不久前，國家能源局在2021年頁巖油勘探開發推進會上指出，為進一步做好原油穩產增產，將加強頁巖油勘探開發列入“十四五”能源、油氣發展規劃。其實，不僅僅是頁巖油，頁巖氣作為“十四五”天然氣領域增儲上產的主力軍，也將在政策和市場的引導及驅動下，實現勘探開發的技術突破。

“十四五”期間，天然氣消費需求年均增長量約為200億~250億立方米，預計到2025年，我國天然氣表觀消費量約4500億立方米，“十四五”末國產氣量能達到2500億立方米，這中間至少還有2000億立方米的缺口需要依賴進口，因此，天然氣勘探生產力度必須加大。而國內常規天然氣剩余資源品質越來越差，勘探開發難度越來越大，要實現革命性突破就應考慮非常規天然氣——頁巖氣。

　　儲量多，潛力大

我國常規天然氣儲量約排在世界第13位，但頁巖氣儲量卻是世界第一，遠超美國。根據第四次全國油氣資源評價統計，我國頁巖氣資源量為80.4萬億立方米。直到2014年我國才開始有頁巖氣的探明地質儲量數據(1068億立方米)，2018年即超過1萬億立方米，2019年頁巖氣新增探明地質儲量為7644.24億立方米，同比增長513.1%；截至2020年年底，頁巖氣探明地質儲量突破2萬億立方米，但我國頁巖氣的探明率僅有5.72%，仍然處于勘探開發初期。

非常規天然氣發展雖然處于起步階段，但勘探開發實踐證明，頁巖氣是“十四五”期間天然氣增儲上產的絕對主力軍。以中石油西南油氣田為例，該油田正是“厚積薄發”的典型。2014年，西南油氣田頁巖氣年產量僅1億立方米，2020年，西南油氣田年產頁巖氣超100億立方米，成為我國年產氣規模最大的頁巖氣開發企業，短短6年產量爆炸式增長了100倍，即使美國“頁巖氣革命”也沒有這個倍率。

在商業化勘探開發方面，我國頁巖氣雖然起步較晚，但自2018年突破百億立方米產量以來，連年增長，2019年頁巖氣產量為153.84億立方米，同比增長41.4%；2020年產量突破200億立方米，同比增長超30%，在國產氣占比中首次超過10%。如今，我國頁巖氣產能已位居世界第二。目前，我國已探明的天然氣田284個，但頁巖氣田只有7個，只占全國氣田數的2.5%，然而2020年頁巖氣產量已經超過國產氣總量的10%，以如此小的氣田區塊數量(面積)占比如此大的產量比例，在世界上也少見。在如此短的時間內，探明地質儲量6年翻了19倍，產氣量8年翻了200倍，雖然總的規模產量不及美國，但在增長速度上已經超越美國，有力實踐了習近平總書記“能源革命”的指示。

　　勘探開發如何突破?

與北美頁巖氣地質成藏條件相比，我國頁巖氣的資源稟賦基礎較差，資源多分布在山區。地表條件復雜造成鉆前工作量和后續地面工程的投資大幅增長，資源稟賦差異造成的技術和工程成本增加，以及環保和水資源等生態問題，客觀上降低了中國頁巖氣開發的經濟效益，但近年來頁巖氣勘探開發企業迎難而上，資金投入力度持續加大，技術也有新突破。

借鑒北美頁巖氣開發的技術和經驗，針對我國頁巖氣的地質特點，我國經過十余年勘探開發的實踐探索和技術攻關，形成和發展了頁巖氣藏精細描述及綜合評價技術、立體開發調整技術、山地條件下優快鉆井與長水平井分段壓裂技術以及氣田綠色開發配套技術，這些都為“十四五”期間頁巖氣增儲上產提供了保障。

“十四五”期間，我國能夠落地的新技術首先是頁巖油氣儲層最終采收率(簡稱EUR)預測新方法。該方法先是利用敏感性測試方法選取巖性和工程參數相關的主控影響因素，然后利用非線性回歸和多元線性回歸方法評估EUR與工程及生產參數的相關性，再在原有模型的基礎上加入巖性參數因子，最后利用優化后的數據模型測算頁巖油氣藏區塊的最終采收率，達到增產目的。其次，海量大數據是頁巖氣工程多學科交叉融合一體化的手段。大數據技術的進步為頁巖氣工程的信息化、智能化、數字化發展提供了新的機遇，建立統一的、一體化的頁巖氣大數據平臺，結合油氣勘探儲運工程專業的特點，借助機器自學習、深度學習等人工智能算法，形成頁巖氣工程領域大數據生態系統，對于優化頁巖氣勘探開發工程作業參數、提高作業效率和降低作業成本具有明顯效果，也可以達到增產目的。

總體來看，從技術上說，有中國特色的頁巖氣開發要靠氣藏地質工程一體優化技術，結合工業4.0能源互聯網，采集頁巖氣鉆探生產參數到云端進行大數據模擬計算，再加上智能水平井隨鉆導向、優化頁巖氣鉆井技術、流固耦合分段壓裂模擬優化、非常規數值模擬等新技術手段，增儲要靠大數據實現頁巖氣“甜點”預測，增產要利用長水平加密切割式體積壓裂來實現。通過“精耕細作”提高單井產量，采用鉆加密井網、補孔壓裂等多種方法，實現頁巖氣增儲上產的有效突破。

　　政策如何激活市場?

除了核心的勘探技術外，頁巖氣的發展還需要政策的引導和激勵機制，二者是產業形成合力的重要抓手。首先是價格政策改革。2013年，國家發改委關于調整天然氣價格的通知(發改價格【2013】1246號)中明確規定“頁巖氣、煤層氣、煤制氣出廠價格，以及液化天然氣氣源價格放開，由供需雙方協商確定。”延長石油研究院院長高瑞民曾表示，中國在頁巖氣開發過程中，最大的難點就是成本問題。中國頁巖氣勘探開發成本要大大高于常規天然氣(與美國相反)，在價格沒放開前無論成本多高都只能統一賣一個價，所以資本投入頁巖氣的積極性不高，只有當允許頁巖氣能賣出高于常規天然氣價格時，才能刺激資本的流入，用于擴大再生產，推動頁巖氣產業健康發展、良性循環。

其次是財稅政策改革。資源稅方面，自2018年4月1日至2021年3月31日，我國對頁巖氣資源稅減征30%。增值稅方面，自2017年7月1日起簡并增值稅率，一般納稅人銷售或進口頁巖氣使用增值稅稅率從13%降至11%。2018年5月1日起將11%增值稅稅率下調至10%。明確在“十四五”期間繼續給予頁巖氣開發財政補貼的政策。2020年7月1日，財政部發布《清潔能源發展專項資金管理辦法》，對頁巖氣等非常規天然氣開采利用給予獎補，按照“多增多補”的原則分配，實施期限為2020年至2024年，到期后還可申請延期。此外，頁巖氣田區塊公平開放改革也成為其增儲上產的關鍵節點，對于頁巖氣在“十四五”期間的規?；l展至關重要。

早在2011年12月底，原國土資源部就發布了2011年第30號公告，國務院批準頁巖氣為獨立礦種，編號為172號。此舉不但有利于打破頁巖氣資源被國有壟斷企業壟斷其勘探開發活動，還有利于引進外資與民營資本進入頁巖氣產業鏈，促進我國頁巖氣產業的快速發展。

2019年，自然資源部下發的《自然資源部關于推進礦產資源管理改革若干事項的意見(試行)》中明確規定：開放油氣勘查開采市場，多渠道引入社會資金開展油氣勘探開發；實行更加嚴格區塊退出，督促企業加大勘探開發力度；實行油氣探采合一制度，從制度層面保障企業勘探獲得發現后直接進入油氣開采等。

其實，自2011年以來，我國開展了八次國內油氣勘查區塊競爭性出讓，其中四輪是頁巖氣區塊競爭性出讓。最近一次是2020年11月，國家自然資源部和貴州省公共資源交易云平臺在其官網發布了《2020年貴州頁巖氣探礦權掛牌出讓公告》，對貴州正安中觀、遵義新舟等6個區塊的頁巖氣探礦權進行掛牌出讓。這次出讓最小區塊面積為56.819平方千米，最大的區塊面積為159.216平方千米；掛牌起始價最高80萬元，最低僅有29萬元。

上述幾點對“十四五”期間頁巖氣增產的重大意義在于吸引民營資本進入，只有加大資金投入，產量才能成正比例增加，例如“十一五”期間僅中石油一家對天然氣產業鏈的投資就達到5985億元，相當于同期實現利潤的125.62%。眾所周知，國有資本在能源領域的比重占90%以上，如能通過政策引導民營企業向頁巖氣領域投資，體現資本的力量，增產是可以預期的。

最后，油氣管網公司針對頁巖氣的送出意義重大。潔陵、威遠、長寧(長寧一昭通)等頁巖氣田在一定程度上受制于缺少管網或管網輸送能力不足，只能暫緩投產或降低產能生產，尤其是最近新開發的頁巖氣田，地處偏遠，周邊配套油氣基礎設施建設沒有跟上，打出來的頁巖氣輸送不出去。管道建設需經歷項目立項、可行性研究、初步設計、投資計劃審批、安全評價、環境評價、招標建設、拆遷征地、施工實施等諸多環節和審批手續，建成需要漫長的時間。相比之下，美國頁巖氣革命成功的主要經驗之一就在于美國輸氣管網非常發達，因此要抓好頁巖氣產地周邊外輸管道市場配套開發建設。

可喜的是，2019年12月9日國家石油天然氣管網集團有限公司正式掛牌，這是我國油氣體制改革的重要成果。尤其是2020年9月30日正式運行后，“全國一盤棋”統籌規劃、設計、建設、運行天然氣管道，其主要目的就是做好上下游之間的橋梁紐帶作用，及時把生產的頁巖氣運出去，更好地服務于頁巖氣生產。

油氣體制改革實現了產運銷分離，徹底公平開放，不僅能夠讓“三桶油”的財務預算資本支出更集中在頁巖氣勘探及提升產量上，還能夠讓更多的民營企業進入頁巖氣的勘探開發領域。過去，由于管輸通道的“壟斷性”，民營企業很難使用“三桶油”的管道代輸，結果就是投入高額成本開采出來的頁巖氣輸送不出去，這必然抑制民營企業對頁巖氣勘探開發的投資熱情。而現在，國家管網公司的成立，讓民營企業開發的頁巖氣可以輸送到任何地方，解決了頁巖氣勘探開發的后顧之憂。(作者系中石油天然氣銷售分公司總調度部油氣儲運專業高級工程師)