鄒才能 趙 群 叢連鑄 王紅巖 施振生 武 瑾 潘松圻

1.中國石油勘探開發(fā)研究院 2.國家能源頁巖氣研發(fā)（實驗）中心 3.中國石油勘探與生產(chǎn)分公司

0 引言

世界能源發(fā)展已經(jīng)進入從化石能源向新能源轉(zhuǎn)換的關(guān)鍵期，天然氣作為最清潔的化石能源，是化石能源向新能源轉(zhuǎn)換的“橋梁”或最佳“伙伴”[1]。北美“頁巖氣革命”成功，使美國由天然氣進口大國轉(zhuǎn)變?yōu)槌隹诖髧羁谈淖兞耸澜缣烊粴夤┙o格局[1-3]。全球頁巖氣資源豐富，水平井多段壓裂等技術(shù)是頁巖氣資源開發(fā)的成熟有效技術(shù)[1-3]，在美國頁巖氣示范效應的帶動下，中國和阿根廷也實現(xiàn)了對頁巖氣資源的有效開發(fā)，產(chǎn)量持續(xù)快速增長[4-5]。近年來，水平井密切割、地下光纖監(jiān)測和大數(shù)據(jù)人工智能等新技術(shù)的應用，推動頁巖氣開發(fā)再次實現(xiàn)跨越式發(fā)展。但近期受新冠肺炎疫情和產(chǎn)油國出口博弈等因素的影響，全球油氣價格持續(xù)走低，國內(nèi)外頁巖氣開發(fā)面臨著新的形勢[6]。

作為北美之外最大的頁巖氣生產(chǎn)國，通過10余年勘探開發(fā)攻關(guān)，中國以四川盆地及其鄰區(qū)為重點，實現(xiàn)了海相頁巖氣資源的有效開發(fā)[1,3]。以四川盆地埋深3 500 m以淺的海相頁巖區(qū)為重點，2020年全國實現(xiàn)頁巖氣產(chǎn)量200×108m3，其中中國石油天然氣集團有限公司（以下簡稱中國石油）在蜀南的長寧、威遠和昭通等區(qū)塊實現(xiàn)頁巖氣產(chǎn)量116×108m3，中國石油化工集團有限公司（以下簡稱中國石化）在涪陵、威榮頁巖氣田實現(xiàn)頁巖氣產(chǎn)量84×108m3。隨著頁巖氣開發(fā)的持續(xù)快速推進，明確埋深超過3 500 m深層頁巖氣的開發(fā)潛力如何，既是判斷未來中國頁巖氣資源開發(fā)潛力和發(fā)展前景等的前提，也是決定能否在川渝地區(qū)建成“天然氣大慶”的關(guān)鍵。

1 世界頁巖氣發(fā)展概況

2020年世界頁巖氣總產(chǎn)量為7 688×108m3（增長3.2%），其中美國7 330×108m3、中國200×108m3、阿根廷 103×108m3、加拿大 55×108m3，美國是世界頁巖氣開發(fā)的主體。

1.1 油氣開發(fā)形勢

美國頁巖油氣成為全球油氣產(chǎn)量增長的主要領(lǐng)域，“頁巖革命”推動美國實現(xiàn)“能源獨立”[4,7]。據(jù)美國能源信息署（EIA）的數(shù)據(jù)，2020年美國頁巖氣產(chǎn)量為7 330×108m3，占其天然氣總產(chǎn)量的約80%；2019年美國頁巖氣產(chǎn)量增長957×108m3，占全球天然氣產(chǎn)量增長率的73%。2020年美國致密油/頁巖油產(chǎn)量為3.5×108t，占其原油總產(chǎn)量的比例超過50%；2019年美國致密油/頁巖油產(chǎn)量增長0.6×108t（增長19%），占全球原油產(chǎn)量增長率的66%。2019年美國能源產(chǎn)量為22.6×108噸油當量（ton oil equivalent，縮寫為toe），消費量為22.2×108噸油當量，已經(jīng)基本實現(xiàn)了“能源獨立”。

2020年受新冠肺炎疫情的影響，國際原油價格一直低位徘徊，美國頁巖油氣行業(yè)出現(xiàn)了“破產(chǎn)潮”（Haynes and Boone，2020，據(jù)國外網(wǎng)站新聞報道），頁巖油氣產(chǎn)量大幅度下跌后有望在2020年第四季度開始恢復（Energy Voice，2020，據(jù)國外網(wǎng)站新聞報道）。2020年4月20日美國西德輕質(zhì)原油價格（WTI）為-37.6美元/桶（EIA，2020）。當油價低于35美元/桶，30%的頁巖油氣公司資不抵債，20%的頁巖油氣公司面臨財務危機。大批企業(yè)申請破產(chǎn)，誘發(fā)了全行業(yè)進入“破產(chǎn)潮”。2020年將有170家從事頁巖油氣的公司破產(chǎn)，是2019年的2.3倍，行業(yè)資產(chǎn)減值超過3 000億美元（Haynes，2020，據(jù)國外網(wǎng)站新聞報道）。2020年5月份頁巖氣產(chǎn)量減少400×108m3/a以上，致密油/頁巖油產(chǎn)量減少近4 000×104t/a；2020年6月份產(chǎn)量開始逐步恢復。此次深度破產(chǎn)重組后，在2020年第四季度頁巖油氣產(chǎn)量完全恢復。

1.2 幾點認識

1）美國政府主導超前布局“能源獨立”戰(zhàn)略，是“頁巖油氣革命”成功的關(guān)鍵。1976年美國政府通過《能源部重組法案》，在能源部（DOE）主導下設(shè)立了天然氣研究院（GTI）和非常規(guī)天然氣研究項目，28年持續(xù)投入油氣科技項目超過50億美元[8]；1979年頒布《原油意外獲利法》第29條，對1980年到1993年期間鉆探并于2003年之前生產(chǎn)和銷售的非常規(guī)氣實施稅收減免[9]。

2）依靠科技和管理創(chuàng)新提質(zhì)提效，是推動頁巖油氣行業(yè)持續(xù)快速發(fā)展的永恒主題。近10年北美頁巖油氣開發(fā)技術(shù)和管理革新不斷升級換代（圖1）。以Marcellus氣田為例，2012年以來頁巖氣開發(fā)技術(shù)多次革新，地質(zhì)工程一體化和工廠化等管理模式不斷創(chuàng)新，頁巖氣開發(fā)效率大幅度提升。2012—2017年，以密切割為主體的4代技術(shù)跨越，助力頁巖氣單井最終可采儲量（EUR）由1.2×108m3提高至4.0×108m3。2018年以來，以大數(shù)據(jù)為主導的第5代技術(shù)，推動頁巖氣開發(fā)成本再降低（幅度超過30%）[10]。

圖1 美國頁巖氣發(fā)展歷程簡圖

3）依托現(xiàn)場先導科技試驗，多方緊密結(jié)合面向生產(chǎn)的科研攻關(guān)模式值得借鑒。美國GTI主導在多個盆地開展了不同類型的頁巖油氣開發(fā)科技先導試驗，創(chuàng)新關(guān)鍵理論技術(shù)，有效推動了頁巖油氣田的高效開發(fā)。2010年以來，GTI主導并聯(lián)合技術(shù)服務公司和生產(chǎn)企業(yè)，在Marcellus、Permian和Eagle Ford等頁巖油氣田開展先導試驗，有針對性地解決生產(chǎn)問題，頁巖油氣采收率由10%～15%提高至35%以上[11]。

4）依靠完善的市場機制，低油氣價格下實現(xiàn)頁巖氣低成本的產(chǎn)業(yè)深度整合后，頁巖油氣行業(yè)有望快速復蘇。盡管美國頁巖油生產(chǎn)成本在30美元/桶左右，但在高額的債務負擔下，需要WTI油價超過57美元/桶，行業(yè)才有可能實現(xiàn)盈利[6]。2020年Brent國際原油平均價格為41.85美元/桶，在此輪低油氣價格的影響下，通過完善的市場機制，大量從事頁巖油氣的公司破產(chǎn)重組，有利于行業(yè)短期擺脫高額債務危機。當前國際原油價格在40美元/桶以上，美國頁巖油氣行業(yè)在2020年第四季度逐步恢復生產(chǎn)（Energy Voice，2020，據(jù)國外網(wǎng)站新聞報道）。

2 中國頁巖氣開發(fā)進展

中國頁巖氣產(chǎn)量從無到有，僅用6年時間就實現(xiàn)了年產(chǎn)100×108m3，其后又用2年時間在深埋3 500 m以淺實現(xiàn)了年產(chǎn)200×108m3的歷史性跨越，在深埋3 500～4 000 m深層實現(xiàn)突破發(fā)現(xiàn)，創(chuàng)造了中國天然氣發(fā)展史上的奇跡。

2.1 中國頁巖氣開發(fā)歷程

2.1.1 合作借鑒階段（2007—2009年）

此階段國內(nèi)學者引入美國頁巖氣概念，在地質(zhì)評價的基礎(chǔ)上，明確了四川盆地上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組和下寒武統(tǒng)筇竹寺組兩套頁巖是中國頁巖氣的工作重點，找到了長寧、威遠和昭通頁巖氣有利區(qū)，并啟動了產(chǎn)業(yè)化示范區(qū)建設(shè)。該階段屬于中國頁巖氣產(chǎn)業(yè)的啟蒙階段（圖2）。2007年中國石油勘探開發(fā)研究院與美國新田石油公司聯(lián)合開展了“威遠地區(qū)頁巖氣聯(lián)合研究”，2008年在長寧構(gòu)造北翼鉆探我國第1口頁巖氣地質(zhì)資料井——長芯1井，確定四川盆地五峰組—龍馬溪組為頁巖氣工作的主力層系[3-4]。2009年12月中國石油批復了《中國石油頁巖氣產(chǎn)業(yè)化示范區(qū)工作方案》，確立了長寧、威遠和昭通3個頁巖氣有利區(qū)，啟動了產(chǎn)業(yè)化示范區(qū)建設(shè)，初步提出年產(chǎn)15×108m3的頁巖氣發(fā)展目標[3-4]。

2.1.2 自主探索階段（2010—2013年）

此階段通過努力攻關(guān)與實踐，中國頁巖氣地質(zhì)理論及開發(fā)認識取得重要進展，明確了四川盆地海相五峰組—龍馬溪組頁巖氣的開發(fā)價值（表1），發(fā)現(xiàn)了蜀南和涪陵兩大頁巖氣區(qū)，是中國頁巖氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展突破階段（圖2）。2010年，中國第一口頁巖氣井——威201直井，在龍馬溪組頁巖段壓裂獲得頁巖氣測試產(chǎn)量0.3×104～1.7×104m3/d，解決了有無頁巖氣的問題[3,12-13]；在北美以外首次在頁巖中發(fā)現(xiàn)孔徑介于5～100 nm的納米孔隙；中國石油勘探開發(fā)研究院率先在川南長寧雙河地區(qū)，建立了第一批五峰組—龍馬溪組數(shù)字化露頭剖面[3,12-13]。2011年中國石油在長寧區(qū)塊實施了寧201-H1水平井10段壓裂，獲得頁巖氣測試產(chǎn)量15×104m3/d，成為中國第一口具體商業(yè)開發(fā)價值的頁巖氣井[3,12-13]。2012年中國石化經(jīng)過多年不斷探索，在重慶涪陵地區(qū)以五峰組—龍馬溪組頁巖為目的層，鉆探了焦頁1HF水平井，獲得頁巖氣測試產(chǎn)量20.3×104m3/d，發(fā)現(xiàn)了涪陵頁巖氣田[14-15]。2013年中國石化啟動了涪陵區(qū)塊頁巖氣井組開發(fā)試驗[14]。此外，陜西延長石油（集團）有限責任公司、中國華電集團公司和神華集團有限責任公司等投入超過50億元人民幣，在四川盆地以外開展了大量的海相、陸相和海陸過渡相頁巖氣的勘探評價工作，但總體效果欠佳[3]。

圖2 中國頁巖氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展歷程簡圖

表1 國內(nèi)外典型頁巖氣田相關(guān)參數(shù)對比表

國家十分重視頁巖氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展，從多方位支持頁巖氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。2010年，國家能源頁巖氣研發(fā)（實驗）中心揭牌成立，2011年在國家科技重大專項中設(shè)立頁巖氣項目。2011年，國土資源部發(fā)布公告，確定頁巖氣為獨立礦種，2011—2012年通過兩輪招標共計出讓19個頁巖氣區(qū)塊。2012年，國家發(fā)展和改革委員會（以下簡稱發(fā)改委）、財政部、國土資源部和國家能源局聯(lián)合發(fā)布了《頁巖氣發(fā)展規(guī)劃（2011—2015年）》，提出了2015年實現(xiàn)頁巖氣65×108m3的發(fā)展目標。2012年，發(fā)改委批準設(shè)立了涪陵、長寧—威遠、昭通和延安4個國家級頁巖氣示范區(qū)；財政部和國家能源局發(fā)布了《關(guān)于出臺頁巖氣開發(fā)利用補貼政策的通知》，對2012—2015年開發(fā)利用的頁巖氣補貼0.4元/m3。在國家政策的大力支持下，中國石油和中國石化兩家企業(yè)以四川盆地為重點，2013年實現(xiàn)了頁巖氣年產(chǎn)量2×108m3的生產(chǎn)突破。

2.1.3 工業(yè)化開發(fā)階段（2014年至今）

此階段中國頁巖氣有效開發(fā)技術(shù)逐漸趨于成熟，埋深3 500 m以淺頁巖氣資源實現(xiàn)了有效開發(fā)，埋深3 500 m以深頁巖氣開發(fā)取得了突破進展，四川盆地海相頁巖氣已經(jīng)成為我國天然氣產(chǎn)量增長的重要組成部分，是中國頁巖氣產(chǎn)業(yè)的跨越發(fā)展階段（圖2）。

中國石油實現(xiàn)了川南地區(qū)五峰組—龍馬溪組海相頁巖氣的有效開發(fā)。2014年，中國石油啟動了川南地區(qū)26×108m3/a頁巖氣產(chǎn)能建設(shè)，2015年實現(xiàn)頁巖氣產(chǎn)量13×108m3?！笆濉逼陂g，中國石油加快頁巖氣開發(fā)步伐，以長寧、威遠和昭通埋深3 500 m以淺頁巖氣資源為主實施產(chǎn)能建設(shè)工作，截至2019年底，累計探明頁巖氣地質(zhì)儲量10 610×108m3，2019年生產(chǎn)頁巖氣80.3×108m3，2020年生產(chǎn)頁巖氣116.1×108m3。

中國石化實現(xiàn)了涪陵、威榮區(qū)塊五峰組—龍馬溪組海相頁巖氣的有效開發(fā)。2014年，中國石化啟動涪陵氣田產(chǎn)能建設(shè)工作，通過兩輪建設(shè)2016年實現(xiàn)頁巖氣產(chǎn)量50×108m3。2017年，在涪陵區(qū)塊實施頁巖氣立體開發(fā)，實現(xiàn)頁巖氣持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)，并啟動威榮氣田產(chǎn)能建設(shè)。截至2019年底，累計探明頁巖氣地質(zhì)儲量7 255×108m3，2019年生產(chǎn)頁巖氣73.4×108m3，2020 年產(chǎn)量達 84.1×108m3。

國家繼續(xù)強力支持頁巖氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展。2016年，國家能源局發(fā)布了《頁巖氣發(fā)展規(guī)劃（2016—2020年）》。2015年，財政部發(fā)布《關(guān)于頁巖氣開發(fā)利用財政補貼政策的通知》，對2016—2018年開發(fā)利用的頁巖氣補貼0.3元/m3、2019—2020年開發(fā)利用的頁巖氣補貼0.2元/m3。2018年，財政部、稅務總局印發(fā)《關(guān)于對頁巖氣減征資源稅的通知》，對2018年4月1日—2021年3月31日生產(chǎn)的頁巖氣減征30%資源稅。2020年，財政部發(fā)布《清潔能源發(fā)展專項資金管理暫行辦法》，明確2020—2024年通過多增多補的方式延續(xù)頁巖氣補貼政策。

在川南、涪陵頁巖氣田開發(fā)取得突破后，全國頁巖氣產(chǎn)量加快增長，2018年頁巖氣產(chǎn)量達到108×108m3，2019年產(chǎn)量為 154×108m3，2020年產(chǎn)量超過200×108m3。2014—2019年中國天然氣產(chǎn)量增長550×108m3，其中頁巖氣占產(chǎn)量增長貢獻率的28%，已經(jīng)成為中國天然氣產(chǎn)量增長的重要組成部分（圖 2）。

2.2 理論技術(shù)進展

通過10余年的勘探開發(fā)攻關(guān)，四川盆地海相頁巖氣基礎(chǔ)地質(zhì)理論認識取得了重要的進展，埋深3 500 m以淺海相頁巖氣開發(fā)技術(shù)成熟配套，埋深介于3 500～4 000 m海相頁巖氣開發(fā)技術(shù)基本形成。

2.2.1 基礎(chǔ)理論取得重要進展

2.2.1.1 五峰組—龍馬溪組海相頁巖儲層具有高有機質(zhì)含量和高納米級孔隙度的“兩高”特征

2010年，對川南頁巖氣儲層的分析結(jié)果表明，龍馬溪組底部總有機碳含量值（TOC）超過3%的頁巖厚度介于10～20 m，威201井在國內(nèi)首次發(fā)現(xiàn)孔徑介于5～100 nm的納米孔隙[12-14]。采用分子動力學模擬，考慮頁巖微觀孔隙表面水膜厚度，甲烷可動孔喉半徑均值為5.0 nm[4,16]。通過分析大量中下?lián)P子五峰組—龍馬溪組頁巖樣品發(fā)現(xiàn)，納米孔隙是頁巖氣的主要儲集空間（圖3），占總有效孔隙度的60%～80%[12-13]。研究發(fā)現(xiàn)，川南五峰組—龍馬溪組頁巖TOC＞3%儲層的孔隙度介于3%～8%。

圖3 川南地區(qū)龍馬溪組頁巖微觀孔隙鏡下照片

2.2.1.2 五峰組—龍馬溪組海相頁巖發(fā)育5類層理，層理類型控制著頁巖氣儲層的品質(zhì)

五峰組—龍馬溪組海相頁巖主要發(fā)育5大類層理：水平層理、韻律層理、塊狀層理、遞變層理和交錯層理，其中水平層理根據(jù)紋層結(jié)構(gòu)進一步細分為條帶狀粉砂型、遞變型、砂泥遞變型和砂泥互層型4種類型[17]。條帶狀粉砂型水平層理泥紋層含量最高，泥紋層由于物質(zhì)組成、孔隙類型及結(jié)構(gòu)、面孔率、孔徑分布、微裂縫類型及密度等均優(yōu)于粉砂紋層，故其儲層品質(zhì)為最佳[18]。其順層縫最發(fā)育，水平滲透率達184.285 mD、垂直滲透率僅為0. 655 mD，兩者相差達291倍。順層縫能有效溝通無機礦物孔隙、納米級有機質(zhì)孔等，可以成為油氣水平運移的高速通道[19]。含氣頁巖由于垂直滲透率低，阻礙了頁巖氣垂向迅速逸散而有利于保存；而高水平滲透率則大大改善了頁巖儲層的水平滲流能力，并且能夠在水平井水力壓裂改造后形成復雜裂縫網(wǎng)絡，從而提高頁巖氣產(chǎn)量[4]。

2.2.1.3 揭示海相深水陸棚筆石黑色頁巖形成機理，建立頁巖氣“甜點區(qū)”和“甜點段”地質(zhì)理論

多地質(zhì)事件耦合形成了四川盆地及其鄰區(qū)五峰組—龍馬溪組“深水陸棚”優(yōu)質(zhì)頁巖“甜點段”[12-13,20]，形成時間介于距今447.42～440.77 Ma，發(fā)育大量筆石化石[21]，具生物硅含量高和TOC高的特征。四川盆地及其鄰區(qū)頁巖儲層分布連續(xù)、構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)保存條件好、儲層“超壓”等是控制頁巖氣井高產(chǎn)的主要地質(zhì)因素[22]。郭旭升針對涪陵頁巖氣田特征，提出了深水沉積和有效保存“二元富集”規(guī)律[23]。鄒才能等提出了常規(guī)—非常規(guī)天然氣“有序聚集”的認識，并建立了頁巖氣富集區(qū)“甜點區(qū)”與“甜點段”理論[24]。通過不斷開發(fā)實踐，明確高脆性富有機質(zhì)頁巖（TOC＞4%、脆性礦物含量超過70%）是優(yōu)質(zhì)頁巖儲層，U/Th比通常大于1.25，其中龍馬溪組底部3～5 m是最優(yōu)的水平井靶體段[20]。

2.2.1.4 川南深層優(yōu)質(zhì)頁巖厚度大、保存條件好、發(fā)育微裂縫與異常超高壓，頁巖氣富集高產(chǎn)

川南深層TOC＞4%的優(yōu)質(zhì)頁巖儲層“甜點段”厚度為8～17 m，由于受到深層高儲層壓力形成孔內(nèi)支撐、高強度石英礦物形成剛性骨架支撐和封閉成巖環(huán)境有機酸長期鈣質(zhì)礦物溶蝕3項因素的影響，使得埋深超過3 500 m的深層頁巖孔隙度介于3.9%～5.8%，孔隙度與淺層差異不大[12-13,25]。川南深層頁巖上覆巨厚地層構(gòu)成高密閉體，有機質(zhì)生烴后形成高壓力封存，瀘州地區(qū)儲層壓力系數(shù)介于1.8～2.2，地層能量充足，氣井生產(chǎn)前3個月套壓在30 MPa以上。川南深層寬緩向斜發(fā)育橫向拉張和層間滑移兩類裂縫，裂縫密度向核部增大，可以有效提升頁巖儲層的連通性，瀘203井位于向斜核部，該井測試日產(chǎn)頁巖氣量達138×104m3。

2.2.1.5 基于“人造氣藏”理念，多段壓裂形成縫網(wǎng)體系、構(gòu)建流動系統(tǒng)，初步構(gòu)建頁巖氣開發(fā)理論

頁巖儲層致密，以“甜點段”為目標，通過水平井多段壓裂形成密集縫網(wǎng)，構(gòu)建“人造高滲區(qū)，重構(gòu)滲流場”，建立“人造氣藏”，是頁巖氣井獲得高產(chǎn)的關(guān)鍵[26]。建立多機制、多尺度、多場耦合滲流模型模擬和氣井產(chǎn)能遞減分析，明確典型井前1年、3年、5年、7年分別采出單井最終可采儲量（EUR）的25%、47%、60%、70%，第8年吸附氣產(chǎn)量貢獻率超過50%[27-28]。

2.2.2 關(guān)鍵工程技術(shù)進展

2.2.2.1 水平井多段壓裂等關(guān)鍵工程技術(shù)指標大幅度提升，深層頁巖氣開發(fā)技術(shù)日趨成熟

建立了本土化的頁巖氣有效開發(fā)技術(shù)體系，埋深3 500 m以淺頁巖氣開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)指標大幅度提升，實現(xiàn)了第一代向第二代的技術(shù)發(fā)展跨越。“一趟鉆”鉆井技術(shù)日趨成熟，實現(xiàn)了造斜段—水平段進尺最高達2 407 m的目標。采用“多簇射孔、高強度加砂、暫堵轉(zhuǎn)向”壓裂工藝技術(shù)，全面提升長水平段水平井的壓裂改造效果。以威204井區(qū)為例，水平井水平段長度、壓裂段數(shù)、壓裂加砂量、壓裂液量、壓裂加砂強度和測試產(chǎn)量由2016年的 1 506 m、19.9段、2 246 t、41 377 m3、1.7 t/m和 16.4×104m3/d，分別提升至2020年的1 965 m、23.0段、5 180 t、52 646 m3、2.7 t/m 和 29.2×104m3/d（ 圖 4）， 單 井EUR由 0.49×108m3提 升 至1.02×108m3。針對深層頁巖氣儲層高溫、高應力的特點，采用地表泥漿冷卻和大功率壓裂裝備等，可以基本滿足埋深介于3 500～4 000 m頁巖氣資源的有效開發(fā)。

2.2.2.2 通過地質(zhì)—工程一體化，實現(xiàn)頁巖氣開發(fā)最優(yōu)化，是實現(xiàn)頁巖氣高效開發(fā)的關(guān)鍵

2014 年，在地質(zhì)工程一體化理念的指導下，創(chuàng)新了頁巖氣勘探開發(fā)的適用性模式。在川南頁巖氣開發(fā)中，中國石油通過一體化設(shè)計、一體化管理和一體化滾動優(yōu)化，實現(xiàn)了“高產(chǎn)量、高EUR、高采收率”的目標[20,29-31]。基于高分辨率構(gòu)造、地質(zhì)屬性的多尺度天然裂縫，國內(nèi)首次在頁巖氣田中建立了全區(qū)和平臺尺度三維地質(zhì)力學模型，鉆井、完井壓裂、生產(chǎn)、開發(fā)四大工程系統(tǒng)的地質(zhì)工程一體化全覆蓋[32-33]，實現(xiàn)了水平井箱體最優(yōu)化、改造參數(shù)最優(yōu)化、生產(chǎn)制度最優(yōu)化、開發(fā)技術(shù)政策最優(yōu)化[33]。深層頁巖氣高產(chǎn)模式：水平井高產(chǎn)需要優(yōu)質(zhì)儲層厚度超過5 m，鉆遇水平段長度大于1 500 m，壓裂簇數(shù)（單段7～8簇）+加砂強度（超過2.5 t/m）+暫堵轉(zhuǎn)向，頁巖氣測試產(chǎn)量將超過50×104m3/d[20]。

圖4 威204井區(qū)頁巖氣水平井關(guān)鍵參數(shù)變化統(tǒng)計圖

2.2.2.3 借助于地下光纖監(jiān)測、人工智能大數(shù)據(jù)和數(shù)字化井場等新技術(shù)，頁巖氣開發(fā)成本有望繼續(xù)降低

針對頁巖氣“人造氣藏”的特點，中國石油和中國石化在四川盆地頁巖氣開發(fā)過程中已經(jīng)引入光纖監(jiān)測技術(shù)，以評價頁巖氣人造氣藏開發(fā)效果并優(yōu)化工程技術(shù)；針對頁巖氣勘探開發(fā)工作量大，各油田已經(jīng)逐步開展人工智能大數(shù)據(jù)分析，深度挖掘有效信息，提升頁巖氣開發(fā)效果；通過儲層—井筒—地面數(shù)字化、信息化建設(shè)，實現(xiàn)了“數(shù)據(jù)共享、專業(yè)分析、綜合利用、輔助決策”[31-33]。頁巖氣數(shù)字化開發(fā)管理實現(xiàn)了井場的無人值守，大幅度降低頁巖氣現(xiàn)場工作強度，有效降低了頁巖氣井開發(fā)管理成本[31-33]。

3 中國頁巖氣資源開發(fā)潛力

以四川盆地及其鄰區(qū)海相頁巖氣為主體，并且積極開展對海陸過渡相及陸相頁巖氣的勘探開發(fā)攻關(guān)研究，估算該區(qū)合計可再探明頁巖氣地質(zhì)儲量超過 6×1012m3。

3.1 中淺層海相頁巖氣是產(chǎn)業(yè)發(fā)展的“壓艙石”

四川盆地及其鄰區(qū)埋深介于2 500～3 500 m的中淺層海相超壓頁巖氣區(qū)已建成200×108m3/a的產(chǎn)氣規(guī)模，未來以穩(wěn)產(chǎn)為主，是頁巖氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的基石。初步評價表明，埋深介于2 500～3 500 m的五峰組—龍馬溪組頁巖氣開發(fā)有利區(qū)面積為1.3×104km2，頁巖氣地質(zhì)資源量約8.0×1012m3。截至2020年底，中國石油和中國石化以涪陵、長寧、威遠和昭通等區(qū)塊為重點，已探明頁巖氣地質(zhì)儲量超過2.0×1012m3，面積約2 000 km2，其中中國石油探明儲量為10 610×108m3、中國石化探明儲量為9 408×108m3。綜合考慮地表地理和地下地質(zhì)條件，估算埋深3 500 m以淺還可再探明頁巖氣有利區(qū)面積700 km2，可以再新增探明頁巖氣地質(zhì)儲量超過5 000×108m3。

按照單井控制面積0.5 km2、單井EUR為1.1×108m3來測算，可鉆開發(fā)井5 400口，計算頁巖氣可采儲量約5 900×108m3?？紤]建產(chǎn)期和遞減期的生產(chǎn)情況，埋深介于2 500～3 500 m頁巖氣資源量可建年產(chǎn)規(guī)模200×108m3穩(wěn)產(chǎn)20年以上。2020年，中國石油在川南地區(qū)已建成年產(chǎn)氣規(guī)模100×108～120×108m3，中國石化以涪陵、威榮區(qū)塊為重點建成年產(chǎn)氣規(guī)模80×108～90×108m3（圖5）。因此，按照穩(wěn)產(chǎn)20年的目標，埋深介于2 500～3 500 m的海相頁巖氣已基本完成產(chǎn)能建設(shè)，未來以穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)為主。

3.2 深層海相頁巖氣是未來產(chǎn)量增長的主體

四川盆地及其鄰區(qū)埋深介于3 500～4 500 m的深層海相超壓頁巖氣區(qū)，具備建成年產(chǎn)頁巖氣300×108m3以上規(guī)模的資源基礎(chǔ)，是未來頁巖氣產(chǎn)量增長的主要領(lǐng)域。初步評價結(jié)果認為，埋深介于3 500～4 500 m的五峰組—龍馬溪組頁巖氣開發(fā)有利區(qū)面積為1.6×104km2，頁巖氣地質(zhì)資源量為9.6×1012m3。截至2019年底，中國石化在威榮頁巖氣田探明頁巖氣地質(zhì)儲量為1 247×108m3，累計投產(chǎn)井超過20口，頁巖氣測試產(chǎn)量介于12×104～24×104m3/d，2019年產(chǎn)量為1×108m3。中國石油在瀘州、渝西、長寧和威遠等區(qū)塊已鉆深層頁巖氣勘探評價井超過40口，其中8口井頁巖氣測試產(chǎn)量超過20×104m3/d。四川盆地及其鄰區(qū)海相頁巖氣開發(fā)潛力分析結(jié)果如表2所示。

1）埋深介于3 500～4 000 m的海相頁巖氣開發(fā)技術(shù)基本成熟，是“十四五”期間主要的建產(chǎn)領(lǐng)域。初步評價結(jié)果表明，埋深介于3 500～4 000 m的五峰組—龍馬溪組頁巖氣開發(fā)有利區(qū)面積為0.5×104km2，頁巖氣地質(zhì)資源量約為3.0×1012m3。瀘203、足202-H1和陽101H1-2等一批評價井已經(jīng)獲得了高產(chǎn)，頁巖氣單井EUR超過1.5×108m3。其中，瀘203井頁巖氣測試產(chǎn)量達到138×104m3/d，預測單井EUR超過2.0×108m3。綜合考慮地表地理和地下地質(zhì)條件，估算可探明面積為1 000 km2，可探明頁巖氣地質(zhì)儲量為8 000×108m3。按照單井控制面積為0.5 km2、單井EUR為1.5×108m3來測算，可以鉆開發(fā)井2 000口，計算頁巖氣可采儲量約為3 000×108m3，具備建成年產(chǎn)頁巖氣100×108m3規(guī)模且穩(wěn)產(chǎn)20年以上的潛力（表2）。

2）埋深介于4 000～4 500 m的海相頁巖氣有效開發(fā)技術(shù)突破以后，具備再上產(chǎn)200×108m3/a的開發(fā)潛力。初步評價結(jié)果表明，埋深介于4 000～4 500 m的五峰組—龍馬溪組頁巖氣開發(fā)有利區(qū)面積為1.1×104km2，頁巖氣地質(zhì)資源量約為9.0×1012m3。區(qū)內(nèi)一批評價井獲得了較高的頁巖氣測試產(chǎn)量，如陽101H2-8井，目的層垂深為4 129 m，頁巖氣測試產(chǎn)量為51×104m3/d；黃202井，目的層垂深為4 082 m，測試產(chǎn)量為22×104m3/d。綜合考慮地表地理和地下地質(zhì)條件，估算可探明面積為2 000 km2，可探明頁巖氣地質(zhì)儲量為16 000×108m3。按照單井控制面積為0.5 km2、單井EUR為1.5×108m3來測算，可以鉆開發(fā)井4 000口，計算頁巖氣可采儲量約為6 000×108m3，具備建成年產(chǎn)頁巖氣200×108m3規(guī)模且穩(wěn)產(chǎn)20年以上的潛力（表2）。

表2 四川盆地及其鄰區(qū)海相頁巖氣開發(fā)潛力分析結(jié)果表

3）埋深超過4 500 m的超深層海相頁巖氣資源豐富，可作未來保持穩(wěn)產(chǎn)的接替領(lǐng)域。初步評價結(jié)果表明，埋深超過4 500 m的五峰組—龍馬溪組頁巖分布面積超過4 000 km2，頁巖氣地質(zhì)資源量約為2.4×1012m3，主要分布在瀘州南部、長寧西北部和重慶東部等地區(qū)。瀘州南部的瀘204井，目的層垂深超過4 500 m，壓裂水平段長度為650 m，優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率為54%，頁巖氣測試產(chǎn)量為14×104m3/d。綜合考慮地表地理和地下地質(zhì)條件，估算可探明面積為800 km2，可探明頁巖氣地質(zhì)儲量為6 400×108m3。按照單井控制面積為0.5 km2、單井EUR為1.5×108m3來測算，可以鉆開發(fā)井1 600口，計算頁巖氣可采儲量為2 400×108m3，具備建成年產(chǎn)頁巖氣80×108m3規(guī)模且穩(wěn)產(chǎn)20年以上的潛力（表 2）。

3.3 低壓低豐度海相頁巖氣可作為長期穩(wěn)產(chǎn)的接替

中上揚子復雜地區(qū)廣泛發(fā)育低壓低豐度海相頁巖儲層，分布面積超過2×104km2。如四川盆地外圍區(qū)的五峰組—龍馬溪組和筇竹寺組頁巖，已經(jīng)有超過50口的勘探井獲氣，通常壓力系數(shù)介于0.8～1.2，尚不能經(jīng)濟有效開發(fā)。初步估算，具有一定開發(fā)前景的頁巖氣區(qū)面積超過2 000 km2，可探明頁巖氣地質(zhì)儲量超過8 000×108m3。按照單井控制面積為0.5 km2、單井EUR介于 0.5×108～ 0.8×108m3，總計可以鉆開發(fā)井4 000口，計算頁巖氣可采儲量為2 000×108～3 000×108m3，具備建成年產(chǎn)頁巖氣60×108～100×108m3規(guī)模且穩(wěn)產(chǎn)10年以上的潛力（表 2）。

3.4 新區(qū)新領(lǐng)域頁巖氣在多個地區(qū)見到突破的苗頭

鄂爾多斯、四川等盆地海陸過渡相、陸相頁巖氣勘探評價取得重要進展，有效開發(fā)取得突破以后，具備建成年產(chǎn)頁巖氣100×108～150×108m3規(guī)模的資源遠景。

鄂爾多斯盆地下二疊統(tǒng)山西組海陸過渡相頁巖氣勘探取得良好效果。中國石油多口井在該盆地東緣大寧—吉縣區(qū)塊山2段獲得頁巖氣測試產(chǎn)量 0.2×104～ 1.0×104m3/d，其中大吉 51直井測試產(chǎn)量為0.7×104m3/d；延長石油3口井在延川區(qū)塊山1段獲得工業(yè)氣流，其中云頁平3水平井測試產(chǎn)量為5.3×104m3/d、云頁平6水平井測試產(chǎn)量為2.0×104～3.0×104m3/d[34-35]。初步評價結(jié)果表明，山2段頁巖氣勘探有利區(qū)面積為5 000 km2（圖6），頁巖氣資源量超過1.0×1012m3。

四川盆地侏羅系、二疊系富有機質(zhì)頁巖段也顯示出較好的頁巖氣勘探潛力。該盆地下侏羅統(tǒng)自流井組大安寨段二亞段黑色頁巖集中發(fā)育，TOC＞1.0%、厚度超過30 m的頁巖分布面積達4×104km2（圖7），Ro介于0.9%～1.6%，既生油又生氣[36-37]。秋林19、龍淺2兩口直井分別在大安寨段頁巖段獲得頁巖氣測試產(chǎn)量0.23×104m3/d和0.26×104m3/d[36-37]。初步評價結(jié)果表明，侏羅系頁巖氣勘探有利區(qū)面積為6 000 km2，頁巖氣資源量介于 0.3×1012～ 0.6×1012m3。上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M頁巖在全盆地廣泛分布，在川東南瀘州—重慶為海陸過渡相，在川東北墊江—云陽地區(qū)為海相侏羅系。頁巖儲層TOC高（介于0.5%～12.0%），演化程度適中（Ro介于2.2%～3.5%），脆性礦物含量較高（超過45%），與龍馬溪組頁巖相似[38-39]。初步評價結(jié)果表明，侏羅系頁巖氣勘探有利區(qū)面積為1.6×104km2，頁巖氣資源量為4.4×1012m3。

圖6 鄂爾多斯盆地山2段頁巖厚度分布圖

4 中國頁巖氣開發(fā)前景

從當前天然氣勘探開發(fā)總體形勢來看，頁巖氣具備產(chǎn)量快速增長的基本條件，是未來中國天然氣產(chǎn)量增長的重要力量。中國陸上各大含油氣盆地繼續(xù)發(fā)現(xiàn)大型常規(guī)天然氣田的概率較低，未來常規(guī)天然氣產(chǎn)量以穩(wěn)產(chǎn)為主[40-42]；以鄂爾多斯盆地為主體的致密氣產(chǎn)量已接近峰值，產(chǎn)量繼續(xù)增長的規(guī)模有限[43-45]；雖歷經(jīng)多年攻關(guān)，但煤層氣高效開發(fā)技術(shù)的進展卻仍較緩慢，開發(fā)前景總體仍不明朗[43-45]。初步預判，在目前的技術(shù)條件下，2025年中國頁巖氣產(chǎn)量將有望達到300×108m3，2030年將達到350×108～400×108m3（圖8），是未來中國天然氣產(chǎn)量增長的重要組成。

4.1 頁巖氣是中國天然氣產(chǎn)量增長的重要組成

圖7 四川盆地大安寨段頁巖厚度分布圖

圖8 中國頁巖氣產(chǎn)量預測圖

初步預判的結(jié)果表明：2025年中國天然氣年產(chǎn)量將達到2 270×108m3，與2019年的天然氣年產(chǎn)量相比增長29%，其中頁巖氣年產(chǎn)量將達到300×108m3，與2019年的頁巖氣年產(chǎn)量相比增長146×108m3，占天然氣產(chǎn)量增長的29%；2030年中國天然氣產(chǎn)量將有望達到2 500×108m3，與2019年的天然氣產(chǎn)量相比增長42%，其中頁巖氣年產(chǎn)量將達到350×108～400×108m3。頁巖氣將成為支撐我國天然氣產(chǎn)量增長的重要組成部分。

4.2 海相頁巖氣是建成四川盆地“天然氣大慶”的重要資源

我國已在松遼盆地建成東部“陸上石油大慶”、鄂爾多斯盆地建成西部“常規(guī)—非常規(guī)油氣大慶”，未來將在四川盆地建成“常規(guī)—非常規(guī)天然氣大慶”，簡稱“川渝天然氣大慶”。2019年四川盆地天然氣總產(chǎn)量為504×108m3，其中頁巖氣占51%。預計到2025年，中國石油和中國石化在四川盆地有望實現(xiàn)天然氣產(chǎn)量超過700×108m3（約合原油當量6 300×104t），將成為我國最大的油氣產(chǎn)區(qū)之一，在川渝地區(qū)（四川盆地）將建成 “天然氣大慶”。 2025年全國頁巖氣產(chǎn)量300×108m3，將主要來自四川盆地，占其天然氣總產(chǎn)量的43%，在該盆地天然氣產(chǎn)量增長中的貢獻超過一半。

4.3 海相深層是未來頁巖氣產(chǎn)量增長的主體

海相深層頁巖氣產(chǎn)量具備再建設(shè)產(chǎn)能300×108m3以上的條件?！笆奈濉逼陂g，埋深介于3 500～4 000 m的海相頁巖氣開發(fā)技術(shù)將基本過關(guān)，考慮20年穩(wěn)產(chǎn)的要求可以上產(chǎn)100×108m3/a，以支撐2025年全國頁巖氣產(chǎn)量達到300×108m3。鑒于埋深介于4 000～4 500 m海相頁巖氣開發(fā)技術(shù)突破難度較大，2030年全國海相頁巖氣產(chǎn)量低情景狀態(tài)為350×108m3、高情景狀態(tài)為400×108m3。海相超深層和低壓低豐度頁巖氣開發(fā)突破以后，既可以彌補中淺層和部分深層的頁巖氣產(chǎn)量遞減，又可以作為海相頁巖氣長期穩(wěn)產(chǎn)的“接替者”（圖8）。

4.4 非海相頁巖氣有望支撐頁巖氣產(chǎn)量長期持續(xù)增長

鄂爾多斯、四川等含油氣盆地發(fā)育大量海陸過渡相和陸相等非海相頁巖氣儲層，多口勘探評價井已獲得了較高的頁巖氣測試產(chǎn)量，具有良好的頁巖氣開發(fā)前景。但受資源勘探工作量較少、試采井生產(chǎn)時間較短、工程技術(shù)仍需攻關(guān)等制約因素的影響，非海相頁巖氣開發(fā)前景目前較難判斷。參考中國海相頁巖氣發(fā)展歷程，若2030年開發(fā)技術(shù)能夠獲得突破，則有望支撐中國頁巖氣產(chǎn)量長期持續(xù)增長。

5 結(jié)論

1）在國家的強力支持下，通過10余年的勘探開發(fā)攻關(guān)，四川盆地海相頁巖氣基礎(chǔ)地質(zhì)理論認識取得了重大的創(chuàng)新，埋深3 500 m以淺海相頁巖氣開發(fā)技術(shù)已成熟配套，埋深介于3 500～4 000 m海相頁巖氣開發(fā)技術(shù)基本形成。中國頁巖氣產(chǎn)量從無到有，用6年時間實現(xiàn)了年產(chǎn)100×108m3，其后又用2年時間實現(xiàn)了200×108m3的歷史跨越，創(chuàng)造了中國天然氣發(fā)展史上的奇跡。

2）以四川盆地及其鄰區(qū)海相頁巖氣為主體，并且積極開展對海陸過渡相及陸相頁巖氣勘探開發(fā)的攻關(guān)研究，估算該區(qū)的合計可探明頁巖氣地質(zhì)儲量超過8×1012m3，可以支持中國頁巖氣產(chǎn)量持續(xù)快速增長。其中，埋深3 500 m以淺的中淺層海相頁巖氣可采儲量為5 900×108m3，已建成年產(chǎn)氣能力200×108m3；估算埋深介于3 500～4 500 m的海相頁巖氣可采儲量為9 000×108m3，可建成年產(chǎn)氣能力 300×108m3。

3）初步預判認為，2025年中國頁巖氣產(chǎn)量將達到300×108m3，2030年將達到350×108～400×108m3，是未來中國天然氣產(chǎn)量增長的重要力量；其中海相深層是未來頁巖氣產(chǎn)量增長的主力，到2030年有望建成頁巖氣年產(chǎn)氣規(guī)模150×108～200×108m3。以四川盆地為主體的頁巖氣開發(fā)將有望推動川渝地區(qū)成為我國最大的油氣產(chǎn)區(qū)，在四川盆地建成“天然氣大慶”。

本文基于當前的理論技術(shù)認識預測較為落實的頁巖氣發(fā)展前景。隨著關(guān)鍵工程技術(shù)的不斷創(chuàng)新突破以及頁巖氣開發(fā)成本的不斷降低，中國頁巖氣的發(fā)展前景仍有進一步向好的空間。