四川规划到2020年新增常规天然气探明储量6500亿立方米

页岩气

资源量可采资源量均居全国第一

四川省页岩气资源量占全国的20.5%，页岩气可采资源量占全国的17.7%，均居全国第一。页岩气勘探开发关键核心技术水平、 装备制造、油田服务能力、体制机制创新程度、产量等均居全国前列。

加快推动川南页岩气勘探开发

加快推动川中、川西和川东北常规天然气和川南页岩气勘探开发。规划到2020年新增常规天然气探明储量6500亿立方米，天然气产量达450亿立方米，其中页岩气100亿立方米

“比预定目标翻了一倍，我们现在正在加紧做计划。”3 月24日，中国石油西南油气田公司页岩气勘探开发部副主任刘旭宁向记者透露，按照该公司原来的计划，到2020年页岩气产能实现50亿立方米，但去年底目标提高到100亿立方米，“压力主要来自成本的控制，但我们有信心”。

页岩气是非常规天然气的一种。如果把岩石比作肌肉，天然气就是肌肉中的血管，开发常规的天然气是在静脉中采血，而开发页岩气就如同直接从毛细血管中采血。“开采难度可想而知。”西南石油大学资源与环境学院副院长王兴志介绍，我国约有190万亿立方米非常规天然气，储量丰富。其中，页岩气达100万亿立方米，可采储量26万亿立方米，与美国相当。但美国经过30多年的积累，已成熟掌握水力分段压裂法等技术开采页岩气，该技术是页岩气增产的关键技术。

10年前，中国石油西南油气田公司在四川率先启动国内页岩气勘探开发。“当时核心关键技术处于保密状态， 没有大型水力分段压裂的技术和经验。”刘旭宁说，不仅如此，我国地质条件的特殊性、复杂性，在很多情况下不能完全照搬美国页岩气的开发技术，需要结合自身特点进行自主创新攻关。

一边摸索一边开发。10年间，中国石油西南油气田公司探索出一套页岩气规模效益开发方法，包括页岩气综合地质评价技术、水平井体积压裂技术、水平井组工厂化作业技术、地面采输技术等，积累了地质工程一体化、高产井培育等页岩气规模效益开发先进经验。现已初步建成长宁-威远国家级页岩气示范区等，培育了一批高产井。威远地区新开发的5口井，单井平均测试日产量比以前的井提高1.68倍。“四川在页岩气发展方面的经验，必将为全国的页岩气开采‘开路’。”王兴志说。

“页岩气开采是一个高投入的资本密集型产业，更大的考验在于对成本的控制。”中国国际问题研究院能源战略问题专家夏义善说，页岩气开发的关键在于大规模效益化开发。为降低成本，中国石油西南油气田公司向管理要效益，采用“工厂化”作业平台的开发模式，钻井周期从150天减少到70天，水平井单井成本从 1 亿元下降到 5000 万元左右。

“这为大规模开发奠定了基础。”刘旭宁说，去年，长宁-威远国家级页岩气示范区生产页岩气超23亿立方米，日产气量达700万立方米。尽管受到油价、天然气价格下跌的冲击，但公司页岩气整体开发依然保持盈利。