页岩气与深盆气、煤层气一样都属于“持续式”聚集的非常规天然气。

天然气在页岩中的生成、吸附与溶解逃离，具有与煤层气大致相同的机理过程。如图所示，通过生物作用或热成熟作用所产生的天然气首先满足有机质和岩石颗粒表面吸附的需要，此时所形成的页岩气主要以吸附状态赋存于页岩内部。当吸附气量与溶解的逃逸气量达到饱和时，富裕的页岩气解吸进入基质孔隙。随着天然气的大量生成，页岩内压力升高，出现造隙及排出，游离状天然气进入页岩裂缝中并聚积。

页岩岩性多为沥青质或富含有机质的暗色、黑色泥页岩和高碳泥页岩类，岩石组成一般包括30%～50%的粘土矿物、15%～25%的粉砂质（石英颗粒）和4%～30%的有机质。正是由于页岩具有这样的特性，所以页岩中的天然气具有多种存在方式，主要包括了2种形式，即游离态（大量存在于页岩孔隙和裂缝中）和吸附态（大量存在于粘土矿物、有机质、干酪根颗粒及孔隙表面上），其中吸附态存在的天然气占天然气赋存总量的20%以上（BarnettShale）到85%（LewisShale）。

中国学者对页岩气的研究起步较晚，国内最早有关页岩气的报道出现于1996年第4期的《国外测井技术》。但直到2002年，李大荣等译自J.B.Curtis的经典文章《Fractured shale-gas systems》发表后，国内的许多学者才开始关注页岩气。

2004年以来，以中国地质大学张金川教授、中国石油勘探开发研究院李新景和王社教授、中国石油勘探开发研究院廊坊分院王红岩和李景明教授以及长江大学潘仁芳教授为代表的杰出石油地质科技工作者开始了页岩气勘探开发基础理论的相关研究，在页岩气成藏机理、储量评价、资源量分类、页岩气渗流机理等方面取得了可喜的成果，为我国页岩气勘探开发奠定了理论基础；2009年，我国启动“中国重点地区页岩气资源潜力及有利区优选”项目；2010年，我国分三个梯次开展了研究工作，第一启动了“川渝黔鄂页岩气调查先导试验区”工作开展重点调查，第二在下扬子苏皖浙地区开展页岩气资源调查，第三在北方地区（华北、东北和西北）开展页岩气资源前期调查研究；2011年，结合前期调查研究成果，国土资源部在川渝黔鄂开展了5个项目的先导性试验，在上扬子及滇黔桂区、中扬子及东南区、西北区、青藏区、华东-东北区5个大区继续开展资源潜力调查，同时开展了5个页岩气勘探开发相关工艺技术的攻关项目。

2012年4月长宁地区宁201-H1井五峰组—龙马溪组测试获日产页岩气15×10⁴立方米，实现了中国页岩气勘探商业开发的突破。同年11月中国石化在川东南涪陵焦石坝地区，焦1HF井在五峰组—龙马溪组测试获日产页岩气20.3×10⁴立方米。

2014年提交中国首个页岩气探明地质储量1067.5×10⁸立方米。截止2017年底，涪陵页岩气田已累计探明地质储量超过6000×10⁸立方米。累计建成页岩气产能100×10⁸立方米，页岩气年产量达60.4×10⁸立方米。

通过勘探开发实践，中国学者先后提出复杂构造区海相页岩气“二元富集”规律、“构造型甜点”和“连续型甜点区”页岩气富集模式等认识，海相页岩气选区评价、目标优选等勘探评价技术体系日趋成熟，初步形成了页岩气气藏描述、产能评价、开发参数优化等相关开发技术；水平井优快钻井、泵送桥塞分簇射孔分段压裂、同步压裂、拉链式压裂等技术工艺日趋成熟，具备了3500米以浅海相页岩气规模开发的技术能力；形成了山地井工厂作业模式，大大提高施工效率，与单个平台单口钻井相比，钻井、建井周期同比均缩短30%以上；配套形成了废渣、废液和废气循环利用、无害化处理的清洁生产技术体系。在关键压裂设备的研制方面，形成了具有自主知识产权的3000型压裂车等，建立了国产大功率压裂机组的研发、试验、制造体系和应用规范；自主研发的裸眼封隔器、桥塞等井下压裂工具，实现了工业化批量生产。仅以涪陵页岩气田勘探开发为例，已经形成近百余项技术标准和规范，国家专利已授权39项，其中发明专利12项。中国在页岩气领域取得的科技进步得到了全球业界的高度关注和认可，2014年第五届世界页岩油气峰会授予中国企业“页岩油气国际先锋奖”，2018年《涪陵大型海相页岩气田高效勘探开发》项目获得国家科技进步一等奖。

页岩气形成原因

前人对美国5大页岩气盆地页岩气的成因研究表明，页岩气可以通过以下2种途径演变而来。

1、热裂解成因气（自然生成）

页岩中热成因气的形成有3个途径（如图）：①干酪根分解成气体和沥青；②沥青分解成油和气体（步骤1和步骤2为初次裂解）；③油分解成气体、高含碳量的焦炭或者沥青残余物（二次裂解）。最后一个步骤主要取决于系统中油的残余量和储层的吸附作用。德克萨斯州的Fort Worth盆地的Barnett页岩气就是通过来源于干酪根热降解和残余油的二次裂解，主要以残余油的二次裂解为主，正因为如此，使得Barnett页岩气具有较大资源潜力。

页岩气是从页岩层中开采出来的天然气，主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，页岩气是主体上以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气，它可以生成于有机成因的各种阶段天然气主体上以游离相态（大约50%）存在于裂缝、孔隙及其它储集空间，以吸附状态（大约50%）存在于干酪根、粘土颗粒及孔隙表面，极少量以溶解状态储存于干酪根、沥青质及石油中。天然气也存在于夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、甚至砂岩地层中。天然气生成之后，在源岩层内的就近聚集，表现为典型的原地成藏模式，与油页岩、油砂、地沥青等差别较大。与常规储层气藏不同，页岩既是天然气生成的源岩，也是聚集和保存天然气的储层和盖层。因此，有机质含量高的黑色页岩、高碳泥岩等常是最好的页岩气发育条件。

2、生物成因气

一般指页岩在成岩的生物化学阶段直接由细菌降解而成的气体，也有气藏经后期改造而成的生物气。如美国密歇根盆地的Antrim页岩气是干酪根成熟过程中所产生的热降解气和产甲烷菌新陈代谢活动中所产生的生物成因气，以后者为主。其原因可能是发育良好的裂缝系统不仅使天然气和携带大量细菌的原始地层水进入Antrim页岩内，而且来自上覆更新统冰川漂移物中含水层的大气降水也同时侵入，有利于细菌甲烷的形成。

页岩气形成条件

1、沉积环境

较快的沉积条件和封闭性较好的还原环境是黑色页岩形成的重要条件。沉积速率较快可以使得富含有机质页岩在被氧化破坏之前能够大量沉积下来，而水体缺氧可以抑制微生物的活动性，减小其对有机质的破坏作用。如Fort Worth盆地Barnett组富有机质黑色页岩沉积于深水（120～215米）前陆盆地，具有低于风暴浪基面和低氧带（OMZ）的缺氧—厌氧特征，与开放海沟通有限。

2、有效厚度

广泛分布的泥页岩是形成页岩气的重要条件。同时，沉积有效厚度是保证足够的有机质及充足的储集空间的前提条件，页岩的厚度越大，页岩的封盖能力越强，有利于气体的保存，从而有利于页岩气成藏。美国5大页岩气勘探开采区的页岩净厚度为9.14～91.44米，其中产气量较高的Barnett页岩和Lewis页岩的平均厚度在30.48米以上。

3、总有机碳含量（TOC）

总有机碳含量是烃源岩丰度评价的重要指标，也是衡量生烃强度和生烃量的重要参数。有机碳含量随岩性变化而变化，对于富含粘土的泥页岩来说，由于吸附量很大，有机碳含量最高，因此，泥页岩作为潜力源岩的有机含量下限值就愈高，而当烃源岩的有机质类型愈好，热演化程度高时，相应的有机碳含量下限值就低。对泥质油源岩中有机碳含量的下限标准，国内外的看法基本一致，为0.4%～0.6%，而泥质气源岩有机碳含量的下限标准则有所不同。大量研究结果表明，气态烃分子小，在水中的溶解能力强，易于运移，气源岩有机碳含量的下限标准要比油源岩低得多。美国5大页岩气系统页岩总有机碳含量较高，分布范围大（0.5%～25%），可分为2类，Antrim页岩和New Albany页岩的TOC含量较高，一般分布于0.3%～25%之间；而Ohio页岩、Barnett页岩和Lewis页岩的TOC含量在0.45%～4.7%之间。

4、干酪根类型和成熟度

在不同的沉积环境中，由不同来源有机质形成的干酪根，其组成有明显的差别，其性质和生油气潜能也有很大差别。因此，研究干酪根的类型（性质）是油气地球化学的一项重要内容，也是评价干酪根生油、生气潜力的基础。干酪根类型是衡量有机质产烃能力的参数，不同类型的干酪根同时也决定了产物以油为主还是以气为主。一般来说，Ⅰ型干酪根和Ⅱ型干酪根以生油为主，Ⅲ型干酪根则以生气为主。纵观美国页岩气盆地的页岩干酪根类型，主要以Ⅰ型干酪根与Ⅱ型干酪根为主，也有部分Ⅲ型干酪根，而且不同干酪根类型的页岩都生成了数量可观的气，有理由相信，干酪根类型并不是决定产气量的关键因素。沉积岩石中分散有机质的丰度和成烃母质类型是油气生成的物质基础，而有机质的成熟度则是油气生成的关键。干酪根只有达到一定的成熟度才能开始大量生烃和排烃。不同类型的干酪根在热演化的不同阶段生烃量也不同。在低熟阶段（0.4%～0.6%），有机质就可以向烃类转变。美国5大页岩盆地页岩的热成熟度分布范围在0.4%～2.0%之间，可见在有机质生烃的整个过程都有页岩气的生成。随着成熟度的增加，早期所生成的原油开始裂解成气。美国Barnett页岩之所以含气量大，主要源于生烃体积（有机质丰度、生烃潜力和页岩厚度引起的结果），成熟度以及部分液态烃持续裂解生气。成熟度越低的Barnett页岩区，其气体产量就越低，这可能是因为生气少，残留烃的流动阻塞孔隙的缘故。许多高熟的Barnett页岩区干酪根和油的裂解使生气量大幅提高，导致页岩气井气体流量大。因此，成熟度是评价高流量页岩气相似性的关键地球化学参数。

页岩气影响成藏因素

1、孔隙度

在常规储层中，孔隙度是描述储层特性的一个重要方面。页岩储层也是如此。作为储层，页岩多显示出较低的孔隙度（<10%），当然也可以有很大的孔隙度，且在这些孔隙里储存大量的游离气，即使在较老的岩层，游离气也可以充填孔隙的50%。游离气含量与孔隙体积的大小密切联系。一般来说，孔隙体积越大，所含的游离气量就越大。

2、裂缝发育

页岩的矿物成分较复杂，石英含量高，且多呈粘土粒级，常以纹层形式出现，而有机质、石英含量都很高的页岩脆性较强，容易在外力作用下形成天然裂缝和诱导裂缝，有利于天然气渗流，说明岩性、岩石矿物成分是控制裂缝发育程度的主要内在因素。

由于页岩具有低孔隙度低渗透率的特性，产气量不高，而那些开放的矩形天然裂缝弥补了这一不足，大大提高了页岩气产量。裂缝改善了泥页岩的渗流能力，裂缝既是储集空间，也是渗流通道，是页岩气从基质孔隙流入井底的必要途径。并不是所有优质烃源岩都能够形成具有经济开采价值的裂缝性油气藏，只有那些低泊松比、高弹性模量、富含有机质的脆性页岩才是页岩气资源的首要勘探目标。

3、有机碳含量

在裂缝性页岩气系统中，页岩对气的吸附能力与页岩的总有机碳含量之间存在线性关系。

在相同压力下，总有机碳含量较高的页岩比其含量较低的页岩的甲烷吸附量明显要高。页岩气除了被有机质表面所吸附之外，还可以吸附在粘土的表面（干燥）。在有机碳含量接近和压力相同的情况下，粘土含量高的页岩所吸附的气体量要比粘土含量低的页岩高。而且随着压力的增大，差距也随之增大。

4、地层压力

地层压力也是影响页岩气产量的因素之一。研究表明，地层压力与吸附气有着正相关性，地层压力越大，页岩的吸附能力就越大，吸附气的含量也就越高。游离气含量也会随着压力的增加而增加，两者基本上呈线性关系。值得注意的是，压力在6.89MPa以前，吸附气含量随压力增加的幅度很明显，而在其之后，增加的幅度不太明显，类似于常规的致密气藏。当然，不同地区由于有机质含量和周围围岩封存能力的不同，压力梯度也会产生差异。

除了上述影响因素之外，有机质类型、成熟度等也会影响页岩气含量。

页岩气成藏过程

页岩气经历了复杂多变的成藏过程，是天然气成藏机理序列中的重要构成和典型代表。根据不同的成藏条件，页岩气成藏可以表现为典型的吸附机理、活塞运聚机理或置换运聚机理。按照成藏机理的不同，可将天然气成藏过程分为3个主要阶段，而前2个阶段即是页岩气的成藏过程。

第1阶段是天然气的生成与吸附。该阶段发生在成藏初期，与煤层气的成藏机理相同。由于页岩中的有机碳等物质表面具有吸附能力，页岩生气过程中，最开始生成的少量天然气均被有机碳等物质吸附，故页岩层中仅存有吸附态的天然气（图A）。

第2阶段是天然气的造隙及排出。该阶段处于生气高峰期，与根缘气的形成机理类似。随着天然气的大量生成，页岩中的有机碳无法将其完全吸附，因此未被吸附的天然气在页岩层中以游离态聚集。随着页岩气的不断生成，聚集的大量游离气因膨胀而形成高压，直至岩层破裂并产生微裂隙。由于此时产生的裂缝或孔隙极其微小，使得页岩气无法在页岩层内部自由流动。在此后的强力生烃作用即生气膨胀力的作用下，页岩气沿构造上倾方向从底部高压区向高部相对低压区发生排驱和整体推进作用，从而使地层处于大面积包含气状态。此阶段生成的天然气不受浮力作用，表现为活塞式的运聚特征（图B）。

第3阶段是天然气的置换与运移。如果天然气的生成量持续增加而页岩层的外部又有合适的储层，则在浮力作用下，天然气将以置换方式沿裂缝从泥页岩层向储层运移，从而形成常规天然气藏（图C）。

页岩气成藏过程中，吸附机理与活塞式运聚机理共同作用，控制着页岩气藏中吸附态和游离态天然气所占空间比例变化。因此，页岩气的成藏机理实质上是天然气在页岩孔隙中赋存状态之间的动态平衡。页岩中吸附态天然气的存在是由其本身所含岩石特性决定的，与保存条件没有直接关系，故页岩气成藏后对保存条件没有特殊要求。在四川盆地海相地层中监测到的气测异常也证实了即便是多期次的构造运动，也不会对页岩气藏有太大的影响。

页岩气是蕴藏于页岩层可供开采的天然气资源，中国的页岩气可采储量较大。页岩气的形成和富集有着自身独特的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。较常规天然气相比，页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点，大部分产页岩气分布范围广、厚度大，且普遍含气，这使得页岩气井能够长期地以稳定的速率产气。

页岩气赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附和游离状态为主要存在方式的非常规天然气，成分以甲烷为主，是一种清洁、高效的能源资源和化工原料，主要用于居民燃气、城市供热、发电、汽车燃料和化工生产等，用途广泛。页岩气生产过程中一般无需排水，生产周期长，一般为30年～50年，勘探开发成功率高，具有较高的工业经济价值。 根据预测，我国的主要盆地和地区资源量约36万亿立方米，经济价值巨大，资源前景广阔。

2021年12月24日下午，2022年全国能源工作会议在北京召开。会议中指出，油气方面，加大油气勘探开发，预计全年原油产量1.99亿吨、连续3年回升,天然气产量2060亿方左右、连续5年增产超百亿方,页岩油产量240万吨、页岩气产量230亿方、煤层气利用量77亿方，继续保持良好增长势头。

页岩气世界储量及分布

全球页岩气资源十分丰富且分布普遍，据美国国家石油委员会(NPC)统计，截至2009年底，全球页岩气资源量约为456.2万亿立方米，占全球非常规气资源量近50%，与常规天然气相当，页岩气的资源潜力甚至还可能明显大于常规天然气。主要分布在北美、中亚和中国、中东和北非、太平洋国家、拉美、其他地区等(见下表)。

其中北美最多，但其丰度低，技术可采量占资源总量的比例较低，同时页岩气的储层具有低孔隙率和低渗透率的特点，开采难度大，需要高水平的钻井和完井技术。在21世纪刚开始开采页岩气时，多采用水平钻井技术和水基液压裂技术提高采收率。

美国本土有48个州广泛分布着有机页岩，具有丰富的页岩气资源。据美国国家油气资源委员会估计，美国页岩气资源总量大约在14.2万亿~19.8万亿立方米，可采资源量约为 3.62万亿立方米，截至2008年底，美国探明页岩气储量9289亿立方米。

欧洲页岩气储藏量可达15万亿立方米，瑞典的明矾片岩，德国北部、荷兰和英国南部的波西多尼亚片岩等，都与美国的页岩类似。欧洲的页岩主要呈黑色或深棕色，表示岩层在形成过程中，富含了泥土中生长的生物所具有的有机物质，而这些有机物质大部分都变成了现在的页岩气。如果页岩储藏能够证实，那么这将改变欧洲国家长期依赖俄罗斯天然气的命运。目前，欧盟成员国天然气供给的1/4来自俄罗斯。拉美页岩气资源主要集中在阿根廷、墨西哥和巴西等国。

页岩气中国储量及分布

我国页岩气资源很丰富，但开发还处于起始阶段。国家正在积极推进页岩气的开发利用工作。

2018年自然资源部矿产资源保护监督工作小组透露，自2014年9月到2018年4月，不到4年时间，我国页岩气累计新增探明地质储量突破万亿立方米，产能达135亿立方米，累计产气225.80亿立方米。自2014年9月到2018年4月，不到4年时间，在四川盆地探明涪陵、威远、长宁、威荣4个整装页岩气田，页岩气累计新增探明地质储量突破万亿立方米，产能达135亿立方米，累计产气225.80亿立方米。

虽然中国页岩气勘探还处于起步阶段，但经过成藏条件的初步对比发现，中国的许多盆地与美国东部地区页岩气藏的地质条件类似，故勘探潜力巨大。中国的页岩气发育区可划分为与板块大致对应的四大区域，即南方地区、中东部地区、西北地区及青藏地区，这些区域都具有良好的页岩气勘探前景（如图）。

中国南方扬子地台区共发育8套以黑色页岩为主体的烃源岩层：上震旦统陡山沱组、下寒武统筇竹寺组、上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组、中泥盆统罗富组、下石炭统河州组、下二叠统栖霞组、上二叠统龙潭组及大隆组、下三叠统青龙组。以上各层位分布广、埋藏浅、厚度大、有机质丰富、成熟度高，且具备优越的页岩气成藏条件，因此是页岩气发育的有利区域，勘探潜力巨大。其中，四川盆地经历了克拉通和前陆盆地演化过程中复杂的构造变动，形成了与美国典型页岩气盆地相似的构造演化特点和地质条件，其下古生界烃源岩具有分布广、厚度大、成熟度高、微裂缝发育、有机质生烃作用强的特点，并有大量证据显示该盆地存在丰富的页岩气。例如，该盆地下志留统龙马溪组的黑色笔石页岩最为发育，而南部长宁构造新完钻的页岩气浅井的分析测试数据也证实了龙马溪组具有形成页岩气藏的优越条件；采用体积法初步估算四川盆地及邻区的龙马溪组页岩气资源量为4.0×10⁸~12.4×10⁸立方米，显示了该区页岩气巨大的勘探潜力；2009年，在重庆彭水钻探的第一口页岩气战略调查井——渝页1井见到良好的页岩气显示，对渝页1井的后期实验分析结果也表明，渝东南地区地质条件复杂的高陡构造带具有良好的页岩气成藏地质条件，同时也预示着上扬子乃至整个扬子地区都可能是页岩气发育的有利潜力区。因此，总体看来，川东和川南地区（包括川西南）下寒武统和下志留统页岩最具潜力，而鄂西-渝东地区乃至整个中下扬子地区为页岩气分布的重要区域。

中东部地区的页岩气可能分布在主力油气层的底部，区域上的中生界至古生界。松辽盆地白垩系、鄂尔多斯盆地三叠系、渤海湾盆地埋藏较浅的古近系等页岩均有利于页岩气的发育。其中，鄂尔多斯盆地中生界页岩埋藏深度在3千米以内，厚度>5米，有机碳质量分数>2%，对页岩气的发育十分有利。在西北部地区，受现今盆地特点的约束，区域上分布的侏罗系、三叠系和盆地边缘埋藏较浅的古生界泥页岩具有较大的厚度和有机碳含量，具有页岩气勘探潜力。青藏地区的中—古生界泥页岩地层厚度大，有机质含量高，有机质热演化程度适中，同样具有页岩气勘探的潜力。

2018年8月24日，地球页岩层内的天然气资源与常规天然气可采储量相当。“中国页岩气开发起步虽晚，却是继美加之后第三个形成规模和产业的国家，产量近期可达百亿立方米能级。国内最早研究页岩气的专家之一、国土资源部矿产资源储量评审中心主任张大伟这样表示。

页岩气开采技术

相对于常规天然气，页岩气藏的储层一般呈低孔、低渗透率的物性特征，通常渗透率小于1×10⁻³μm，孔隙度最高仅为4%~5%，气流阻力比常规天然气大，需实施储层液压破碎才能开采。使用水力压裂和水平井技术，可大大提高页岩储层中页岩气藏的开采量。

1、垂直井技术

垂直井是页岩气早期开采的主要手段。在钻小于1000米的浅井时，一般采用钻进速度较快的欠平衡旋冲法，可有效减小对地层的破坏；在钻进1000~2500米的深井时，则采用轻质钻井液液随随钻常规旋转钻井法。

2、水平井技术

随着2002年美国德克萨斯州Fort Worth盆地Barnett页岩产层7口水平试验井取得巨大成功，水平井得以在业内大力推广，迅速成为页岩气开采的主要钻井方式。

水平井提高了与页岩层中裂缝接触的可能性，增大了与储层中气体的接触面积，同时，水平井减少了地面设施，开采延伸范围大，避免了地面不利条件的干扰，产量是直井的3~5倍。

目前国内的水平井钻井技术主要有控制压力钻井、低压欠平衡空气钻井和旋转导向钻井等技术。控制压力钻井技术能够很好地克服井壁坍塌问题；低压欠平衡空气钻井技术应用较成熟，旋转导向钻井技术，井眼净化效果好、井身轨迹控制精度高、位移延伸能力强，是水平钻井技术发展的重要方向。国内页岩气水平井完井技术得到了一定的发展，主要的完井技术有：水力喷射射孔完井、组合式桥塞完井、机械式组合完井技术。组合式桥塞完井是页岩气完井最常用也是最耗时的完井方法，在套管井中，用组合式桥塞分割各段，分别进行射孔和压裂；如水力喷射射孔完井是以高速喷出的流体射穿套管和岩石，不用下封隔器和桥塞，可以缩短完井时间；机械式组合完井采用特殊的滑套机构和膨胀封隔器，适用于水平裸眼井段限流压裂，一趟管柱即可完成固井和分段压裂施工。

与垂直井相比，水平井虽然建设成本较高，但由于其能显著地增大与页岩层中裂缝的接触面积，有效改善储层中页岩气体的流动状态，提高出气率，故水平井在初始开采速率、控制储量和最终评价可采储量方面比垂直井要高2~3倍。

3、压裂增产技术

由于页岩气藏超低渗透率和低孔隙度，水平井需经过多级大规模水力压裂处理，才能保证页岩气藏经济生产。压裂增产技术是页岩气成功开发的核心技术之一。

按照压裂介质，可分为泡沫压裂和水力压裂。

1、泡沫压裂。以液氮或二氧化碳泡沫作为压裂剂的压裂手段，一般用于埋深较浅、地层压力较低的页岩储层，具有造缝效率高、低滤失性、携砂和返排能力强，摩阻系数低，对储层伤害小的优点，但对注入压力要求较高，产生裂缝形式简单，难以为气体运移提供更多通道，且成本不菲。

2、水力压裂。以清水为压裂剂，常用于埋深较大、地层压力较高的储层，对支撑剂的需求较少，无须表面活性剂和稳定剂，且很少需要泵来增压，故成本较低。水力压裂是清洁压裂技术，能够清洗裂缝，可在一定程度上额外提高储层的渗透率。

按照压裂方式，可分为以下几种。

1、水平井分段压裂。即在比较长的水平井段上进行多阶段压裂作业，形成多条水力裂缝，有效增加裂缝网络，以提高产气量。分段压裂可以有效减少成本，尤其是与前置液钻井相结合，能最大限度地节约动员、解散、材料处理的时间和成本，缩短准备时间以及每次泵送作业之间的停机时间。

2、重复压裂。随着时间的推移和压力的释放，初次压裂形成的由支撑剂维持的裂缝将逐渐闭合，造成页岩气产量严重降低。为恢复产能而对页岩储层进行的再次压裂，即为重复压裂。

3、同步压裂。同步压裂一般由两口及以上的井同时或交互作业，是利用高压下压裂液与支撑剂在两口井之间运移距离最短的原理，来增大压裂裂缝密度和面积，从而达到增产的目的。

我国在常规油气领域几十年积累的水平井开发经验同样加速了目前国内页岩气的技术开发进程。水平井水力压裂技术在国内常规油气开发中应用广泛，尤其是多级压裂技术、重复压裂技术、清水压裂技术，有较多成功应用的实例。

在水平井分段压裂技术方面，我国已经取得一定突破，形成了低渗透油气田水平井双封单卡分段压裂、水力喷砂分段压裂、封隔器滑套分段压裂等3大技术，完善了碳酸盐岩储层自转向高效酸化/酸压、化学暂堵胶塞分段压裂、水力裂缝监测与评价和水平井修井作业等4项配套工艺，建立了一套压裂裂缝与井网优化设计方法。我国已经在长庆实现了7段水平井分段压裂技术，并在四川蜀南地区引进并吸收10段及以上的长井段水平井分段压裂技术。

页岩气开发方式

虽然有吸附与游离相天然气的同时存在，但页岩气的开发并不需要排水降压。由于页岩中游离相天然气的采出，能够自然达到压力降低的目的，从而导吸附相及少量溶解相天然气的游离化，达到进一步提高天然气产能并实现长期稳产之目的。由于孔隙度和渗透率较低天然气的生产率和采收率也较低，因此岩气的最终采收率依赖于有效的压裂措施，压裂技术和开采工艺均直接影响着页岩气井的经济效益。

有专家提到根缘气，J.A.Masters（1979）提出了深盆气（Deepbagas）思想，建立了气水倒置的模式，描述了天然气勘探开发的广阔前景。由于识别难度大，P.R.Rose等（1986）提出了盆地中心气（Basin-centergas），B.E.Law等人研究思路将该类气藏的识别方法从“区域气水倒置”改进为“没有边水”，从而简化了繁琐的识别过程并在很大程度上提前了对该类气藏的识别时间。由于对“无边底水的确定仍然较多的钻井地质资料故仍然不是最佳的解决方案。

经过实验研究，将根缘气确定为致密砂岩中与气源岩直接相连的天然气聚集，并强调其中的砂岩底部含气特点。由于紧邻气源岩（根）天然气与地层水在运移动力上形成直接传递的连续介质，故被视之为根缘气。该类气藏主体形成于砂岩普遍致密化后，大致对应于煤系及暗色泥岩的热解及石油的裂解生气阶段，故一般的埋藏深度相对较大。

根缘气研究方法基于天然气成藏动力学原理，将气藏识别技术推进到单井剖面即是否出现并发育砂岩底部含气特征（与常规圈闭中的砂岩顶部含气模式和特点完全不同），在野猫井（而不是预探井甚至开发井）上即可对气藏类型进行最早期的快速识别。只砂岩底部含气就能够说明，天然气在成藏动力上的连续性，并进一步阐述天然气成藏的机理特点，从而确定天然气的聚集机理类型，即深盆气、盆地中心气、缘气甚至向斜含气或满盆气等的存在，确定天然气的成藏、富集及分布特点。

页岩气开发现状

1、国外开发现状

世界上的页岩气研究和勘探开发最早始于美国，目前美国和加拿大是页岩气规模开发的 2 个主要国家。

页岩气分布北美克拉通盆地、前陆盆地侏罗系、泥盆系，密西西比系富集多种成因、多种成熟度页岩气资源。 在世界其他国家，随着页岩气勘探开发的深入，北美区页岩气勘探开发深度已达2000～4000米，最大接近6000米。目前，除美国和加拿大外，澳大利亚、德国、法国、瑞典、波兰等国家也开始了页岩气的研究和勘探开发。许多国家的大型油气公司都在世界范围内寻找页岩气，比如澳大利亚、中国、南非和欧洲。欧洲现在约有30～50台陆上钻塔，而美国至少有1500台。钻塔数量上的差距会在开采过程中产生质的差别，因为页岩气一旦开采就需要连续性地保持产量。页岩气井开采初期的产气量会很高，如果不抓紧时间开采，就会流失产量的70%～90%。

美国已进入页岩气规模化生产阶段，页岩气资产交易异常活跃。2009年1月—2010年4月，美国与页岩气相关的并购交易总额高达500.33亿美元。

美国随着相关政策的倾斜，参与页岩气勘探开发的企业也分别从2005年、2007年的23家、64家增加到2009年的100多家。产量从2007年的340亿立方米增加到2009年的950亿立方米，超过我国常规天然气的年产量（830亿立方米）。2009年，美国在天然气开采量上首次超过俄罗斯，位居世界第一，原因就是其页岩气开采在天然气开采总量中上升10%。国际能源署在其2009年度《世界能源展望》报告中称，美国预计到2020年页岩气产量占其国内天然气总产量的比例会增加到20%。美国政府对页岩气开发的重视为页岩气发展提供了强劲的动力。除了在国家政策上的支持外，美国政府还提供了大量资金来鼓励开展非常规天然气研究和开发工作，包括拨款、贷款和贷款担保、培训资助、科研资助和勘探直接投入。2004年美国能源法案规定10年内每年投资4500万美元用于非常规天然气研究。据美国能源信息署（EIA）预测，未来20多年，页岩气产量还会大幅上升，到2030年页岩气产量将占到美国天然气总产量的24.3%。

本世纪初，美国公司将水平井、断层技术相结合，粉碎了坚硬的岩石层，提取了页岩气，大举突破页岩气的技术难关。美国石油企业竞争激烈，这迫使一些创新型、小型的能源公司向高技术迈进，它们的技术又被大型石油公司所购买，因而页岩气实现了真正的商业化开采，目前国际上页岩气开采技术最先进的是美国。

美国的页岩气开发大致过程：取得矿业权→获得许可证→钻探→水力压裂→建设→生产→提高回收修理技术→气井废弃和复垦。

北美非常规气快速发展主要得益于技术突破，水平钻井、水力压裂技术进步提高了储层接触，装备技术进步降低了单位生产成本，尤其是低成本的浅层井进展为页岩气商业化开采做出了重要贡献。美国和加拿大页岩气技术已趋成熟，并进入规模化生产阶段。

2、国内开发现状

国土资源部2009年10月份在重庆市綦江启动了中国首个页岩气资源勘查项目。这标志着继美国和加拿大之后，中国正式开始这一新型能源页岩气资源的勘探开发。将对中国新型能源建设起到积极的示范作用，在中国油气领域具有里程碑意义。2012年3月20日，壳牌公司已经与中国石油签署了一份产品分成合同，将在中国四川盆地的富顺—永川区块进行页岩气勘探、开发及生产。两家公司对页岩气的开发还处于勘探阶段，暂并未进入实质性开采。2012年9月24日，全国首个页岩油气产能建设项目——中石化梁平页岩油气勘探开发及产能建设示范区8个钻井平台全面开钻。

2012年11月13日-16日，为期四天的2012年中国国际页岩气大会在重庆召开，主题为“促进投资与合作，推动中国页岩气产业的商业化发展”。200多名全球各地的页岩气资源开发商、购买商、贸易商、技术支持方、油田服务及设备供应商、顶尖的页岩气产业研究专家以及政府顾问人士参会。会上，国土资源部油气资源战略研究中心研究员李玉喜透露，多项扶持页岩气产业化的政策正在酝酿中。这一系列扶持政策主要包括：一是页岩气市场化定价政策，同时页岩气利用方式可以灵活；二是监管体系强调一级管理，实际又分为二级三级监管，即让各省各级参与管理的监管体系，使整个监管过程向下延伸到页岩气井；三是税收上将多数利税留给地方，以对企业和地方都有利。

尽管业界对我国页岩气的关注度持续升温，但参与“2012年中国页岩气发展论坛”的业内专家认为，我国页岩气开发中仍然面临一些问题亟待解决，包括技术准备、资源储量评价、政策研究到开发模式等方面，都需借鉴美国的成功经验，不能急于求成。

中国地质调查局副局长王研当日在“2019年全国地质调查工作会议”上指出，去年，长江中游宜昌鄂阳页2井获高产工业气流，实现了中国页岩气勘查开发从长江上游到中游的战略性拓展。

据中国地质调查局介绍，鄂西地区在震旦系、寒武系、志留系三个地质层系均获高产页岩气流。一是下部震旦系鄂阳页2井获产量5.53万立方米/日、无阻流量19.82万立方米/日的高产工业气流，是迄今全球最古老页岩气藏，为中国页岩气勘查向深部进军提供了一套新的层系。二是中部寒武系鄂宜页1井获产量6.02万立方米/日、无阻流量12.38万立方米/日的高产工业气流，鄂阳页1井获产量7.83万立方米/日、无阻流量28.85万立方米/日的高产工业气流，是四川盆地以外首次在该层系获得工业气流，开辟了勘查新区。三是上部志留系鄂宜页2井500米水平井段获产量3.15万立方米/日、无阻流量5.76万立方米/日的工业气流，实现了当前中国页岩气主力开发层系由长江上游向中游的拓展。

中国地质调查局指出，鄂西地区页岩气调查攻坚创新了页岩气成藏理论和勘查技术。针对地层时代老、储层改造难、地层压力低、采气难度大等世界级难题，创新形成选区评价、钻探工程和压裂试气三大技术体系。其中，复杂区选区评价、储层压裂改造和压裂试气3项技术达到国际领先水平。

页岩气资源潜力评价显示，中国鄂西地区页岩气地质资源量达11.68万亿立方米，具有建成年产能100亿立方米的资源基础。中国工程院院士康玉柱等11位专家认为，鄂西页岩气调查取得的成果是战略性突破，具有里程碑式的引领作用，成果总体达到国际先进水平，部分达到国际领先水平。

国家能源局对外发布的《页岩气发展规划（2016－2020年）》提出，创新体制机制，吸引社会各类资本，扩大页岩气投资。通过技术攻关、政策扶持和市场竞争，大幅度提高页岩气产量，把页岩气打造成我国天然气供应的重要组成部分。

规划指出，随着我国经济增速换挡，以及石油、煤炭等传统化石能源价格深度下跌，天然气竞争力下降，消费增速明显放缓。而国内天然气产量稳步增长，中俄等一系列天然气长期进口协议陆续签订，未来天然气供应能力大幅提高。按目前能源消费结构，“十三五”期间天然气供应总体上较为充足。页岩气比常规天然气开发成本高，市场开拓难度更大。

在发展目标方面，规划明确，完善成熟3500米以浅海相页岩气勘探开发技术，突破3500米以深海相页岩气、陆相和海陆过渡相页岩气勘探开发技术；在政策支持到位和市场开拓顺利情况下，2020年力争实现页岩气产量300亿立方米。

规划还对2030年发展目标进行了展望：“十四五”及“十五五”期间，我国页岩气产业加快发展，新发现一批大型页岩气田，并实现规模有效开发，2030年实现页岩气产量800亿到1000亿立方米。

规划明确，鼓励自主开发与对外合作相结合，积极引进先进适用技术，支持多种投资主体合资合作开发，努力扩大勘探开发投入。同时，完善页岩气区块准入和退出机制，增加投资主体，强化市场竞争，促进工程技术升级换代，加快成本降低，提高页岩气开发的经济性。此外，针对页岩气发展初级阶段工程技术不成熟、勘探开发成本高、经济效益低等问题，完善相关扶持政策，保障行业可持续发展。

进行页岩气经济开发的核心区的条件有五个，通常是指TOC值大于2%、处在生气窗内、脆性矿物含量大于40%的有效页岩。有效页岩厚度大约30~50米。有效页岩连续发育时大于30米，断续发育或TOC值小于2%时，累计厚度大于50米时亦足以满足商业开发要求。

页岩气开发建议

一是编制我国页岩气资源战略调查和勘探开发中长期发展规划。在认真分析世界页岩气勘探开发的态势和我国现状的基础上，科学评价和分析我国页岩气资源潜力，进行页岩气探明储量趋势预测研究，对我国页岩气资源战略调查和勘探开发目标、重点和发展阶段作出科学规划，明确发展定位，编制页岩气资源战略调查和勘探开发中长期发展规划。

二是制定鼓励页岩气资源战略调查和勘探开发政策。在对美国等国家页岩气发展中给予的优惠政策研究基础上，结合我国实际，参照国内煤层气勘探开发的优惠政策，给予页岩气勘探开发的优惠政策。国家财政加大对页岩气资源战略调查的投入，鼓励社会资金投入页岩气；减免页岩气探矿权和采矿权使用费；对页岩气开采企业增值税实行先征后退政策，企业所得税实行优惠；页岩气开发关键设备免征进口环节增值税和关税；对页岩气开采给予定额补贴；对关键技术研发和推广应用给予优惠等，引导和推动页岩气产业化发展。

三是完善和创新页岩气矿业权管理制度。根据页岩气分布广、勘探开发灵活性强的特点，深入研究我国页岩气矿业权设置制度。借鉴煤层气矿业权管理经验，设立专门的页岩气区块登记制度，实行国家一级管理。允许具备资质的地方企业、民营资本等，通过合资、入股等多种方式参与页岩气的勘探开发，也可独立投资，直接从事页岩气勘探开发。

四是加快制定页岩气技术标准和规范。加强政府引导，依托页岩气资源战略调查重大项目和勘探开发先导试验区的实施，加快页岩气资源战略调查和勘探开发技术标准和规范体系建设，促进信息资料共享和规范管理。

此外，要密切关注世界页岩气发展动向，建立和完善页岩气国际合作交流机制。加强与国外有实力公司的合作开发，引进先进理念与开发技术，通过引进和消化页岩气开发技术，探索和创新适合我国页岩气开发的核心技术，为我国页岩气大规模开发奠定技术基础。

页岩气利用价值

1、页岩气是一种清洁高效能源

随着社会经济的发展，节能减排成为全球共同关心的问题，这就需要加大清洁高效能源的利用力度。页岩气是以甲烷为主要成分、非常规天然气形式存在的天然气，是一种清洁、高效的能源资源和化工原料，可被用于居民燃气、供热、发电、汽车燃料和化工生产等领域，应用范围广泛。

2、页岩气的储藏量特别丰富

储藏量尤其丰富是页岩气利用、开发被看好的重要原因之一。我国页岩气资源十分丰富，资源量居于世界前列，经济价值巨大，资源前景广阔（如图）。

我国的页岩气勘查开发整体处于初级阶段。但随着开采技术的进一步成熟，页岩气将会在我国的能源供应结构中占有极为重要的地位。

3、有助于改善我国的能源消费结构

长期以来，我国一直以煤炭为主要能源。天然气在一次能源中所占比例仍然过低，如今大力发展天然气，是我国保障能源供应和发展低碳经济的必然选择。

据测算，随着我国能源结构及利用方式的一些调整，2020年天然气在我国能源消费结构中的比重将提升至10%以上。相对于煤炭而言，天然气更为清洁，因此未来国家还将进一步推动天然气的利用。然而，常规天然气的增长潜力始终是有限的，这就需要加大页岩气等非常规天然气的勘查开发。

加快页岩气勘探开发和利用具有多方面的价值。不管是在满足社会经济发展对清洁能源的巨大需求，还是在控制温室气体排放，构建资源节约、环境友好的生产方式和消费模式上都具有重要作用，其对改善居民用能环境，提高生态文明水平也具有重要的现实意义。

4、为保障国家能源安全增加筹码

近年来，我国能源消费需求不断增大，原油对外依存度逐年上升。当前和今后较长的一段时期内，我国经济发展对能源资源的需求将日益增加，同时国内已经面临的能源供求紧张和环境恶化的压力会越来越大。为保障我国的能源安全，缓解天然气供应压力，大力发展页岩气是一种比较理想且十分现实的途径，在国家能源布局上有着重要的战略意义。

近年来，国内天然气消费需求的增长速度已超过煤炭和石油，对外依存度快速上升，供需缺口也越来越大（如图），尤其是短期供需不平衡矛盾，已影响了城市供气安全和人民生活环境的改善。而仅仅依靠常规天然气的增产不能有效缓解供需矛盾，迫切需要加大页岩气的勘探和开采力度，增加我国页岩气产量，对常规天然气形成有效的补充。

页岩气面临问题

页岩气的开发不仅是将天然气从页岩层中采出，还包括在作业区开采的同时，保持与周围的环境、设施等资源的协调发展。页岩气开发是一项系统工程，每一项技术都很重要。国内页岩气开发由于起步晚，经验不足，故面临着诸多问题。

1、理论及开发技术问题

首先，中国在页岩气基础理论和实验研究方面还很薄弱，尤其是开采前期的实验测试、选区评价等技术。国内很多研究仅局限于中美典型页岩盆地地化、地质资料的宏观对比上，而对页岩气微观成藏机理及页岩的岩石特性还未进行过模拟实验和深入研究。同时，页岩的非均质性和各向异性比砂岩强很多，因此适合国内资源量评价的方法还在不断地探索中。

其次，页岩气藏物性差，渗透率极低，后期开发技术要求非常高。美国的勘探实践表明，开发技术的突破，如：水平井钻井、水力多段压裂、重复压裂、同步压裂以及裂缝综合监测等技术对页岩气产业的迅猛发展起着极为重要的作用。而且，中国页岩气埋藏普遍较深，这种情况进一步加剧了其开发难度。如：四川盆地下寒武统页岩气层普遍埋深2~3.5千米，而美国五大页岩系统埋深在0.8~2.6千米。因此，国内面临着深层页岩气开发的难题。

2、风险及经济效益问题

页岩气属于非常规低品位天然气，其开发周期长，投资大，风险也大。非常规的页岩气在短期常规煤层气正处于蓬勃发展期。因此，国内目前进行大规模页岩气开发投入的可能性不大，页岩气距离快速发展还有较长的路要走。

3、资源及环境保护问题

尽管页岩气的开采带来了巨大的经济效益，但其潜在的环境影响更让人们担忧。一方面是页岩气的开采需要消耗大量的淡水资源，可能威胁到当地和区域的水资源可持续利用；另一方面是页岩气开采过程中产生噪声、含有害化学物质的废水、废气等引起的环境污染，以及其开采事故带来的重大损失；同时，页岩气开发还需要相关的基础设施，如水利、道路等，这些不利因素都制约着页岩气的快速发展。

页岩气发展趋势

美国由于发现和开采页岩气最早，其基础研究工作相对比较完善，今后的重点会集中在页岩气开发技术领域，即增加产能方面。而国内正处于起步—发展阶段的页岩气面临着诸多挑战，例如：理论研究和勘探调查程度低、开发技术瓶颈未突破、前期风险投入高、收益见效慢等，在这种背景下，总体上会有如下发展趋势。

1、页岩气地质理论及其资源评价体系是中国今后的重点研究内容。中国目前的研究主要集中在阐述页岩气藏地质特征，对比中美页岩气盆地地质条件，并预测中国页岩气资源有利区分布方面。随着页岩气前期探井的陆续完钻，将会获取大量的第一手资料，如何利用好这些资料正确地评价研究区页岩气勘探潜力将是亟待解决的难题。鉴于目前的研究倚重于有机地化、岩矿物性等资料，缺乏实验测试和微观机理的研究，因此，今后一段时期内，国内各研究机构将会逐渐关注并解决这些问题，为页岩气的后期开发奠定基础。

2、页岩气的相关开发技术是中国必须突破的瓶颈。美国的勘探实践证明，技术进步是页岩气成功开发的关键。虽然中国具备页岩气开采的关键技术，如水平井技术和水力压裂技术，但由于缺乏对页岩气岩石力学特性的深入了解，在产能模拟、压裂等增产开发措施上与美国尚有差距。因此，随着研究的深入，需要技术手段的不断进步才能成功地开采页岩气资源。

3、在中外合作的大背景下，结合实际、坚持创新将是未来发展的必然趋势。目前，国内的相关研究还很薄弱，若要尽早地开发利用页岩气资源，就必须与理论成熟、经验丰富、技术先进的外国公司合作，共同开发页岩气资源。与此同时还必须结合国内沉积地层和构造特征的实际情况，形成一套适合于中国地质特点的勘探开发技术，以促进中国页岩气发展进程。

4、经过7年的勘测调查和反复研究，范围涉及滇、黔、桂、湘、鄂、川、渝、陕等省区，最终将优势区域锁定在重庆东南部，并确定了一条以綦江为起点，经万盛、南川、武隆、彭水、黔江、酉阳、秀山的开发路线；也就是说，中国页岩气开发将会从綦江起步，走向全国。

5、鉴于页岩气资源潜力巨大，在非常规能源中占有重要的战略地位，国家将会逐渐加大对其扶持的力度。美国页岩气的成功开采在缓解其国内能源紧张局势中发挥的重要作用让中国看到了资源接替的新曙光。而中国的页岩气资源丰富，前景广阔，一旦形成产能，势必会缓解国内能源压力。