2012年，我國非常規(guī)天然氣產(chǎn)量共445億立方米。其中，致密氣產(chǎn)量達320億立方米，凈增長64億立方米，同比增幅25%；煤層氣產(chǎn)量125億立方米，同比增10億立方米，增幅為8.8%；頁巖氣產(chǎn)量達到0.5億立方米。這三類氣在2012年的產(chǎn)量占我國天然氣總產(chǎn)量的41.75%，預計這三類氣的產(chǎn)量在幾年內(nèi)將占據(jù)我國天然氣產(chǎn)量的半壁江山。

在非常規(guī)天然氣中，目前開發(fā)最熱的要數(shù)頁巖氣。然而，頁巖氣開發(fā)投入的工作量、資源的識別情況以及產(chǎn)量似乎并沒有達到業(yè)內(nèi)人士的期望。目前人們對資源和技術問題非議較多。筆者認為，對頁巖氣這樣一個全新的事業(yè)，我們應該少一點悲觀，多一點自信。僅憑不足百口井，就要判定中國頁巖氣發(fā)展如何，是不是為時過早？

對于頁巖氣的發(fā)展，我們應該少點悲觀，理由有三：第一，中國真正的頁巖氣勘探開發(fā)始于2007年，到2012年鉆井數(shù)為77口，成功率基本為70%。而美國對頁巖氣的研究已有三十余年，截至2012年，其頁巖氣井已達6萬余口，二者在發(fā)展時間段上存在明顯差異；第二，中國沉積巖面積670萬平方公里，比美國還要大10萬平方公里；第三，我國頁巖氣已取得實質(zhì)性的突破。比如中石油在涪陵打的元21井，日產(chǎn)量57萬立方米。鄂爾多斯盆地鉆探7口井，雖然其在生油層長，但日產(chǎn)量仍為100-184立方米，比主力油層還高，讓人出乎意料。

基于上述理由，我們應該對我國頁巖氣的開發(fā)充滿自信。一口井的成功或者失敗乃至一個地區(qū)的成功或者失敗，都不是判定頁巖氣這一全新事業(yè)是成功還是失敗的理由。非常規(guī)資源開發(fā)要走非常規(guī)之路，我們應該堅定不移地走技術優(yōu)先，低成本開發(fā)之路。目前，頁巖氣開發(fā)仍有幾項重點工作：

其一，繼續(xù)深化資源的識別工作，特別是基礎性研究工作。資源識別非常重要，只有識別了資源的巖性、含油性等，才能決定開發(fā)與否。此外，識別資源還要預測資源的生命周期，過去開采油氣不講生命周期，而頁巖氣不同，講究的是生命周期的全過程。只有了解了生命周期，才能不斷提升采收率。

其二，應致力于低成本的技術開發(fā)。在實際探索中，不可能每口井都會有十萬方乃至幾十萬方的產(chǎn)量，有的頁巖氣井就只有2000-3000立方的產(chǎn)量，成本降不下來，開發(fā)的經(jīng)濟性就不高。

探索低成本管理方式和方法，應借鑒蘇里格氣田經(jīng)驗。蘇里格氣田以累計探明5336.52億立方米的地質(zhì)儲量，成為中國目前第一特大型氣田。但蘇里格氣田屬于典型的“低壓、低滲、低豐度”致密氣藏，開發(fā)難度屬世界級難題，靠傳統(tǒng)的常規(guī)技術無法實現(xiàn)效益開采。2008年后，長慶油田吸取國內(nèi)外成功經(jīng)驗，推出適應蘇里格氣田的“天然氣水平井開發(fā)儲層預測及精細描述技術、水平井部署及優(yōu)化設計技術、水平井快速鉆井技術、水平井地質(zhì)導向技術、水平井多段壓裂改造技術、水平井產(chǎn)能評價及指標優(yōu)化技術”六項配套技術。特別是水平井多段多簇壓裂改造技術的進一步推廣應用，在地下形成了縫中套縫的網(wǎng)狀氣流通道，從根本上提升了單井產(chǎn)量。

其三，應抓好頁巖氣示范區(qū)建設，探索技術集成和系統(tǒng)性，如水平井與體積壓裂等。現(xiàn)在的頁巖氣示范區(qū)，有一些是國家級，有一些是公司級。示范區(qū)的建設從一開始，就應將探索技術與資源勘探開發(fā)的方式方法并重，比如說水平井和體積壓裂在我們國家已成為一個成熟體系，但水平井水平段的分段壓裂在我們國家還沒有變成現(xiàn)實的技術。如果公司能掌握這個改造技術，頁巖氣開發(fā)成本將大幅度下降。

中國探明的常規(guī)石油儲量330億噸，按15%生油反推，僅賦存于頁巖等烴源巖中的資源量就到1600億-2500億噸，中國非常規(guī)油氣勘探前景十分廣闊。一旦低品位資源的開發(fā)成本下降，大規(guī)模的開發(fā)對我國能源供給將起到不可忽視的作用。（作者為中國工程院院士）