是美国页岩气产业成功的因素之一。美国政府通过立法落实补贴政策和税收减免，引入市场竞争机制，促成了上千家不同规模企业参与页岩气勘探开发。中国深层-超深层领域及新区、新层系、新类型页岩气研究程度低，适应性工程技术和装备工具尚未成熟，勘探开发效益较差。建议对深层-超深层及“三新”领域页岩气资源采取差异化补贴政策，提高补贴系数。同时，优化完善矿权出让政策，对四川盆地等国家级油气资源战略保障基地实行矿权不退减或少退减，夯实页岩气增储上产的资源基础。对承担国家能源保障主责的企业，通过招标或协议出让等方式优先获取区块资源。考虑到页岩气行业技术门槛较高，应在招拍挂环节设置技术指标。5.3.4 积极探索构建企、地双方协作保障机制，为页岩气增储上产保驾护航川渝地区是中国页岩气主产区，2023年页岩气产量占川渝地区天然气总产量的36 %。近年来，资源地政府“留利、留价、留气”等诉求日益增长，为加快推动川渝千亿方天然气生产基地建设，保障页岩气增储上产目标实现，建议积极探索构建企、地合作共赢的要素保障机制，对用地、用林、用水和用电等审批手续办理给予大力支持。1） 截至2023年底，中国累计探明页岩气地质储量为2.96 × 1012 m3，累计探明技术可采储量为6 765 × 108 m3，主要来自四川盆地及其周缘的涪陵、长宁、威远、泸州、太阳、綦江和威荣页岩气田。近10年来，页岩气产量持续增长，主要来自涪陵、长宁—威远、威容等页岩气田。2） 近10年来，页岩气公益性调查重要进展主要集中于四川盆地外复杂构造区的志留系、寒武系和二叠系，鄂西地区的震旦系、寒武系、志留系和二叠系，黔南-桂中地区的石炭系，雪峰地区周缘的寒武系、泥盆系、石炭系和二叠系，松辽盆地南部的白垩系，准噶尔盆地南部的二叠系，以及柴达木盆地东部的石炭系。3） 中国发育海相、陆相和海-陆过渡相3种页岩沉积类型，震旦系—古近系共发育11套层系、36个层组。南方地区是中国优质页岩发育的主要地区，下古生界是页岩气富集的主要层位。除志留系外，南方寒武系和二叠系是页岩气增储上产的接续领域，北方陆相白垩系、二叠系和海-陆过渡相石炭系是页岩气发现的潜力领域。4） 中国页岩气勘探开发处于增储上产的关键期，预计2025年产量可达（280 ~ 300） × 108 m3，2035年可达（1 000 ~ 1 200） × 108 m3，但面临四川盆地志留系产量递减快、稳产难度大、深层-超深层勘探风险和压裂改造难度大、盆外复杂构造区保存条件差及北方新区、新层系现有经济技术条件下实现效益开发难度大等问题。5） 建议加大页岩气勘探开发力度，加快形成不同类型页岩气地质理论体系和勘探开发核心技术，制定完善页岩气扶持政策，积极探索构建企地双方协作保障机制，促进页岩气产业高质量发展。
