页岩气是我国鼓励开发的绿色独立矿种之一。近年来，页岩气开发在川渝等地获得突破，使我国传统的能源供需格局发生了根本性的变化。定向井工具、“井工厂”技术、钻井液技术、压裂工程技术等一系列技术的升级，为我国页岩气提高产量奠定了坚实的基础。在开发实践中，2016年在役页岩气矿业权54个，面积17万平方公里；在涪陵、宜宾等地再获页岩气商业开发突破。此外，在鄂尔多斯盆地等致密气开发也成绩斐然。但目前国内页岩气开发还存在六大问题待解。
　　
页岩气资源潜力巨大
 
　　  页岩气资源量、技术和经济（侧重于商业利润）可采储量的落实是我国页岩气开发的基础条件之一。不同研究机构对于中国页岩气资源量等评价结果不同。2012年，中国工程院评价结果显示中国的页岩气技术可采资源量为8.81万亿立方米。美国能源机构2011年、2013年的相关评价较为乐观，认为中国页岩气地质资源量为134.4万亿立方米，技术可采资源量为31.6万亿立方米。2012年，国土资源部认为除青藏区外，中国页岩气地质资源量为134.42万亿立方米，技术可采资源量为25.08万亿立方米，2015年国土资源部将全国页岩气技术可采资源量减至21.8万亿立方米，探明地质储量为5441.29亿立方米。2014年，中国石油集团重新评价认为中国页岩气地质资源量为80.45万亿立方米，技术可采资源量为12.85万亿立方米。尽管诸机构评价结果差异较大，但均表明中国页岩气资源潜力巨大。
  　　2016年，中石化涪陵页岩气田的探明储量增加到约4000亿立方米，含气面积扩大到约400平方千米，开发层系以海相页岩为主；中石油在长宁-威远、昭通等地获得页岩气探明地质储量1635.31亿立方米，含气面积207.87平方千米。此外，有研究者认为，贵州省非常规气以页岩气、煤层气为主，二者的地质资源量分别为13.54万亿立方米、3.15万亿立方米，分居全国第三、南方第一。
  　　在宏观政策上，2016年9月30日，国家能源局《页岩气发展规划（2016－2020年）》中将页岩气定位为重大的清洁能源基础产业。规划明确，在未来5年，我国应完善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。为实现上述目标，规划提出，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。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。
  　　规划明确了未来页岩气发展的四方面重点任务：
　　  一是大力推进科技攻关，攻克页岩气储层评价、水平井钻完井、增产改造、气藏工程等勘探开发瓶颈技术，加速现有工程技术的升级换代；二是分层次布局勘探开发；三是加强国家级页岩气示范区建设，进一步加强长宁－威远、涪陵、昭通和延安四个国家级页岩气示范区建设，通过试验示范，完善和推广页岩气有效开发技术、高效管理模式和适用体制机制等；四是完善基础设施及市场，支持页岩气接入管网或就近利用，鼓励各种投资主体进入页岩气销售市场。
　　  与此同时，国务院常务会议经过三次讨论已通过《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，包括页岩气在内的油气领域改革将不断推向深入。　　
　　
资源开发获得突破
  
    2016年，我国目前主要在涪陵、长宁-威远等地获得页岩气开发突破，鄂尔多斯等地的致密气开发也有重大进展。
    1．中石化涪陵等地页岩气开发
    2016年涪陵页岩气田开发成果丰硕。涪陵页岩气田2016年1～12月间开钻18口，完钻40口，完成试气70口，新投产66口，同比增长759.03%，单井平均日产32.72万立方米，最高单井日产59.1万立方米，总日产近1400万立方米，累计产气25亿立方米。据2016年12月29日上午8:00涪陵页岩气公司生产调控中心产销数据显示，涪陵页岩气田年销量达48.365亿立方米，2016年年产气50.37亿方。至此，该公司全年产量预计占全国页岩气产量的80%以上。
    在产能层面，涪陵页岩气田于2016年初正式启动二期产能建设，并确定二期产建区主力区块为江东、白涛、平桥、白马等区块。涪陵页岩气公司在平桥区块部署56口井，在江东区块部署71口。全区目前产能已达50亿立方米。
    在钻完井作业方面，2016年，涪陵页岩气田相继开发了二期产区江东区块的焦页70-1HF井、焦页70-2HF井等和平桥块焦页188-2HF井、焦页184-2HF井等工程。2016年10月5日，焦页70-1HF井、焦页70-2HF井完成放喷测试，2口井测试均获得日产20万方以上。2016年 10月28日，焦页184-2HF井完钻，并获得日产45.8万立方米的高产工业气流，创该气田二期产能建设启动以来单井测试产量最高纪录，其他井也获得日产超20万立方米的高产，进一步证实二期产建区资源落实、开发前景良好。页岩气已管输往华中、华东等地。
    中国石化在四川盆地边（外）部的彭水等页岩气开发亦有进展。2016年11月29日，由中国石化永页3-1HF井于井深5873米处终孔，页岩气显示良好。中国石化在威远-荣县、丁山等地区施钻多口井并获得高产页岩气流。目前，中国石化已经在丁页2HF井、威页1HF、永页1、焦页87-3HF、焦页69-2HF等多口井龙马溪组压裂测试获得日产10万-15万立方米页岩气流。
    2．中石油长宁威远等地页岩气开发
    中国石油在宜宾长宁-威远国家级页岩气产业示范区也取得页岩气开发突破，该示范区建成于2016年1月，实现规模效益开发。在施工方面，2016年在长宁201-YS108井区完钻井67口，钻进中61口，区平均日产14.3万立方米；在威远202井区，完钻井25口，钻进中14口，平均日产16.73万立方米。2016年，中石油将年产页岩气21亿立方米作为长远-威宁示范区奋斗目标，优化气井生产制度和增产措施，顺利完成威202井区页岩气集输复线工程280万立方米脱水装置投运，中心站日处理能力达到360万立方米，实现了高低压分输，助力威202区块页岩气产能充分发挥。
    在具体井下操作方面，中石油长宁-威远示范区强化页岩气生产运行和组织管理，助力增产提效，诸如在宁201-H1井增产1515万立方米，长宁H2、H3平台分别增产4026万立方米和3670万立方米等。目前，长宁-威远国家级页岩气产业示范区具备25亿立方米年产能力，区域内年产能超30亿立方米。
    在产量方面，长宁-威远国家级示范区累计投产气井100口。2016年示范区日产量达724万立方米，总计年产页岩气23.04亿立方米。加上云南昭通等地页岩气产量，区域内总产量超过25亿立方米，超额完成生产计划。
    长宁-威远示范区页岩气开发的成功有力促进了区域能源结构优化和经济绿色发展。在宜宾等多地，已有超过5万户城乡居民直接用上了页岩气，改善了社会民生，拉动了地方经济。作为清洁能源，按照国家统计局经济景气中心的计算方法，长宁-威远国家级页岩气示范区生产的约23亿方页岩气，相当于替代原煤约380万吨，减少二氧化碳排放约281.86万吨，减少二氧化硫排放约4.41万吨，保护了青山绿水蓝天和民众健康。
    中国石油在富顺永川区块阳101、来101、阳201-H2等多口井也获得高产页岩气流，揭示了深层下志留统页岩气开发潜力巨大。
    3．中国地调局及各省地调力量勘探开发
    中国地质调查局等在中上扬子地区等的页岩气开发势头良好。在重庆，黔江区块为第二轮20个（流标1个）页岩气探矿权招标区块之一。截至2016年10月，完钻了首口长水平段页岩气水平井(濯页1HF井)，成功实现了16段大规模体积压裂改造，获得了页岩气流。在贵州，当地政府先后成立了贵州黔能页岩气开发有限责任公司、贵州页岩气股份有限公司等，有力地推动了页岩气资源评价与开发。2016年7月7日，有关部门宣布遵义正安县“安页1井”获得四个地质层天然（页岩）气突破。受国土资源部委托，2016年9月底贵州政府着手准备正安县页岩气区块矿权的公开拍卖。2016年12月30日，贵州省进而成立了非常规天然气勘查开发利用工程研究中心、贵州天然气产业发展基金会。在湖北，宜昌宜地2井钻遇天河板组并发生可燃气井喷；秭归县的秭地1井牛蹄塘组中发现厚度100米页岩，陡山沱组页岩厚145米，含气量达2～4立方米/吨，放气点火成功。
    在中部地区，尉参1井是中国地质调查局在河南太康隆起实施的首口上古生界参数井，气测显示69层，钻遇泥页岩厚度465米，含气量均为4.5立方米/吨。牟页1井是河南中牟区块第一口页岩气探井，发现10层页岩层，厚277.6米，压裂试气约日产3000立方米。
  　　在青海，2016年青海省有关单位在都兰县八宝山盆地实施了八页1井，施工近700米，探获烃源岩6层，累计厚度大于120米。荧光录井显示有大量油浸、油斑。2016年11月，八页1井在钻至300米时即已经探获页岩气，估算含气量平均达5～15方/吨。这是东昆仑造山带首次发现页岩气，拓宽了页岩气勘探开发范围。
　　
技术进步保障高产
   
    截至2016年，我国已具备了3500米以浅水平井钻井及分段压裂能力；探索实施了“井工厂”作业模式；自主研发了3000型压裂车等装备。拉动了相关产业的发展，为页岩气开发提高产能打下坚实基础。
　　  ——定向井工具
  　　定向井钻井设备对钻井作业至关重要，通过采用高强度材料和提高设计标准，提高了定向井工具的性能，定向井作业日趋简单、精确。同时，造斜过程的可预测性和准确性也越来越高。随着井下动力工具性能的提高，水平井段钻杆所能承受的转速、扭矩增加，钻井时间缩短。2016年，我国定向井钻探设备已经基本实现国产化。
　　　　——“井工厂”技术
　　  页岩气钻井先后经历了直井、水平井、丛式“井工厂”等发展历程。“井工厂”批量钻井提高了完井速度，降低完钻时长。随着钻机设备集成化程度的升高，钻机设备的灵活性也随之提高，钻井设备在井场间的移动只需数小时。作业者在同一井场进行多井作业时，也只需更换一次泥浆循环系统即可。2016年在涪陵、长宁威远等页岩气开发区，单井场最多可开口10口井，平均每口井可节省3～4天钻时，可以同时对多口井进行压裂作业。
　　　　——钻井液技术
　　  国内常规水平井水基钻井液体系较成熟并成功实践，但页岩地层由于微裂缝发育和具有层理性、易水化的特点，因此，常规水平井水基钻井液技术对于页岩气长水平段水平井具有局限性，必须向油基钻井液方向发展。
　　  川、渝地区页岩气井水平段多为1500米左右。针对水平段长且井壁易失稳等特点，将页岩层失稳机理和钻井液防塌能力评价相结合，中石油等开发了强化钻井液封堵能力与控制滤失量等关键技术，形成了有效维持页岩层稳定的油基钻井液体系。2016年度，国产油基钻井液在页岩气井现场应用，性能稳定、井眼通畅，解决了页岩气井水平段井壁失稳的难题，满足了页岩气勘探开发安全快速钻进要求，有效防止井下事故。截至2016年11月25日，中国石油川庆国产化油基钻井液在国家级页岩气示范区服务进尺11万多米。表明该钻井液体系最终获得成功，打破了国外垄断，拥有自主知识产权。
    滑溜水压裂液体系配制是世界非常规油气开发核心技术之一，以往由国际石油巨头垄断。2016年7月，中国石油长城钻探自主研发的高效减阻剂、滑溜水压裂液等成果通过评估鉴定，总体达国际先进水平，可以替代进口。国产减阻剂、滑溜水等大幅降低了压裂成本，增大了体积压裂规模，确保了绿色施工。    
    ——压裂工程技术
    页岩气勘探开发的突破性进展促进了勘探、开发设备的研发，目前，我国在钻井、井下工具和压裂等常规领域的设备已初步实现国产化，实践应用效果良好。在水平井技术设备方面，研制了1200米陆地特深井钻机及顶驱装置、随钻感应电阻率测量仪、随钻自然伽马测量仪以及配套应用计算机软件。
    在增产技术设备方面，我国研制了以固井泵和自动混浆泵系统为核心的井场施工整套固井装备、适用于油气压裂作业的大功率高压2000/2500/3000型压裂车、以节流阀和井控闸阀等为控制优势的超高压大排量管汇、主要性能达到国际领先水平的遇水自膨胀封隔器和可泵送桥塞等分段压裂等施工工具。
    
六大问题待解
  
　　  我国传统的能源供需格局为：北煤南运，北气南下、西气东输，北油南运，液化气上岸；西油东输，俄油南送，以及来自缅甸方向的管油入境、海油接驳上岸等。越是发达地区煤炭等高碳能源量越大。由于目前页岩气开发首先在川、渝等地获得突破，使得能源供应格局在优化能源结构的前提下发生了明显变化，西部地区如四川、重庆等地甲烷气供大于需，向华东、华南等经济发达地区甲烷气输送能力大为增强，既挤压了发达地区煤炭的消费量，减少了碳排放，也减轻了国家骨干管道“西气东输”线天然气输送压力，促进了国家经济结构的整体优化与发展，加速了页岩气开发地区的产业升级，扩大了就业，亦有利于煤炭输出省份的粗放式资源采掘业的升级、转型。
  　　2017年，页岩气开发中仍有问题亟待解决。一是在当前国际油价低位徘徊环境下，页岩气经济可采储量仍未落实；二是开发技术和设备的核心有待攻关，特别是针对3500米以深的深层页岩气开发技术和设备仍有待攻关；三是开发成本仍较高；四是环境压力不断加大；五是天然（页岩）气管网等基础设施建设应加速推进；六是地质资料和信息共享机制不成熟等。
  　　展望2017年，国家将更加注重以市场机制配置页岩气开发的生产要素；将鼓励市场竞争，多途径推进页岩气配套管网等基础设施建设；将鼓励社会资本、市场主体较为宽松地进入页岩气开发环节；将更加注重引导、监督、培育公平、公开、健康有序的市场运行体系，逐步降低开发成本。预计2017年我国页岩气开发仍将面对困难而快速发展，但局部或步履蹒跚；能源供需格局仍将因页岩气等绿色能源供应不断增长而持续调整、优化。