受国际低油价的影响，国内外页岩气勘探开发的态势截然不同。

“美国‘页岩革命’促使页岩油气产量持续增加造成全球石油市场供过于求，导致自2014年下半年以来国际油价大幅下跌，并跌破每桶50美元大关，甚至低于页岩油气的开采成本。这造成美国一些页岩油气生产企业面临破产，引起国际上一些石油公司纷纷延缓或缩减勘探开发投资。”国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋对21世纪经济报道解释。

郭焦锋指出，与美国形成鲜明对照的是，中国并没有因此而降低对页岩气开发的热度。2015年1月重庆市发布的《重庆市页岩气产业发展规划(2015-2020年)》提出，到2020年重庆市实现页岩气年产量200亿立方米;与此同时，四川、贵州、陕西、湖南等地的页岩气开发热情也十分高涨。

郭焦锋建议，国家应尽快研究“十三五”期间页岩气的战略布局。“经过多方测算分析以及深入研究，我们认为，我国页岩气产量2015年将超过50亿立方米，2020年有望突破300亿立方米、占国产天然气比重的15%左右。”

预计2015年页岩气产量超过50亿立方米

《21世纪》：今年是“十二五”的收官之年，《页岩气发展“十二五”规划》确定的2015年页岩气开发65亿立方米的目标能否实现?

郭焦锋：目前实现商业性页岩气开发的企业只有中石化和中石油，我们调研结果显示，中石化2015年将建成年产50亿立方米左右的页岩气产能，2015年的实际产量大概为40亿立方米;中石油2015年将建成25亿立方米左右的页岩气产能，实际产量大概为10亿-15亿立方米;其他企业的2015年产量仅为1亿-2亿立方米。因此判断，我国页岩气产量2015年将超过50亿立方米。

2005年我国开始页岩气勘探工作以来，截至2014年底，近十年累计投资200多亿元、钻探页岩气井400余口，累计生产页岩气约13亿立方米，平均单井产量可达10万立方米/天;已完成多批次的页岩气勘探开发先导性试验和陆上页岩气资源潜力初步评价及有利区筛选，在四川盆地海相页岩气开始投入商业性开发，在南方地区海相页岩气见到较好的苗头，在鄂尔多斯盆地陆相页岩气勘探开发有了实质性突破。

在四川盆地涪陵焦石坝、长宁-威远、富顺-永川以及鄂尔多斯盆地甘泉下寺湾等区块发现工业气流，探明我国首个千亿方大型页岩气田——涪陵页岩气田，建立了4个页岩气产业化发展示范区，共获得三级页岩气地质储量5000多亿立方米，建成32亿立方米/年的页岩气产能和首条93.7公里的输送管道(与纳安线联接后并入环四川盆地天然气管网)，2015年还将建成全长141.3公里、设计年输量60亿立方米与川气东送管道联接的涪陵焦石坝-石柱王场输气管道。

《21世纪》：经过十年的探索，在页岩气开发的关键技术上，我们目前是否已经完全解决?

郭焦锋：目前，我国已基本形成页岩气有利区带/层系优选与地质评价技术，建立了页岩气资源评价和选区评价技术方法和标准体系;初步形成水平井井眼轨迹控制、水平井固井、水平井钻井液、水平井安全钻井等长水平井段(1500～2000米)水平井钻井、完井的关键技术体系;已形成页岩气井压裂改造设计、体积压裂滑溜水液体配置、大型压裂施工、水平井分段压裂等页岩气储层大型水力压裂改造技术体系;基本形成水平井分簇射孔、可钻式桥塞分段、电缆泵送桥塞、连续油管泵送桥塞、钻塞等配套工艺技术体系;初步形成“工厂化”页岩气平台井组钻井、完井和一只钻头一根螺杆“一趟钻”钻完水平井段的技术体系。并且，初步形成页岩气开发配套工具与工艺流程;基本形成完备的压裂液体系;自主研发的3000型压裂车达到世界压裂装备的领先水平。

在我国，页岩气开发技术创新和规模化应用也促使页岩气开发周期大大缩短、成本明显下降。目前水平井钻井周期已缩短到46～70天，水平井单井成本已降至4000万～7000万元，页岩气开采全生命周期成本已降至1.6～1.8元/立方米左右。

研究结果表明，目前我国页岩气开发尚处于初期阶段，关键技术尚未完全解决，比如：“工厂化”作业技术体系等关键技术尚处于大规模应用的初期阶段，初步形成的相关页岩气开发技术体系有待进一步完善和改进。

“十三五”应重点开发四川盆地的页岩气区块

《21世纪》：您认为应该制定怎样的“十三五”页岩气的勘探开发目标?

郭焦锋：“十三五”我国页岩气的发展目标是：到2020年年产量突破300亿立方米，占国产天然气比重的15%左右。全面完成我国页岩气资源潜力调查与评价，准确把握页岩气资源潜力与分布，优选一批有利区和目标区，建成一批页岩气勘探开发区和页岩气田，完善管网与配套设施，实现大规模商业性开发。页岩气勘探开发关键技术攻关取得重大突破，初步实现核心技术自主化和主要装备国产化，建立一套较为完善的技术标准和规范，形成比较完善的产业化政策体系，为2020～2030年我国页岩气大发展奠定坚实基础。

在优选页岩气目标区域中，我建议选择四川盆地重点开发。近十年大量的地质调查、钻探、评价等生产实践和理论研究表明：在海相、海陆过渡相-湖沼相和湖相三类页岩的地质条件存在很大差异，其中海相是页岩气最为富集的近中期可实现商业性开发的页岩层;海相页岩气富集高产区主要得益于五方面因素，即处于宽缓的复背(向)斜区、发育深水陆棚相富有机质页岩集中段(厚度一般大于30米)、有利含气层系顶底板保存条件较好、页岩层总体上呈连续型分布、埋深大于2500米并处于超压区。因此，四川盆地龙马溪组是目前我国发现的最有利的页岩气富集区，有利面积约4.8万平方千米，埋深2500～4500米，目的层平均厚度45米，含气量4～7立方米/吨，页岩气可采资源量为4.2万亿立方米，主要分布于蜀南、川东地区。

《21世纪》：如何从操作层面进一步推动“十三五”页岩气开发目标的实现?

郭焦锋：在300亿立方米的目标中，预计四川盆地及周缘产量约250亿立方米，其他地区产量约50亿立方米。为了实现“十三五”的目标，我建议还应做好三项重点工作。

首先，采取“工厂化”作业模式开发，要提前做好部署。从美国的发展经验来看，页岩气开发往往使用一个钻井平台布控多口采气井、按照均匀布井方式(以下简称PAD井场)，采取“工厂化”作业模式进行。借鉴美国成功经验，结合我国页岩气的资源禀赋、地质条件和技术水平，我国页岩气年产量要达到300亿立方米，还需提前做好规划、科学部署：新建PAD井场数需达到2300个左右，最小核心区面积(采气井场占用面积)需达到1.6万平方千米左右，钻井数约14000口，总投资约4000亿～7000亿元。

其次，全面完成全国页岩气资源潜力调查与评价，准确掌握全国页岩气资源量及其分布规律，优选20～30个页岩气远景区和15～20个有利目标区，建成页岩气田3～5个。再者，大规模商业性开发四川盆地海相龙马溪组页岩气，开发目的层系埋深2500～4500米，含气层以超压区为主;南方其他地区海相页岩气开发获得突破;海陆过渡相-湖沼相和湖相页岩气勘探取得较大进展。

建议延长补贴政策至2020年

《21世纪》：2012至2015年，我国中央财政对符合相关条件的页岩气开采企业按0.4元/立方米的标准给予补贴。您认为这一补贴是否需要延期?

郭焦锋：“十三五”是我国页岩气产业发展从投入期步入成长期的关键时期，在国际油价大幅下跌并将在未来3至5年内保持60～80美元/桶左右、全球对页岩气投资缩减的背景下，仍然激励企业勘探开发页岩气的积极性就显得尤为重要。因此建议将0.4元/立方米的补贴政策延长至2020年。

《21世纪》：页岩气勘探开发引发的环境风险比较大，如何化解环境风险?

郭焦锋：页岩气勘探开发涉及地震勘探、钻井、水力压裂、采气、集输等多个环节，这些环节均存在对水资源、大气和土壤等方面的污染及对当地社区的影响，为此须加强对页岩气勘探开发事前、事中、事后全过程的严格监管。事前监管主要针对勘探开发前的规划和准备工作，从源头上杜绝环境风险。事中监管应着重对土地利用、水资源取用、地表水及地下水污染、废气排放、废弃物处置等进行监管。事后监管应对开发引发的长期风险进行评估，并严格执法，对达不到标准的企业要给予重罚。因此，需要尽快制定、完善相关环境监管法律法规和标准;培养充足的许可审批与监管人员;研发现场监测设备和构建系统化检测方法;推动环境监管的信息公开和公共参与，规范信息披露行为。

同时，我们还应重点研发环境友好型压裂液与新型压裂技术，这是从源头化解环境风险的办法。当前页岩气开发主要采用大规模水力压裂技术，单井平均用水量达2万～4万立方米，且压裂液中含有十余种化合物，存在水资源短缺和环境污染等隐患。因此，建议加大投入力度，加快研发环境友好型、无水或少水压裂(例如LPG压裂、精细地应力约束多向导眼压裂、高频超深脉冲破岩-有限水力压裂等)技术。