6月下旬的一个下午，几辆越野车驶在重庆市涪陵区焦石镇的一条山间小路上。山路紧贴山岩走势而建，弯多、坡陡、路窄，两侧多峭壁，平均五六分钟就遇一处拐弯，其中多个拐角接近30度。两车相向而行时，一方须得踩停，双方在不足五米宽的山路腾挪避让。即便在这条路上跑了快十年，司机吴师傅也直言不敢懈怠。

　　此行目的地，是距城区一个多小时车程的焦页1HF井。这是中国石化在焦石坝区块的第一口探井，也是涪陵页岩气田的“功勋井”。

（涪陵页岩气田中石化焦页1HF井记者郭霁莹拍摄）

　　2012年11月，随着20多米高的火焰从地下蹿升燃起，焦页1HF井放喷测试获得日产20.3万立方米的工业气流。次年，焦页1HF井投入试采，拉开中国页岩气商业开发的序幕，亦使涪陵页岩气田成为北美以外首个实现商业开发的大型页岩气田。

　　涪陵页岩气田开发的背后，是我国“富煤、贫油、少气”的资源特点和困境。中国石化勘探分公司副总地质师王威表示，“随着常规领域天然气资源越发难以满足日益增长的需求，页岩气成为寻找大气田的重要方向。美国‘页岩革命’的成功使其由天然气进口国变为出口国。”

　　中国页岩气储量居于世界前列，但勘探开发整体仍在初期阶段。如何在曾经“缺技术、缺经验、缺装备、缺人才”的环境下，实现页岩气高效商业化开发？未来随着页岩气产量快速递减，如何持续上产稳产？日前，第一财经等媒体采访团来到重庆涪陵，探寻中国页岩气开发的“涪陵经验”。

　　难，为何还要开发

　　下班回家，上海一户居民打开燃气灶准备做一桌丰盛晚餐。凝视跳动的蓝色火焰时，或许他不会想到，这团看上去与普通天然气没什么区别的燃气，是来自1600公里外的山间小镇、采自当地数千米深地层中的页岩气。

　　页岩气是一种非常规气藏，以游离态或吸附态赋存于页岩裂缝与孔隙中，开采时要把页岩压碎，才能让气体通过空隙或裂缝逸出。

　　美国是最早进行页岩气研究的国家。2000年之后，凭借先进的水平井钻井技术和压裂技术，美国掀起了“页岩气革命”，由天然气进口大国成为最大的天然气生产国和最大的液化天然气出口国，改变了全球能源供给格局。

　　中国长期以来面临“富煤、贫油、少气”的资源困境，近几年天然气对外依存度保持在40%以上，但同时却拥有世界最大的页岩气储量。综合中国石化和东吴证券数据，我国页岩气可采资源量近32万亿立方米，高于美国24万亿立方米的资源量，主要集中在四川盆地及周缘。不过因地质条件复杂，中国页岩气勘探开发难度远超美国，2022年，美国页岩气含量占其天然气总产量逾八成，而中国占比仅约11%，产量为美国同期的3%。

　　按照国家能源局规划，未来包括页岩气在内的非常规天然气将成为国内天然气产量的重要增长极。为保障能源安全，国家能源局在2019年正式实施油气行业增储上产“七年行动计划”。国信证券研报显示，2018-2023年，非常规天然气（致密气、页岩气、煤层气）产量快速增长，占全国天然气产量比重由不足35%升至43%。2023年，中国天然气产量达2297亿立方米，其中常规气1308亿立方米，页岩气占比近11%，达250亿立方米。该机构预计，到2035年，中国天然气产量将在3000亿立方米水平稳产，其中常规气占比近半，页岩气产量占比两成，约600亿立方米，国内页岩气资源进入大规模商业化开发阶段。

　　“涪陵页岩气开启了中国页岩气自主创新的发展之路，使中国成为继美国和加拿大之后第三个实现页岩气商业化开采的国家。”王威在媒体交流会上如是表示。

　　与美国页岩气勘探开发历程相比，中国经历的时间较短，且前期面临“缺技术、缺经验、缺装备、缺人才”的困境，但整体发展较为迅速。国信证券分析师杨林介绍，中国页岩气勘探开发大致分为合作借鉴（2007-2009年）、自主探索（2010-2013年）和工业化开发阶段（2014年以来）。其中，第一阶段引入美国页岩气概念，基于地质评价明确工作重点，启动产业化示范区建设；第二阶段是中国页岩气产业的发展突破期，此一阶段发现了蜀南和涪陵两大页岩气区；第三阶段有效开发技术趋于成熟，实现了3500米以浅超压气藏高效开发、3500至4500米气藏有效开发、4500米以深气藏开发突破。

　　涪陵页岩气能在商业化领域拔得头筹，首先是解决了“缺经验”的难题。王威称，2010年之前，国内引入壳牌、埃克森美孚、雪佛龙等国际石油公司，借鉴北美经验，实施页岩气探井120余口，均未获得大型商业发现，“这也表明中美地质条件不同，北美所谓先进的页岩气勘探经验在中国无法复制。”

　　在此背景下，中国石化创新提出南方海相页岩气“二元富集理论”，通过建立复杂构造区高演化页岩预测模型，于2012年选取涪陵焦石坝地区部署实施焦页1HF井。当年11月28日，随着龙马溪组页岩段压裂获得20.3万方/天的商业气流，中国页岩气勘探开发取得突破性进展，涪陵页岩气开发建设随之启动，并于次年投入商业化开发，成为全球第三个实现页岩气商业开发的大型气田。

　　“在一些大型海外公司把四川盆地‘判死刑’，认为不会有重大发现后，我们依然坚持耕耘。”中国石化集团党组宣传部新闻室主任刘珊表示，近20年来，中国在页岩气领域的新发现，几乎都是由海相页岩气理论突破实现的。

　　作为中国页岩气商业开发的肇始之地，涪陵页岩气田自2013年正式投产以来，连续多年上产。截至今年6月底，该气田累计生产天然气超过650亿立方米，是我国累计产量最高的页岩气田。目前日产气近2400万立方米，可满足4800万户家庭日常用气需求。

（涪陵页岩气田焦页22号平台记者郭霁莹拍摄）

　　涪陵页岩气田也是中国石化“气化长江经济带”行动的重要资源基础。2015年6月，涪陵页岩气通过川气东送管道输往华中、华东地区，成为继普光、元坝气田之后的第三大气源，惠及长江经济带沿线中下游6个省、2个直辖市，累计70多个大中型城市、上千家企业、2亿多居民从中受益。

　　贵，怎么降本增效

　　“如果把开采常规天然气比作在静脉中采血，那么开发页岩气就如同直接从毛细血管中采血。”中国石化江汉石油工程公司相关负责人如是比喻。

　　页岩气开采难度大，因此业内有言：发现页岩气不算“革命”，突破页岩气开采技术才算。招商期货分析师安婧介绍，页岩气储层特征不同于常规气，自身基本没有渗流能力，水平井和分段压裂技术成为页岩气开发中最关键的技术。

　　不过，在涪陵页岩气开发之初，由于相关设备、工具和技术研发大多处于空白，许多相关设备要依赖进口。不但成本高，还存在供货周期长、后期维修不便等一系列问题。另外，核心技术绝对保密，国外一些关键设备只租不卖，每次设备售后维护还要付高昂的服务费。

　　中国石化集团高级专家李书兵认为，国内页岩气开发降本增效的重要手段之一是，实现关键技术和设备的国产化替代。“像旋转地质导向技术，之前长期被国外油服公司垄断，只租不卖，服务费每天都要30万-40万元。”

　　旋转地质导向技术（简称“旋导技术”）是石油工程领域最前沿、最高端的技术装备，它可以在钻柱旋转时控制钻头，实时调整钻进方向，像“巡航导弹”一样自动寻找目标、多靶点命中，是实现石油勘探开发地质目标、提高油气钻遇率、降本增效的关键利器。

　　不过，由于起步较晚，技术实现难度高，这项技术长期受制于国外。中国石化石油工程公司钻井工程管理部副经理任立伟告诉第一财经等媒体，旋导技术一方面难在整个动力工具、电子元器件要耐高温、高压，另一方面，还要在几千米深的地下有电源支持和传输信号。“别看钻具是钢体的，但在150多度高温、高压的井下，实际软得像面条一样。另外，钻头还要不断通过啃敲扭，破损地层，因此对元器件的耐损要求极高。”

　　任立伟表示，有了旋导技术，就意味着掌握了钻探的主动权。2021年，中石化经纬有限公司自主研发了经纬领航旋转导向系统，投入应用后，使油气藏的控制范围提高了4-5倍，采收率提高2-3倍，节约近半钻井周期。

（国产旋转导向系列钻头记者郭霁莹拍摄）

　　“我们现在在工具、装备、材料等各方面基本已经实现了全部国产化，带来的主要作用是开发成本大幅降低。”任立伟还指出，国产设备制造成本下降，还同时带动了国外相关产品市场价格走低。

　　页岩气开发长水平段分段压裂中使用的关键设备桥塞就是一个典型例子。李书兵介绍称，中国早期自国外进口的桥塞一个大概要20万元，而一口井至少需要20个桥塞。实现国产替代后，国产桥塞成本只要2万多元，开发一口井，光桥塞费用就能节约数百万元。“而且随着国产桥塞出口海外，国外的桥塞市场价再也没有超出这个价格。”

（桥塞记者郭霁莹拍摄）

　　中国石化2022年发布的《涪陵页岩气田勘探开发10周年社会责任报告》显示，为了攻克页岩气商业开发工程工艺技术难关，实现关键装备工具全部国产化，公司累计投入科研资金25亿元。

　　此外，为了更好实现低成本开发，涪陵页岩气田还不断改造设备性能。在焦页22号平台钻井作业现场，江汉石油工程有限公司钻井一公司70562JH队经理李鹏超向第一财经等媒体介绍称，焦页22号平台的7口新井均为“瘦身井”。相比于传统井型，该井的井眼和下入套管尺寸更小，能有效提升机械钻速，并可大幅减少岩屑产生量和套管等投入，在降本和环保方面效果显著。

　　李鹏超表示，涪陵页岩气开发初期，一口井钻井周期普遍在70-80天，目前采用瘦身井施工最快周期为20.75天，普遍周期为30-40天。

　　“2019年以来，集团公司坚持把‘提速、提效、提质、提产、降本’作为系统工程来抓。”任立伟介绍，以川渝地区天然气井为例，该地平均井深从2019年的4000米左右到如今5000米深度，增加了21.9%，但钻井周期却缩短了8.6%，压裂效率提高了117.8%。

　　新环境下，如何保障开发效益

　　天然气是不可再生能源，产量递减是油气田生产过程中不可抗拒的自然规律。与常规气田不同，页岩气初产率高，但递减速度更快，每口页岩气井稳产期过后第一年的递减率能达到50%-60%。如何减缓老井递减速度，实现页岩气稳产，控制生产成本，始终是全世界油气公司保障开发效益要直面的难题。

　　经过十余年开发，涪陵页岩气田也开始迎来老区产量递减较快的问题。2017年，涪陵页岩气田焦石坝区块在稳产3年后，产量开始下降。

　　“这个油气资源最富集的老区，还有没有进一步挖潜的空间？”江汉油田涪陵页岩气公司技术人员葛兰说，在深入了解国内外相关技术、部署分层开发评价井之后，他们改变了原有认识。“过去，我们把焦石坝区块89米厚的页岩当作一套气层来对待，认为压裂改造下部气层，就能一次性‘撕’开岩层，把资源全‘吃’到。但现在发现，页岩不同部位应力存在差异，以往压裂没有改造到的地方仍有剩余资源。”

　　“假设油气资源在一栋楼房里，我们过去只是开采了一楼房间的资源，但一楼过道以及二楼、三楼还有很多资源待开采。”葛兰说，在新认识指导下，江汉油田进行立体开发，即在同一井位分别打不同深度的井，将各深度岩层天然气分别开采出来，“把过去开发一层楼，变成立体开发三层楼”。

（三层立体开发钻井示意图记者郭霁莹拍摄于涪陵页岩气展厅）

　　得益于立体开发模式，涪陵页岩气田整体采收率提升至23.3%，相比2013年开发初期翻了一番。

　　除了焦石坝区块之外，涪陵页岩气田白马等新区块也实现了立体开发模式的初步应用。目前，涪陵页岩气田已累计部署立体开发调整井超400口，日贡献气量占气田总产量近60%，焦石坝区块储量动用率达到100%，三层立体开发区采收率提高近50%。

　　中国石化方面介绍，下一步，江汉油田将持续迭代优化立体开发模式，逐步向复杂构造区、深层区推广，通过精细管理、整合资源进一步降低成本，努力实现页岩气储量动用率、采收率、收益率最大化。

　　此外，由于涪陵页岩气田处于长江经济带上游重要生态保护区，在追求高效开发的同时，近年来，中国石化在页岩气绿色低碳开发方面也着力不少。

　　2020年10月，涪陵页岩气田建设的全国首个页岩气产出水处理工程正式投运。该工程包括日处理能力2400立方米的产出水处理站、15座收集泵站、50公里长的产出水收集管网。6月25日，第一财经记者在现场看到，该处理厂将地下采出的井底积液通过分离过滤，处理为合格的产出水，排入乌江；产出水中的氯化物等物质被蒸汽蒸发，浓缩加工成工业盐，作为副产品外销。

（产出水处理站净化完成的合格产出水记者郭霁莹拍摄）

　　此外，涪陵页岩气田还将钻井、压裂施工由柴油驱动改为网电驱动。第一财经记者在焦页34号平台上看到，14台红色的SCF5000型电驱压裂撬相向排列，进行压裂施工。现场伴有机器运作的轰鸣声，但仍能听清远隔六七米远的现场工作人员的说话声。

　　噪音小，是电驱压裂撬的一大优势。现场工作人员告诉第一财经记者，与传统柴油压裂车相比，电驱压裂施工模式可提速60%，减少井场作业装备占地面积约20%。更重要的是，可以降噪约30%。“传统柴驱压裂车施工噪音大，晚上怕扰民，不敢施工。但电驱压裂撬噪声小，能够24小时连续施工，大幅提升效率。”

　　此外，“油改电”也减少了天然气开发环节的碳排放量。据《涪陵页岩气田勘探开发10周年社会责任报告》，涪陵页岩气田累计实施网电钻机605口、电驱压裂97口，减少柴油消耗20.88万吨，相当于减少了14.23万吨的二氧化碳排放当量。

　　“涪陵页岩气田等页岩气产业化示范基地的成功经验，对于中国非常规油气资源的高效开发具有重要借鉴意义。”中国石油勘探开发研究院院长马新华等人在论文《中国页岩气发展前景及挑战》中指出，涪陵国家级页岩气示范区在建设过程中创新建立了海相页岩气“二元富集”理论、页岩气高效开发气藏工程理论，形成了页岩气丛式水平井组优快钻井技术、页岩气高效采气集输技术等配套技术体系，并实现了关键装备和配套工具国产化。

　　借鉴涪陵页岩气田的成功经验，中国石化持续加大四川盆地志留系深层页岩气勘探。据马新华等人介绍，2018年，中国石化在威荣深层高压页岩气田提交探明储量1246.78亿立方米，同步启动产能建设；2021年，中国石化在重庆綦江东溪构造钻探重点页岩气探井——东页深2井，在埋深4300米的气层试获日产41.2万立方米的页岩气，标志着我国在埋深4000米以上的深层页岩气勘探领域取得新的重大进展；2022年，綦江深层页岩气气田提交探明地质储量1459.68亿立方米。

　　7月10日，国家能源局组织召开2024年大力提升油气勘探开发力度工作推进会。会上发布的《中国油气勘探开发发展报告2024》显示，油气企业在常规油气、页岩油气及海域勘探中取得多项重大发现，形成新的储量增长高峰期。其中，页岩气实现跨越式发展，产量从2014年的12亿立方米增至2023年的250亿立方米左右。

　　会议强调，要聚焦重点盆地，加大资金和工作量投入强度，强化科技攻关力度，集中立体勘探，规模高效建产，加快建立油气勘探开发基地；以科技创新为引领，加快突破万米级深地、千米级深水、纳米级非常规和老油气田高效开发关键理论与技术难题。