页岩气助川渝打造
页岩气作为战略资源，其勘探开发对于保障我国能源安全、实现碳达峰碳中和有着重要作用。四川盆地是我国第一大页岩气区，《成渝地区双城经济圈建设规划纲要》中明确提出，发挥长宁－威远、涪陵国家级页岩气示范区引领作用，推动页岩气滚动开发，建设天然气千亿立方米产能基地，打造中国“气大庆”。
记者近期在川渝两地调研发现，经过多年技术攻关，我国页岩气勘探技术已达到国际领先水平，页岩气产量稳步提升。但同时，我国页岩气类型多且复杂，在深部勘探、持续效益上产等方面还存在难题，技术研发等方面仍需持续发力。
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川渝页岩气开发跑出加速度
2023年春节期间，中石化江汉油田涪陵页岩气田依然是一片繁忙景象，职工坚守岗位全力保障能源供应。今年1月份，涪陵页岩气田31部钻机高效运转，钻井进尺6.39万米、同比增加208.76%，投产新井8口，生产天然气6.15亿立方米。
页岩气是一种蕴藏在页岩层中的非常规天然气，页岩气勘探开发对于保障国家能源安全具有重要意义。我国页岩气藏地质条件复杂、埋藏深，要把页岩气从地下数千米的石头缝里“挤出来”，难度可想而知。
重庆市是我国页岩气勘探开发的先行区。位于重庆市涪陵区的涪陵页岩气田2012年12月开始建设，2014年3月进入商业开发，是我国首个进入商业开发的大型页岩气田。截至2021年底，重庆页岩气剩余探明技术可采储量为1620.54亿立方米，位居全国第二位。
涪陵页岩气田2022年保持油气产量增长，全年生产天然气71.96亿立方米、页岩油6998.24吨，分别增产3051.21万立方米、1480.44吨，油气产量再创历史新高。2022年12月28日，中石化江汉油田涪陵页岩气公司发布《10周年社会责任报告》，该报告数据显示，十年来涪陵页岩气田累计探明储量近9000亿立方米，日产页岩气达到2270万立方米，累计生产页岩气约532亿立方米，为长江经济带沿线70多个城市送去了绿色清洁能源。
四川省的页岩气勘探开发事业同样发展迅速。中石化西南石油局公司执行董事、党委书记郭彤楼介绍，近期公司在四川取得的突破，为页岩气勘探开发向新区、新层系、新类型领域纵深推进提供了有力支撑，下一步将通过平台井进行验证、试采，力争得到稳定产出，为开发井的部署做好准备。依托在四川盆地及其周缘的长宁—威远国家级页岩气示范区，公司将形成120亿立方米至150亿立方米的年产能。
同时，中石油西南油气田公司截至2022年10月已提交2.39万亿立方米页岩气地质储量，年产能142亿立方米。根据规划，2025年该公司页岩气年产量将达220亿立方米，2035年达400亿立方米。页岩气增长量将占中石油整体天然气产量增量的50%左右。
2021年我国天然气消费量3690亿立方米，其中进口天然气1680亿立方米。截至2021年底，四川盆地页岩气年产量突破200亿立方米。西南石油大学四川省页岩气产业发展研究院院长李小刚认为，页岩气已经并将继续成为我国天然气产量增长的重要组成部分，未来或将支撑国内天然气消费量的10%。“四川盆地页岩气资源量居全国第一，开发前景广阔，潜力巨大。”
勘探开发技术有突破但仍存难点
页岩气源源不断地从石头缝中“挤出来”，背后是我国油田人不服输、肯吃苦的探索精神。
我国页岩气勘探开发起步较晚。20世纪90年代起，我国就开始寻找页岩气，当时从理论、技术到装备多是空白。
中石化江汉油田涪陵页岩气公司相关负责人介绍，中石化从零起步，经多年攻关奋战，企业在海相页岩气富集高产机理、页岩气多尺度介质流动机理、页岩复杂裂缝起裂与延伸机理上取得了3项理论创新，在3500米以浅海相页岩气高效开发、陆相页岩凝析油气地质评价、页岩气立体开发上形成了3大核心技术，并研发了页岩气钻头、螺杆等破岩提速工具，实现了关键材料的国产化。2017年涪陵大型海相页岩气田高效勘探开发项目荣获国家科技进步一等奖，“我们研发的‘页岩气立体开发技术’已经在世界页岩气开发领域处于先进水平。”
页岩气在四川盆地天然气资源量中占比过半，是储量、产量增长的重点，其中约80%为埋深在3500米—5000米的深层、超深层页岩气。中石油西南油气田原地质勘探首席专家陈更生表示，深层页岩气勘探开发是未来5年到10年页岩气产量增长的基础，“规模做大靠深层，加快上产靠深层。”
尽管当前我国页岩气勘探开发技术有重大突破，但要实现规模效益仍面临一些困难和挑战。
首先是地质结构复杂，勘探难度大，现有技术尚难实现深层页岩气效益开发。中石油西南油气田页岩气研究院院长吴建发介绍，四川盆地页岩气区块构造系统、保存条件、地应力特征更为复杂，储层条件相对较差，通过地球物理技术在3000米—5000米深度准确预测储层，精细刻画米级、厘米级裂缝均是极大挑战。而满足深层页岩气开发需要的高应力、强套变条件下的压裂技术等仍需自主攻关，深层、高温、高压下钻井地质旋转导向工具仍依靠进口，部分核心技术、设备掌握在外国企业手中。同时，陆相页岩油气高产主控因素和凝析油气藏开发技术等基础研究均有待深入。
其次是开发主体存在成本高、效益差的问题。业内人士介绍，深层页岩开采钻井周期长、成本控制难，油气开发企业有的新井投入和产出不成正比，利润考核压力较大；部分老井进入全面产量递减阶段，控递减难度大，部分新区又存在产能达不到方案设计的风险。
多措并举补齐页岩气产业短板
受访专家及业内人士认为，目前四川盆地已进入以页岩气为代表的非常规油气勘探开发为主的阶段，需要加强顶层设计和整体规划，建立科学合理的利益分配机制，建议持续加大关键核心技术攻关力度，做好行业科普宣传工作，为保障国家能源安全、端牢能源饭碗创造良好条件。
在激发市场主体积极性方面，相关部门可考虑优化企业考核指标，建立健全“资源、技术、环境、经济”四位一体的页岩气产业发展质量评价体系，构建勘探开发共享数据平台，提升开发效率，减少重复成本。出台更加精准的财税扶持政策，帮助企业加快实现量产。
在技术研发方面，业内人士建议，持续加强页岩气产业科技攻关的投入与支持。郭彤楼表示，油气行业实践性强，“产学研用”中“用”是关键，可考虑设置国家级的页岩气科研平台，加强企业、地方、高校院所协同开展国家重大科技专项攻关，重点解决深层、低压等复杂页岩气开发技术难题。
在体制机制改革方面，相关部门可考虑加快开展油气矿权流转改革试点，探索将现有探明区块收益率较低、靠近盈亏平衡点的边缘区块，通过招投标方式向社会资本开放，吸进各类投资主体参与页岩气勘探开发；加快天然气销售市场化改革，构建上游油气资源多主体多渠道供应、中间“一张网”高效集输、下游市场化良性竞争的油气市场体系；在优先保障全国民生用气需求基础上，支持气源产地用气需求，促进资源就地高效利用。
