不久前，国家能源局在2021年页岩油勘探开发推进会上指出，为进一步做好原油稳产增产，将加强页岩油勘探开发列入“十四五”能源、油气发展规划。其实，不仅仅是页岩油，页岩气作为“十四五”天然气领域增储上产的主力军，也将在政策和市场的引导及驱动下，实现勘探开发的技术突破。
“十四五”期间，天然气消费需求年均增长量约为200亿~250亿立方米，预计到2025年，我国天然气表观消费量约4500亿立方米，“十四五”末国产气量能达到2500亿立方米，这中间至少还有2000亿立方米的缺口需要依赖进口，因此，天然气勘探生产力度必须加大。而国内常规天然气剩余资源品质越来越差，勘探开发难度越来越大，要实现革命性突破就应考虑非常规天然气——页岩气。
储量多，潜力大
我国常规天然气储量约排在世界第13位，但页岩气储量却是世界第一，远超美国。根据第四次全国油气资源评价统计，我国页岩气资源量为80.4万亿立方米。直到2014年我国才开始有页岩气的探明地质储量数据(1068亿立方米)，2018年即超过1万亿立方米，2019年页岩气新增探明地质储量为7644.24亿立方米，同比增长513.1%；截至2020年年底，页岩气探明地质储量突破2万亿立方米，但我国页岩气的探明率仅有5.72%，仍然处于勘探开发初期。
非常规天然气发展虽然处于起步阶段，但勘探开发实践证明，页岩气是“十四五”期间天然气增储上产的绝对主力军。以中石油西南油气田为例，该油田正是“厚积薄发”的典型。2014年，西南油气田页岩气年产量仅1亿立方米，2020年，西南油气田年产页岩气超100亿立方米，成为我国年产气规模最大的页岩气开发企业，短短6年产量爆炸式增长了100倍，即使美国“页岩气革命”也没有这个倍率。
在商业化勘探开发方面，我国页岩气虽然起步较晚，但自2018年突破百亿立方米产量以来，连年增长，2019年页岩气产量为153.84亿立方米，同比增长41.4%；2020年产量突破200亿立方米，同比增长超30%，在国产气占比中首次超过10%。如今，我国页岩气产能已位居世界第二。目前，我国已探明的天然气田284个，但页岩气田只有7个，只占全国气田数的2.5%，然而2020年页岩气产量已经超过国产气总量的10%页岩气，以如此小的气田区块数量(面积)占比如此大的产量比例，在世界上也少见。在如此短的时间内，探明地质储量6年翻了19倍，产气量8年翻了200倍，虽然总的规模产量不及美国，但在增长速度上已经超越美国，有力实践了习近平总书记“能源革命”的指示。
勘探开发如何突破?
与北美页岩气地质成藏条件相比，我国页岩气的资源禀赋基础较差，资源多分布在山区。地表条件复杂造成钻前工作量和后续地面工程的投资大幅增长，资源禀赋差异造成的技术和工程成本增加，以及环保和水资源等生态问题，客观上降低了中国页岩气开发的经济效益，但近年来页岩气勘探开发企业迎难而上，资金投入力度持续加大，技术也有新突破。
借鉴北美页岩气开发的技术和经验，针对我国页岩气的地质特点，我国经过十余年勘探开发的实践探索和技术攻关，形成和发展了页岩气藏精细描述及综合评价技术、立体开发调整技术、山地条件下优快钻井与长水平井分段压裂技术以及气田绿色开发配套技术，这些都为“十四五”期间页岩气增储上产提供了保障。
“十四五”期间，我国能够落地的新技术首先是页岩油气储层最终采收率(简称EUR)预测新方法。该方法先是利用敏感性测试方法选取岩性和工程参数相关的主控影响因素，然后利用非线性回归和多元线性回归方法评估EUR与工程及生产参数的相关性，再在原有模型的基础上加入岩性参数因子，最后利用优化后的数据模型测算页岩油气藏区块的最终采收率，达到增产目的。其次，海量大数据是页岩气工程多学科交叉融合一体化的手段。大数据技术的进步为页岩气工程的信息化、智能化、数字化发展提供了新的机遇，建立统一的、一体化的页岩气大数据平台，结合油气勘探储运工程专业的特点，借助机器自学习、深度学习等人工智能算法，形成页岩气工程领域大数据生态系统，对于优化页岩气勘探开发工程作业参数、提高作业效率和降低作业成本具有明显效果，也可以达到增产目的。
总体来看，从技术上说，有中国特色的页岩气开发要靠气藏地质工程一体优化技术，结合工业4.0能源互联网，采集页岩气钻探生产参数到云端进行大数据模拟计算，再加上智能水平井随钻导向、优化页岩气钻井技术、流固耦合分段压裂模拟优化、非常规数值模拟等新技术手段，增储要靠大数据实现页岩气“甜点”预测，增产要利用长水平加密切割式体积压裂来实现。通过“精耕细作”提高单井产量，采用钻加密井网、补孔压裂等多种方法，实现页岩气增储上产的有效突破。
政策如何激活市场?
除了核心的勘探技术外，页岩气的发展还需要政策的引导和激励机制，二者是产业形成合力的重要抓手。首先是价格政策改革。2013年，国家发改委关于调整天然气价格的通知(发改价格【2013】1246号)中明确规定“页岩气、煤层气、煤制气出厂价格，以及液化天然气气源价格放开，由供需双方协商确定。”延长石油研究院院长高瑞民曾表示，中国在页岩气开发过程中，最大的难点就是成本问题。中国页岩气勘探开发成本要大大高于常规天然气(与美国相反)，在价格没放开前无论成本多高都只能统一卖一个价，所以资本投入页岩气的积极性不高，只有当允许页岩气能卖出高于常规天然气价格时，才能刺激资本的流入，用于扩大再生产，推动页岩气产业健康发展、良性循环。
其次是财税政策改革。资源税方面，自2018年4月1日至2021年3月31日，我国对页岩气资源税减征30%。增值税方面，自2017年7月1日起简并增值税率，一般纳税人销售或进口页岩气使用增值税税率从13%降至11%。2018年5月1日起将11%增值税税率下调至10%。明确在“十四五”期间继续给予页岩气开发财政补贴的政策。2020年7月1日，财政部发布《清洁能源发展专项资金管理办法》，对页岩气等非常规天然气开采利用给予奖补，按照“多增多补”的原则分配，实施期限为2020年至2024年，到期后还可申请延期。此外，页岩气田区块公平开放改革也成为其增储上产的关键节点，对于页岩气在“十四五”期间的规模化发展至关重要。
早在2011年12月底，原国土资源部就发布了2011年第30号公告，国务院批准页岩气为独立矿种，编号为172号。此举不但有利于打破页岩气资源被国有垄断企业垄断其勘探开发活动，还有利于引进外资与民营资本进入页岩气产业链，促进我国页岩气产业的快速发展。
2019年，自然资源部下发的《自然资源部关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见(试行)》中明确规定：开放油气勘查开采市场，多渠道引入社会资金开展油气勘探开发；实行更加严格区块退出，督促企业加大勘探开发力度；实行油气探采合一制度，从制度层面保障企业勘探获得发现后直接进入油气开采等。
其实，自2011年以来，我国开展了八次国内油气勘查区块竞争性出让，其中四轮是页岩气区块竞争性出让。最近一次是2020年11月，国家自然资源部和贵州省公共资源交易云平台在其官网发布了《2020年贵州页岩气探矿权挂牌出让公告》，对贵州正安中观、遵义新舟等6个区块的页岩气探矿权进行挂牌出让。这次出让最小区块面积为56.819平方千米，最大的区块面积为159.216平方千米；挂牌起始价最高80万元，最低仅有29万元。
上述几点对“十四五”期间页岩气增产的重大意义在于吸引民营资本进入，只有加大资金投入，产量才能成正比例增加，例如“十一五”期间仅中石油一家对天然气产业链的投资就达到5985亿元，相当于同期实现利润的125.62%。众所周知，国有资本在能源领域的比重占90%以上，如能通过政策引导民营企业向页岩气领域投资，体现资本的力量，增产是可以预期的。
最后，油气管网公司针对页岩气的送出意义重大。洁陵、威远、长宁(长宁一昭通)等页岩气田在一定程度上受制于缺少管网或管网输送能力不足，只能暂缓投产或降低产能生产，尤其是最近新开发的页岩气田，地处偏远，周边配套油气基础设施建设没有跟上，打出来的页岩气输送不出去。管道建设需经历项目立项、可行性研究、初步设计、投资计划审批、安全评价、环境评价、招标建设、拆迁征地、施工实施等诸多环节和审批手续，建成需要漫长的时间。相比之下，美国页岩气革命成功的主要经验之一就在于美国输气管网非常发达，因此要抓好页岩气产地周边外输管道市场配套开发建设。
可喜的是，2019年12月9日国家石油天然气管网集团有限公司正式挂牌，这是我国油气体制改革的重要成果。尤其是2020年9月30日正式运行后，“全国一盘棋”统筹规划、设计、建设、运行天然气管道，其主要目的就是做好上下游之间的桥梁纽带作用，及时把生产的页岩气运出去，更好地服务于页岩气生产。
油气体制改革实现了产运销分离，彻底公平开放，不仅能够让“三桶油”的财务预算资本支出更集中在页岩气勘探及提升产量上，还能够让更多的民营企业进入页岩气的勘探开发领域。过去，由于管输通道的“垄断性”，民营企业很难使用“三桶油”的管道代输页岩气，结果就是投入高额成本开采出来的页岩气输送不出去，这必然抑制民营企业对页岩气勘探开发的投资热情。而现在，国家管网公司的成立，让民营企业开发的页岩气可以输送到任何地方，解决了页岩气勘探开发的后顾之忧。(作者系中石油天然气销售分公司总调度部油气储运专业高级工程师)
