○文／張 抗

無論是頁巖氣、頁巖油、致密氣、致密油還是煤層氣勘探開發，我國都取得了一定進展，未來可期。

頁巖氣

目前頁巖氣勘探開發的重點是四川盆地東南部，建成了涪陵、長寧－威遠、昭通等頁巖氣示范區。以下古生界的五峰頁巖和龍馬溪頁巖底部為目的層。2018年已探明地質儲量10456×108m3，探明（表觀）經濟可采儲量1313×108m3。但其（表觀）采收率（經濟可采儲量/地質儲量）很低，2017年新增地質儲量采收率僅為12.3％，而同年全國常規氣（實際上包括了致密氣）為33.7％。2018年中國頁巖氣產量約為109×108m3，居美、加之后的世界第三位。

特別令人關注的是這塊已成功開發的頁巖氣區的經濟效益。對此，中國石油規劃院徐東等曾做了系統研究。這里將其要點歸納如下：①頁巖氣單井產量-時間曲線近L形，初期產量急據下降，按美國的統計大致前5年的遞減率依次為60％、40％、25％、10％，第6年開始保持7％左右緩速遞減。因此，只有不斷打大量新井才能保持穩產/增產。其開發的眾多小公司只要在前3年左右歸還建井的貨款本息就可盈利并以適當的現金流維持生產。中國各地情況與美國會有差異，但大體亦如此。依此，2014年、2016年、2021年稅后內部收益率分別為14.5％、8.4％、3.7％，即原有鉆井2017年及以后就難保證盈利。②中國頁巖氣是在政府補貼下開發的，按規定最初其值為0.4元/m3，2018年遞減至0.3元/m3、此后（2019~2023年）僅對每年增加的已利用產量予以梯級獎補，而減少部份亦作相應扣減。從已執行的對新能源的政策看，最終將取消補貼。目前，即使考慮到規模開發可使鉆井周期、壓裂效率各提高50％，也將導致銷售凈利潤率降至10％，因而難以達到基準收益率8％的要求。③在鉆井垂深一般不大于3500的情況下，按動態模型到“十四五”期間補貼如能維持在0.1元/m3、所得稅由25％降至15％、單井投資進一步降低的條件下，內部收益率才能達到8.5％。而如此低的內部收益率在實際操作時往往處于虧損狀態，企業無力保持較長期穩產，更難談擴大再生產。

這樣的現實又使企業對頁巖氣的投資趨降，由2014年的150.4億元降至2017年的92.5億元， 降幅達38.5％，完鉆探采井由400口左右降至不足150口。這使以不斷打新井才能彌補相當高的自然遞減的非常規規氣（特別是產量基數較大時），即使僅穩持穩產也有困難。上述地區“工廠式開發”的鉆井密度現已相當高。隨著勘探開發向垂深3500至4500m的新區延伸，其經濟邊際值也會有較大幅度的抬升。對四川盆地東南部這塊已開發的頁巖氣示范區來說，如政策環境無大改善，成本無持續性降低，能否持續發展會有一定的不確定性。事實也說明，目前流行的某些預探井僅以初日產量（甚至有時是僅為若干小時測試而折算的日產量）達到了以常規氣工業氣流的舊標準就宣布非常規油氣探井獲得“重大突破”是有偏頗的。

在四川盆地以外，中國地質調查局和若干中標頁巖氣區塊的非油企業鉆了一批普查式的頁巖氣預探井，主要集中在四川盆地東南側的外圍及長江中下游，以志留系和震旦－寒武系為主要目的層。它們多處于晚中生代以來持續隆起剝蝕區的寬向斜核部，其鄰近多已見目的層出露。看來，在保存條件欠優的地區要獲得有經濟價值的頁巖氣有較大難度。在宜昌地區所鉆鄂宜頁1井、鄂陽頁1井直井壓裂獲較高產量的氣流后，部署宜頁1HF井、宜頁2HF井和鄂陽頁1HF井、鄂陽頁2HF井進行了大型壓裂，均獲得不同程度的初產高產油氣流。業內人士認為可進行區塊勘探，有成為四川盆地之外新的頁巖氣產區的可能性。

頁巖油

由于我國未將頁巖油、致密（砂巖）油、致密（砂巖）氣列為獨立礦種，因而在《儲量通報》上未列出其儲產量值。某些論文、報道中還將頁巖油稱為致密油。因而在對它們的統計研究中帶來一些困難。

本世紀初以來，中國在多個盆地內選取有利區塊進行了頁巖油的初探，皆有不同程度的頁巖油發現。2019年4月以來，已集結62部鉆機2個壓裂隊（計劃達85部鉆機3個壓裂隊）投入開發區，“力爭實現200萬噸的上產目標”。目前看，鄂爾多斯盆地的延長群、準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組、渤海灣盆地油氣成熟度較高的地區是最有希望率先獲得頁巖油的實質性突破的目標。據報道，中國石油已探明頁巖油地質儲3.77×108t、建成產能329×104t。

經過這一輪的探索對中國頁巖油的開拓有了新的認識。石油的分子遠大于氣，可流動性也遠低于氣。能否獲得具經濟效益的頁巖油，從“內因”來說關鍵在于其要有較好的流動性而易采出，這就要達到中－高的有機質成熟度且有較好的封閉保存條件避免后期的氧化破壞，因而油質較輕、含較多的溶解氣并往往有較高的壓力系數和含油飽和度指數。初步看來，儲層的彈性驅可動油量和溶解氣驅可動油量均隨深度增加而增大。從“外因”來說，對儲層的可壓裂性和孔滲條件要求比頁巖氣更高，游離油賦存和游離油大量富集的孔徑下限分別為10 nm 、30nm，巖石孔隙要有一定的親油的微觀濕潤性。

綜上所述，我國頁巖油氣的開拓在取得巨大成績的同時也存在重大的問題。目前若干統計中所列的頁巖油／致密油產量，嚴格說，許多來自砂巖儲層。2018年頁巖氣產量僅占全國氣產量的3.56％且其層位、埋深和地區上的局限都說明了其才剛剛起步，在空間上和層位上的開拓仍有相當多的困難。特別是其成本能否符合經濟高質量發展的要求、能否適應市場化改革所要求的生存和自我發展條件、能否按目前的速度發展還存在相當大的不確定性。業內關于“中國迎來頁巖油氣革命了嗎？”的質疑值得重視。

致密氣

前已述及，我國尚未有權威的致密油氣儲產量統計數字。按照余源琦等的統計，特低滲致密儲量比例由“十五”的22％增至“十二五”的59％。按照魏國齊等的統計，近期（2000~2016年）我國新增天然氣儲量中致密砂巖氣為5.13×1012m3、占47.7％，而同期常規砂巖氣1.36×1012m3、占12.6％；頁巖氣和煤層氣分別為0.54×1012m3、5.1％和0.19×1012m3、1.8％。據鄒才能等的論文，2017年全國非常規氣產量中致密氣353×108m3、煤層氣45×108m3、頁巖氣90×108m3。筆者以此計算致密氣占非常規氣的72.3％，占全國氣產量的34.2％。張國生等給出了2018年的數據：致密氣、頁巖氣、煤層氣的產量依次為380×108m3、108×108m3、54×108m3。筆者據此計算，它們依次占三種非常規氣的70.1％、19.9％、10.0％，共占全國氣產量的33.8％。顯然，目前致密氣是我國非常規氣的主體，是天然氣增儲上產的主要依托。

我國致密氣主要形成于大型盆地內，首要產地是鄂爾多斯盆地的上古生界。中國石油已將以蘇里格氣田為中心的致密氣產區擴大到近6×104km2，形成儲量可能超過4×1012m3的大氣區，進而建立了“源儲交互疊置、孔縫網狀輸導、近源高效聚集”這一重要的成藏模式。中石化在鄂爾多斯盆地北部大牛地－東勝－杭錦旗地區也有形成大面積基本連片氣區之勢。至2018年鄂爾多斯盆地已探明天然氣地質儲量4.6×1012m3，產量3053×104m3，其中約70％為致密氣。可以說，正是致密氣儲產量的持續快速增長使其躍居全國各盆地天然氣產量的首位。四川盆地在三疊系須家河組亦形成以安岳、廣安為主體的產區，探明儲量已近1.3×1012m3。它們都屬于源外近源（有的甚至儲層與源巖整合接觸）成藏。塔里木、準噶爾、吐哈、柴達木深部也都是值得探索的目標。此外，大型推覆體和深層斷陷盆地構造巖性/斷裂巖性控藏的致密氣也令人矚目，前者已發現庫車坳陷的大北、克深氣田，后者如松遼的徐深、長深氣田。它們可以是近源也可以是遠源成藏。在2000—2016年間按我國儲量規范劃分的低滲—特低滲儲量（它的大部分可屬于致密儲層）占全國新增天然氣儲量比的均值達91.6％。

致密油

致密油的勘探和效益開發要比致密氣困難的多，二者間的關系與前述頁巖油、頁巖氣間相類似，不再贅述。致密油的主產地是鄂爾多斯盆地，儲層為延長群，特別是主力烴源巖長7段上下和其內的砂巖。2014年探明據稱是我國第一個地質儲量過億噸的新安邊致密大油田。2008年該盆地致密（超低滲透）油藏產能為30×104t，2018年迅速上升到800×104t。依托長期開發的基礎，該盆地內已建成3個致密油開發示范區。近年來，僅中石油依托鄂爾多斯盆地長7段、松遼盆地扶余油層、三塘湖盆地條湖組等就獲得超過3×108t致密油儲量。筆者據《儲量通報》統計，在2000~2016年間按我國儲量規范劃分的低滲－特低滲儲量（它的絕大部分可屬于致密儲層）占全國新增石油儲量的均值達83.6％。

鄂爾多斯盆地的成功啟發了許多盆地向近源的致密砂巖油探索。四川盆地陸相中生界侏羅系和三疊系須家河組存在類似地層源儲組合。上世紀50年代末至60年代基于良好的烴源巖和較多井油氣發現（有的井能短期自噴高產，如桂花油田）引來兩次找油的川中會戰，但因大多數井無工業產量無法圈定面積拿下儲量和穩定的產量而失敗。產油井被認為是基于儲層裂縫，難以掌握規律。少數井作為“雞肋”，但仍能堅持數十年生產。當從非常規油觀點回頭看這些低產井時，則發現無論是頁巖里的油（包括其灰巖夾層）還是致密砂巖里的油都可以在改造儲層后獲得較高效的產量，并因油層埋藏較淺而可有較好的效益。中國石化在川東萬州東部的開發成功便是例證。類似的情況也出現在準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組。在自上而下的6個層段中，依托主要分布于P23、 P26的良好烴源巖，形成致密油的P21、 P24兩個甜點段和頁巖油的P23、 P26兩個甜點段，勘探獲較大進展。在試油的16口井中獲“工業油流”者9口。其中吉172-H井初產77.8t/d。前面已提到，二疊系為源巖的油氣已進入三疊系成藏，而且生產企業不再細分什么致密油、頁巖油，已把它們合在一起進行規模性的工業勘探。顯然，該盆地深部的上古生界和下中生界致密油、頁巖油亦可作為勘探的有利目標。

煤層氣

煤層氣的探索無論在國外還是國內均早于頁巖氣，但我國在2007年國務院統一布署并做出補貼的具體安排后才有了較快的發展，此后卻經歷了比頁巖氣更艱難曲折的道路。以探明地質儲量計，2010~2014年間年增率達23.0％，2014~2016年間降至7.5％。而2017年進一步降至—8.4％。2018年累計探明地質儲量和（表觀）經濟可采儲量分別為6522×108m3和2625×108m3，（表觀）采收率40.2％，明顯小于常規氣而略大于頁巖氣和致密氣。特別令人關注的是已探明儲量開發甚為遲緩，2018年經濟可采儲量的末開發率高達80.5％。勘探開發增速趨緩甚至停滯。其主要原因是投資嚴重不足。以國家補貼計，對煤層氣開發的補貼開始為0.2元/m3、2016年增為0.3元/m3，而對頁巖氣卻是0.4元/m3。煤層氣的開發難度比頁巖氣更大（僅以單位產能建設投資計亦為頁巖氣的四五倍），致使除晉南潘河、潘莊兩區塊為微利外其他開發區均為虧損經營。在強大的扭虧壓力下企業被迫把本來已明顯減少的勘探資金轉入常規氣和頁巖氣致密氣生產。據門相勇的資料，以投入強度計，2012年為6.36萬元/km2、2017年為3.24萬元/km2，后者僅為前者的51％。筆者統計，2010至2012年間煤層氣鉆井抽采產量的平均年增量和年增率分別為9.98×108t和120.5％，2012至2014年間以上兩數字分別為5.89×108t和21.2％，2014至2017年間以上兩數字分別為-1.26×108t和-3.7％。2018煤層氣鉆井抽采產量有所上升，為35.55×108t，僅略高于2014年。2018年煤層氣產量僅占頁巖氣的32.7％。筆者曾在“十一五”“十二五”的中期就已指出相應的煤層氣期終產量指標（包括地面鉆采和礦井排采產量及它們的利用率）難以完成，近期又預測“十三五”也難以達標。中國煤層氣儲產量增加的難度大很大程度上受制于其本身的特點。在其資源量中，中低煤階、中煤階、高煤階者各占32％、37％、31％，但在已探明儲量和產量中高煤階者分別占94％、80％，中煤階者分別占3％、13％，低煤階者皆為占1％。近年在二連盆地、準噶爾盆地等加強對中低煤階煤層氣的探索，有所進展，但仍未能形成工業產能。此外，在中國較強的晚期構造運動的影響下，原始結構被破壞的“構造煤”也占較大比倒，其大量的粉煤不利于儲層改造和開發。從煤層氣實際開發過程上看，在完井后須經過較長期的排水降壓解吸，即使出氣后上產量也“爬坡難”，這也明顯影響著其經濟效益。從目前的技術和取得效益的經濟門檻看，埋深800m以淺的儲量大部分能動用，而中國近80％的資源卻在更深地區。這使至今能進行工業性開發規模上產的地區僅局限于沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東緣某些中高階煤層且構造穩定性強的地區。

中國油氣勘探第一、第二次戰略展開的實踐生動說明它是油氣工業實現生產戰略接替獲得可持續發展的前提和基礎。目前，我國進行勘探第三次戰略展開的需求已迫在眉睫，也已有了相應條件。但也必須看到實現這一目標有巨大的難度，可能比前兩次的道路更加曲折。為此，除了要石油人繼續發揚勇于承擔艱苦奮斗的精神外，還必須深化油氣體制改革、大力加強基礎性研究、創新勘探技術、大幅降低勘探成本，還需要有大量資金投入。