2012年，我國非常規(guī)天然氣產(chǎn)量達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，同比增長25%；煤層氣產(chǎn)量達125億立方米，凈增長10億立方米，同比增長8.8%；頁巖氣產(chǎn)量達0.5億立方米。三種非常規(guī)天然氣占2012年我國天然氣總產(chǎn)量的41.75%，可以預(yù)見，未來幾年，非常規(guī)氣占我國天然氣產(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)人士的預(yù)期。人們對它的資源量和技術(shù)等問題非議較多。筆者認(rèn)為，對頁巖氣這樣一個全新的氣種，應(yīng)該少一點悲觀，多一點自信。目前僅憑百十口井就要判定我國頁巖氣發(fā)展如何，為時過早。

    對于我國頁巖氣的發(fā)展，應(yīng)該少點悲觀，理由有三：一是我國頁巖氣勘探始于2007年，到2012年鉆井?dāng)?shù)為77口，成功率超過70%。而美國頁巖氣開發(fā)有數(shù)十年的歷史，截至2012年，頁巖氣井高達6萬口。二者在發(fā)展時間段上，存在明顯差異。二是我國沉積巖面積670萬平方千米，比美國還要大10萬平方千米。三是我國頁巖氣勘探已取得實質(zhì)性的突破，如涪陵區(qū)塊的元21井，日產(chǎn)量57萬立方米。目前在鄂爾多斯盆地鉆探的7口井，雖在生油層之上，但日產(chǎn)量也達100萬～184萬立方米，比主力油層還高。

    這些事實充分說明，我國頁巖氣勘探開發(fā)潛力巨大。一口井的成敗乃至一個地區(qū)的成敗，都不是判定頁巖氣這一全新氣種開發(fā)成敗的理由。非常規(guī)資源開發(fā)要走非常規(guī)之路，目前，我國的頁巖氣開發(fā)有幾項重點工作要做。

    一是繼續(xù)深化資源的識別工作，特別是基礎(chǔ)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。識別資源還要預(yù)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。

    二是致力于低成本技術(shù)開發(fā)。在實際勘探中，不可能每口井都會有上萬立方米的日產(chǎn)量，很多頁巖氣井產(chǎn)量低，就沒有太大的開發(fā)價值。筆者認(rèn)為，探索頁巖氣低成本管理方法，應(yīng)毫不猶豫地借鑒蘇里格氣田的經(jīng)驗。蘇里格氣田是我國目前第一大氣田，屬典型的“低壓、低滲、低豐度”致密氣藏，靠傳統(tǒng)常規(guī)技術(shù)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(yīng)該氣田的天然氣水平井開發(fā)儲層預(yù)測及精細(xì)描述、水平井部署及優(yōu)化設(shè)計、水平井快速鉆井、水平井地質(zhì)導(dǎo)向、水平井多段壓裂改造等系列技術(shù)，特別是水平井多段多簇壓裂改造技術(shù)的推廣應(yīng)用，在地下形成了縫中套縫的網(wǎng)狀氣流通道，從根本上提高了單井產(chǎn)量。

    三是抓好頁巖氣示范區(qū)建設(shè)。目前我國的頁巖氣示范區(qū)，有一些是國家級的，有一些是公司級的。示范區(qū)的建設(shè)從一開始，就應(yīng)將探索技術(shù)路線與資源開發(fā)方式并重，比如說水平井和體積壓裂在我國已成為一個成熟的體系，但水平井水平段的分段壓裂，在我國還沒有變成現(xiàn)實的技術(shù)。如果公司能掌握這種改造技術(shù)，頁巖氣開發(fā)成本將大幅度下降。

    我國探明的常規(guī)石油儲量330億噸，按15%生油推算，僅賦存于頁巖等烴源巖中的資源量就高達1600億～2500億噸，勘探前景廣闊。一旦低品位資源開發(fā)成本大幅下降，將徹底改變我國的能源供給狀況。