页岩气含气量和页岩气地质评价综述

页岩气含气量和页岩气地质评价综述一、本文概述随着全球能源需求的不断增长和传统能源的日益枯竭，页岩气作为一种新兴的清洁能源，正逐渐受到全球范围内的广泛关注。作为一种重要的非常规天然气资源，页岩气在能源结构中的地位日益提升，对于保障能源安全、推动能源转型、促进经济发展等方面具有重大意义。因此，对页岩气的含气量进行准确评估，以及对其地质特征进行深入研究，对于页岩气的勘探开发具有重要的理论和实践价值。本文旨在对页岩气含气量和页岩气地质评价进行综述，系统梳理国内外在该领域的研究进展和成果，总结页岩气含气量评估方法和技术手段，分析页岩气地质评价的关键因素和影响因素，为页岩气的勘探开发提供理论支持和参考。文章首先对页岩气的成因、分布和赋存状态进行概述，然后重点介绍页岩气含气量的评估方法、影响因素及评价技术，接着分析页岩气地质评价的主要内容和评价指标，最后探讨页岩气勘探开发的发展趋势和前景。通过本文的综述，期望能为相关领域的研究者和实践者提供有益的参考和启示。二、页岩气含气量及其影响因素页岩气含气量是指单位体积或单位质量的页岩中所含有的天然气量，是评价页岩气藏资源潜力的重要指标。其含气量的高低受到多种因素的共同影响，这些因素大致可以分为地质因素、工程因素以及环境因素等几大类。页岩厚度与分布：页岩的厚度和连续性直接决定了页岩气藏的规模和分布范围。厚度大、连续性好的页岩层往往具有更高的含气量。有机质丰度：页岩中的有机质是生成页岩气的主要来源，有机质丰度越高，页岩气的生成潜力越大。热成熟度：页岩的热成熟度反映了有机质转化为油气的程度，成熟度适中的页岩通常具有较高的含气量。储层物性：页岩的孔隙度、渗透率等物性参数决定了页岩气的储集和运移能力，物性好的页岩层含气量相对较高。钻井工艺：钻井过程中钻井液的选择、钻井速度的控制等因素都会对页岩气的含气量产生影响。完井方式：不同的完井方式（如水平井、垂直井等）对页岩气的开采效果不同，从而影响含气量的评估。压裂技术：压裂是提高页岩气井产量的重要手段，合理的压裂工艺参数能够提高页岩的含气量和开采效率。温度与压力：温度和压力是影响页岩气生成、运移和聚集的重要因素，适宜的温度和压力条件有利于页岩气的形成和保存。水文地质条件：地下水活动对页岩气的赋存状态和运移路径有重要影响，稳定的水文地质环境有利于页岩气的保存。构造背景：区域构造背景决定了页岩气的聚集条件和运聚模式，稳定的构造背景有利于页岩气的富集。页岩气含气量的高低受到多种因素的共同影响，这些因素相互作用、相互制约，共同决定了页岩气藏的规模和开发潜力。因此，在进行页岩气地质评价时，需要综合考虑各种因素，采用多种手段和方法进行综合分析和评价。三、页岩气地质评价方法与技术页岩气地质评价是确定页岩气资源潜力、优化勘探开发部署、指导钻井工程的关键环节。针对页岩气的特殊性，一系列地质评价方法与技术被发展和应用。地球物理勘探技术：地球物理勘探是页岩气地质评价的重要手段。通过地震勘探，可以获得地下的地质结构、岩石类型及厚度等关键信息，进一步预测页岩层的分布和厚度变化。同时，利用高分辨率的地震数据，可以识别页岩层内的裂缝和断层，为后续的钻井工程提供重要参考。地球化学勘探技术：地球化学勘探技术主要用于识别和评价页岩气的有机地球化学特征。通过采集和分析页岩样品中的有机碳含量、热解参数、生物标志物等数据，可以评价页岩的有机质丰度、类型和成熟度，进而预测页岩气的生成潜力和富集区带。钻井与取心技术：钻井与取心技术是获取页岩气地质信息最直接、最准确的方法。通过钻井，可以直接穿透页岩层，获取岩心样品，进一步分析页岩的岩性、矿物组成、裂缝发育等特征。同时，钻井过程中还可以获取地层压力、温度、渗透率等关键参数，为后续的页岩气开发提供重要依据。数值模拟技术：数值模拟技术是页岩气地质评价的重要辅助手段。通过建立三维地质模型，可以模拟页岩气的生成、运移和聚集过程，预测页岩气的分布规律和富集程度。数值模拟还可以评估不同开发方案的效果，优化钻井布局和开发策略。页岩气地质评价涉及多种方法和技术手段的综合应用。通过综合运用地球物理、地球化学、钻井与取心以及数值模拟等技术，可以全面评价页岩气的地质特征和资源潜力，为页岩气的勘探开发提供科学决策依据。四、页岩气地质评价案例分析页岩气地质评价是确定页岩气资源潜力和开发可行性的关键环节。以下，我们将通过几个具体的案例分析，探讨页岩气地质评价在实际操作中的应用。盆地作为我国重要的能源基地，其页岩气资源潜力巨大。在进行地质评价时，我们首先对盆地的地质背景进行了详细的分析，包括地层结构、岩性分布、构造特征等。在此基础上，我们结合钻井资料和地震数据，对页岩层的厚度、有机质含量、成熟度等关键参数进行了评价。通过综合评价，我们发现该盆地的页岩气资源潜力较高，但同时也存在一些地质风险，如断层发育、地层压力异常等。这些风险对页岩气的开发具有重要影响，因此在后续的勘探和开发过程中需要特别关注。YY地区是我国页岩气勘探的热点地区之一。在进行地质评价时，我们采用了多种方法和手段，包括地质调查、地球物理勘探、地球化学分析等。通过对页岩层的岩石学特征、地球化学特征、储层物性等方面的综合研究，我们得出了该地区页岩气资源潜力的初步评价。同时，我们还对页岩气的成藏条件、运移路径等方面进行了深入的分析，为后续的勘探和开发提供了重要的依据。ZZ页岩气田是我国已经实现商业化开发的页岩气田之一。在进行地质评价时，我们充分利用了已有的钻井资料、地震数据和生产动态数据等，对页岩气的储量、产能、开采条件等方面进行了全面的评价。通过综合评价，我们发现该页岩气田的储量丰富、产能稳定，且开采条件相对较好。这为该页岩气田的商业化开发提供了坚实的基础。通过以上几个案例的分析，我们可以看出，页岩气地质评价是一个复杂而系统的过程，需要综合运用多种方法和手段。在实际操作中，我们需要根据具体的地质条件和勘探目标，选择合适的评价方法和参数，以确保评价结果的准确性和可靠性。我们还需要关注地质风险和开发潜力的综合评价，为后续的勘探和开发提供科学的依据。五、页岩气地质评价面临的挑战与前景展望页岩气地质评价是页岩气勘探开发的关键环节，然而，这一领域仍面临着诸多挑战。页岩气藏具有低孔、低渗、非均质性强等特性，使得储层参数评价和预测变得异常复杂。页岩气藏的成藏机制和主控因素复杂多变，需要更加深入的地质研究和理论创新。页岩气藏开发过程中面临的环境保护问题也不容忽视，如何在保证经济效益的同时实现环境友好开发，是行业需要解决的重要问题。尽管面临挑战，但页岩气地质评价的前景仍然充满希望。随着地质勘探技术的进步和创新，如三维地震、测井、录井等技术的不断发展，将极大地提高页岩气藏评价和预测的精度和效率。随着多学科交叉融合和大数据技术的应用，页岩气地质评价将逐渐实现智能化和自动化，进一步提高评价的准确性和效率。展望未来，页岩气地质评价将更加注重资源潜力的精细评价、储层物性的准确刻画、成藏机制的深入研究以及环境保护的协同考虑。随着全球能源结构的转型和清洁能源的快速发展，页岩气作为一种重要的清洁能源，将在未来能源领域发挥更加重要的作用。因此，加强页岩气地质评价研究，提高评价精度和效率，对于推动页岩气产业的健康发展具有重要意义。六、结论本文综述了页岩气含气量的主要影响因素以及页岩气地质评价的最新研究进展。页岩气作为一种重要的非传统天然气资源，在全球能源供应中扮演着日益重要的角色。页岩气含气量的高低直接影响到页岩气藏的开采潜力和经济价值，因此，对其进行深入研究和准确评价至关重要。页岩气含气量受多种因素共同影响，包括页岩有机质丰度、成熟度、储层物性、裂缝发育程度以及保存条件等。有机质丰度和成熟度是控制页岩气生成的关键因素，而储层物性和裂缝发育程度则影响页岩气的赋存和运移。同时，良好的保存条件对于保持页岩气藏的稳定性和长期开发潜力至关重要。在页岩气地质评价方面，随着技术的不断进步，评价方法也在不断更新和完善。传统的地质评价方法主要依赖于地质钻探和取芯资料，而现代评价方法则更多地融合了地球物理、地球化学等多学科手段，大大提高了评价的准确性和效率。未来，随着页岩气勘探开发的不断深入，对页岩气含气量和地质评价的研究将更加注重精细化、综合化和智能化。通过不断优化评价方法和技术手段，我们可以更加准确地预测页岩气藏的分布和潜力，为页岩气的可持续开发提供有力支持。页岩气含气量和页岩气地质评价研究是一项复杂而重要的任务。通过不断深入研究和技术创新，我们可以更好地认识和利用页岩气这一宝贵的能源资源，为推动全球能源结构的转型和可持续发展作出积极贡献。参考资料：页岩气是一种重要的非常规天然气资源，具有广阔的勘探开发前景。本文对页岩气含气量和页岩气地质评价进行综述，总结前人的研究成果，为页岩气的进一步研究提供参考。关键词：页岩气，含气量，地质评价，资源量，勘探开发页岩气是一种蕴藏在页岩中的非常规天然气，主要包括甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等烃类气体，以及非烃类气体如二氧化碳、氮气、氢气等。根据赋存状态，页岩气可分为游离气和吸附气两种类型。由于其储层厚度大、储层物性较好，页岩气具有较大的资源潜力，成为全球非常规能源的重要组成之一。本文将重点综述页岩气含气量和页岩气地质评价的研究成果，旨在为页岩气的进一步研究提供参考。页岩气含气量是评价页岩气藏的重要指标之一，主要分为游离气含量和吸附气含量两部分。游离气是指以自由状态存在于裂缝和孔隙中的气体，而吸附气则是被页岩表面吸附的气体。页岩气含气量的变化规律受多种因素的影响，如埋深、地层压力、岩石物性、裂缝发育等。针对不同地区、不同层位的页岩气藏，含气量存在较大差异。随着埋深的增加，游离气含量通常呈增加趋势，而吸附气含量变化规律则较为复杂。在裂缝和孔隙发育的页岩中，游离气含量较高；而在致密、低渗透性的页岩中，吸附气含量可能较高。埋深、地层压力、裂缝和孔隙的发育程度等也是影响含气量的重要因素。页岩气地质评价是对页岩气藏进行全面分析和综合评估的过程，主要包括对页岩气层位、地质结构、油气藏特征、储层物性等方面的评价。这些方面相互关联、相互影响，是页岩气地质评价的重要组成部分。页岩气层位评价是确定页岩气藏的重要环节，主要通过对地层沉积、岩性组合、地球化学特征等方面的研究来进行。不同层位的页岩具有不同的沉积环境和成藏条件，因此需要对各层位进行详细的地质研究，以确定其含气性和开发潜力。地质结构评价是研究页岩气藏的重要因素之一，包括对地层产状、构造特征、断裂发育等方面的研究。页岩气藏多形成于单斜或简单的背斜构造中，而断裂和裂缝的发育对页岩气的富集和运移具有重要影响。因此，对地质结构的精细刻画是进行页岩气勘探和开发的关键。油气藏特征评价是对页岩气藏内部特征的分析和研究，包括对油气藏规模、形态、压力系统等方面的研究。页岩气藏具有复杂的油气藏特征，如多套储层组合、复杂的压力和温度系统等，这些特征对页岩气的生成、运移和聚集具有重要影响。因此，油气藏特征评价是页岩气地质评价中必不可少的一环。储层物性评价是对页岩气藏储层的物理性质和岩石学特征的分析和研究，主要包括孔隙度、渗透率、岩石力学性质等方面。储层物性直接影响着页岩气的可采性和开发效果。因此，准确评价储层物性是进行页岩气勘探和开发的基础。针对不同地区、不同层位的页岩气藏，需要采用不同的储层物性评价方法和参数，以实现最优的开发效果。本文对页岩气含气量和页岩气地质评价进行了综述，总结了前人的研究成果，并提出了目前存在的问题和展望。页岩气含气量主要受到埋深、地层压力、岩石物性等因素的影响，其变化规律具有明显的区域性和非均一性。而页岩气地质评价涉及多个方面，包括页岩气层位、地质结构、油气藏特征和储层物性等，是进行页岩气勘探和开发的关键环节。加强页岩气地质评价的精细化程度和综合分析能力，以提高勘探成功率和对储层的全面认识；重视非常规天然气勘探开发中的环境保护和可持续发展问题，实现资源开发的绿色化和效益的最大化。页岩气作为一种清洁、高效的能源资源，日益受到全球。在页岩气开发过程中，地质综合评价和目标优选是至关重要的环节。本文将概述页岩气地质综合评价和目标优选的方法，以及它们在页岩气开发中的重要性。页岩气地质综合评价主要包括对地质条件、气藏特征、含气量、压力、温度等因素的评价。这些因素之间相互关联、相互影响，需要进行全面综合的分析。地质条件评价主要包括对盆地、地层、构造等条件的分析，以及对沉积环境、岩石矿物组分等的研究。这些因素对页岩气的生成、储集和封存具有重要影响。气藏特征评价主要页岩储层的物性参数、微观孔隙结构、吸附和解吸性能等。这些特征与页岩气的开采方式和经济性密切相关。含气量评价是页岩气地质综合评价的核心，包括对储层含气量、单位面积含气量、含气饱和度等的计算与评估。含气量直接决定了页岩气的开发价值和经济效益。压力和温度评价在页岩气地质综合评价中也具有重要意义。压力评价可以帮助了解储层的压力分布和流体性质，为开发方案的设计提供依据。温度评价则有助于判断储层的成熟度和生气史，为资源量的估算提供参考。目标优选是在全面综合评价的基础上，根据一定的原则和方法，筛选出具有开发潜力和经济效益的页岩气藏作为开发目标。目标优选主要包括以下步骤：建立评价体系：根据页岩气地质综合评价的要素，建立一套评价体系，明确各要素的评价标准和权重。数据收集与分析：收集相关数据，包括地质、地球物理、钻探等数据，进行分析和处理，为评价提供依据。模型构建：运用适当的数学模型和计算机技术，如数值模拟、人工智能等，对页岩气藏的开发潜力进行模拟预测。综合评价与优选：根据评价体系和模型预测结果，对各目标进行综合评价，筛选出具有开发潜力和经济效益的目标。方案制定：针对优选出的目标，制定具体的开发方案和技术路线，为后续的开发工作提供指导。通过页岩气地质综合评价和目标优选，我们可以得到一系列结果。这些结果可以帮助我们了解页岩气藏的开发潜力和经济价值，同时也能指导后续的开发工作。然而，这些结果也具有一定的可靠性和局限性。可靠性主要体现在评价和优选过程中所采用的数据和模型都是基于大量的实验和研究，具有一定的科学性和准确性。然而，由于地质条件的复杂性和不确定性，以及实验和研究条件的限制，这些结果也具有一定的局限性。为了提高结果的可靠性和准确性，我们需要不断加强实验和研究，完善数据和模型，同时加强不同学科之间的合作与交流，共同推动页岩气开发技术的发展。页岩气地质综合评价和目标优选是页岩气开发过程中至关重要的环节。通过综合评价和目标优选，我们可以全面了解页岩气藏的开发潜力和经济价值，为后续的开发工作提供科学指导。然而，结果的可靠性和局限性也需要我们不断和解决。在未来的研究中，我们需要加强实验和研究，完善评价体系和模型预测方法，同时加强不同学科之间的合作与交流，共同推动页岩气开发技术的发展。随着全球能源需求的持续增长，页岩气作为一种清洁、高效的能源资源，逐渐受到广泛。页岩气地质综合评价和目标对于实现能源安全和可持续发展具有重要意义。本文将从页岩气地质综合评价和目标两个方面进行探讨。页岩气储层是页岩气开采的基础，储层评价是页岩气地质综合评价的重要环节。储层评价主要包括储层的厚度、分布范围、物理性质、埋藏深度等方面。页岩气储层的厚度通常在几十米到几百米之间，分布范围广泛，但埋藏深度相对较浅。储层的物理性质包括孔隙度和渗透率等，这些指标直接影响到页岩气的储量和开采效果。资源量评估是页岩气地质综合评价的关键环节，它反映了页岩气的可采储量和经济价值。资源量评估的主要方法包括地质类比法、容积法、数值模拟法等。其中，地质类比法是通过与已知页岩气田的对比，估算未探明区域的资源量；容积法是通过测量页岩气储层的体积和平均含气量，估算资源量；数值模拟法是通过建立数值模型，模拟页岩气的运移和聚集规律，估算资源量。开发潜力评估是指评估页岩气开发项目的可行性。评估的主要内容包括资源量的可采性、经济成本和技术难度等。其中，资源量的可采性主要指可采储量和采收率；经济成本包括钻井、压裂、开采等环节的成本；技术难度包括钻井技术、压裂技术、开采技术等方面的难度。提高采收率是页岩气地质目标之一。提高采收率可以增加可采资源量，降低开发成本，提高经济效益。为实现提高采收率的目标，需要研究页岩气的形成规律和运移机制，研究适合于页岩气的开采技术，提高开采设备的效率和使用寿命。优化开发方案是实现页岩气高效开发的关键。优化开发方案主要包括合理选择开发井位、确定开发井的间距和数量、确定开采时间和周期等方面。优化开发方案可以降低开发成本，提高开采效率和经济效益。页岩气开采过程中会产生大量的废水和废气，这些废弃物如果处理不当，会对环境造成严重污染。降低环境污染是页岩气地质目标之一，需要采取有效的环境保护措施，确保页岩气开发项目的环境可持续性。例如，采用环保型的钻井液和压裂液，加强废水处理和废气排放的控制和管理等。页岩气地质综合评价和目标是实现页岩气高效开发和可持续利用的关键。为实现这些目标，需要加强页岩气地质研究和勘探工作，提高开采技术和管理水平，降低环境污染和成本，提高经济效益和社会效益。页岩气是指富含有机质、成熟的暗色泥页岩或高碳泥页岩中由于有机质吸附作用或岩石中存在着裂缝和基质孔隙，使之储集和保存了一定具商业价值的生物成因、热解成因及二者混合成因的天然气。页岩气赋存于以富有机质页岩为主的储集岩系中的非常规天然气。是连续生成的生物化学成因气、热成因气或二者的混合，可以游离态存在于天然裂缝和孔隙中，以吸附态存在于干酪根、黏土颗粒表面，还有极少量以溶解状态储存于干酪根和沥青质中，游离气比例一般在20%～85%。页岩气是蕴藏于页岩层可供开采的天然气资源，中国的页岩气可采储量较大。页岩气的形成和富集有着自身独特的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。较常规天然气相比，页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点，大部分产页岩气分布范围广、厚度大，且普遍含气，这使得页岩气井能够长期地以稳定的速率产气。页岩气赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附和游离状态为主要存在方式的非常规天然气，成分以甲烷为主，是一种清洁、高效的能源资源和化工原料，主要用于居民燃气、城市供热、发电、汽车燃料和化工生产等，用途广泛。页岩气生产过程中一般无需排水，生产周期长，一般为30年～50年，勘探开发成功率高，具有较高的工业经济价值。根据预测，我国的主要盆地和地区资源量约36万亿立方米，经济价值巨大，资源前景广阔。2021年12月24日下午，2022年全国能源工作会议在北京召开。会议中指出，油气方面，加大油气勘探开发，预计全年原油产量99亿吨、连续3年回升,天然气产量2060亿方左右、连续5年增产超百亿方,页岩油产量240万吨、页岩气产量230亿方、煤层气利用量77亿方，继续保持良好增长势头。页岩气与深盆气、煤层气一样都属于“持续式”聚集的非常规天然气。天然气在页岩中的生成、吸附与溶解逃离，具有与煤层气大致相同的机理过程。如图所示，通过生物作用或热成熟作用所产生的天然气首先满足有机质和岩石颗粒表面吸附的需要，此时所形成的页岩气主要以吸附状态赋存于页岩内部。当吸附气量与溶解的逃逸气量达到饱和时，富裕的页岩气解吸进入基质孔隙。随着天然气的大量生成，页岩内压力升高，出现造隙及排出，游离状天然气进入页岩裂缝中并聚积。页岩岩性多为沥青质或富含有机质的暗色、黑色泥页岩和高碳泥页岩类，岩石组成一般包括30%～50%的粘土矿物、15%～25%的粉砂质（石英颗粒）和4%～30%的有机质。正是由于页岩具有这样的特性，所以页岩中的天然气具有多种存在方式，主要包括了2种形式，即游离态（大量存在于页岩孔隙和裂缝中）和吸附态（大量存在于粘土矿物、有机质、干酪根颗粒及孔隙表面上），其中吸附态存在的天然气占天然气赋存总量的20%以上（BarnettShale）到85%（LewisShale）。前人对美国5大页岩气盆地页岩气的成因研究表明，页岩气可以通过以下2种途径演变而来。页岩中热成因气的形成有3个途径（如图）：①干酪根分解成气体和沥青；②沥青分解成油和气体（步骤1和步骤2为初次裂解）；③油分解成气体、高含碳量的焦炭或者沥青残余物（二次裂解）。最后一个步骤主要取决于系统中油的残余量和储层的吸附作用。德克萨斯州的FortWorth盆地的Barnett页岩气就是通过来源于干酪根热降解和残余油的二次裂解，主要以残余油的二次裂解为主，正因为如此，使得Barnett页岩气具有较大资源潜力。页岩气是从页岩层中开采出来的天然气，主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，页岩气是主体上以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气，它可以生成于有机成因的各种阶段天然气主体上以游离相态（大约50%）存在于裂缝、孔隙及其它储集空间，以吸附状态（大约50%）存在于干酪根、粘土颗粒及孔隙表面，极少量以溶解状态储存于干酪根、沥青质及石油中。天然气也存在于夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、甚至砂岩地层中。天然气生成之后，在源岩层内的就近聚集，表现为典型的原地成藏模式，与油页岩、油砂、地沥青等差别较大。与常规储层气藏不同，页岩既是天然气生成的源岩，也是聚集和保存天然气的储层和盖层。因此，有机质含量高的黑色页岩、高碳泥岩等常是最好的页岩气发育条件。一般指页岩在成岩的生物化学阶段直接由细菌降解而成的气体，也有气藏经后期改造而成的生物气。如美国密歇根盆地的Antrim页岩气是干酪根成熟过程中所产生的热降解气和产甲烷菌新陈代谢活动中所产生的生物成因气，以后者为主。其原因可能是发育良好的裂缝系统不仅使天然气和携带大量细菌的原始地层水进入Antrim页岩内，而且来自上覆更新统冰川漂移物中含水层的大气降水也同时侵入，有利于细菌甲烷的形成。较快的沉积条件和封闭性较好的还原环境是黑色页岩形成的重要条件。沉积速率较快可以使得富含有机质页岩在被氧化破坏之前能够大量沉积下来，而水体缺氧可以抑制微生物的活动性，减小其对有机质的破坏作用。如FortWorth盆地Barnett组富有机质黑色页岩沉积于深水（120～215米）前陆盆地，具有低于风暴浪基面和低氧带（OMZ）的缺氧—厌氧特征，与开放海沟通有限。广泛分布的泥页岩是形成页岩气的重要条件。同时，沉积有效厚度是保证足够的有机质及充足的储集空间的前提条件，页岩的厚度越大，页岩的封盖能力越强，有利于气体的保存，从而有利于页岩气成藏。美国5大页岩气勘探开采区的页岩净厚度为14～44米，其中产气量较高的Barnett页岩和Lewis页岩的平均厚度在48米以上。总有机碳含量是烃源岩丰度评价的重要指标，也是衡量生烃强度和生烃量的重要参数。有机碳含量随岩性变化而变化，对于富含粘土的泥页岩来说，由于吸附量很大，有机碳含量最高，因此，泥页岩作为潜力源岩的有机含量下限值就愈高，而当烃源岩的有机质类型愈好，热演化程度高时，相应的有机碳含量下限值就低。对泥质油源岩中有机碳含量的下限标准，国内外的看法基本一致，为4%～6%，而泥质气源岩有机碳含量的下限标准则有所不同。大量研究结果表明，气态烃分子小，在水中的溶解能力强，易于运移，气源岩有机碳含量的下限标准要比油源岩低得多。美国5大页岩气系统页岩总有机碳含量较高，分布范围大（5%～25%），可分为2类，Antrim页岩和NewAlbany页岩的TOC含量较高，一般分布于3%～25%之间；而Ohio页岩、Barnett页岩和Lewis页岩的TOC含量在45%～7%之间。在不同的沉积环境中，由不同来源有机质形成的干酪根，其组成有明显的差别，其性质和生油气潜能也有很大差别。因此，研究干酪根的类型（性质）是油气地球化学的一项重要内容，也是评价干酪根生油、生气潜力的基础。干酪根类型是衡量有机质产烃能力的参数，不同类型的干酪根同时也决定了产物以油为主还是以气为主。一般来说，Ⅰ型干酪根和Ⅱ型干酪根以生油为主，Ⅲ型干酪根则以生气为主。纵观美国页岩气盆地的页岩干酪根类型，主要以Ⅰ型干酪根与Ⅱ型干酪根为主，也有部分Ⅲ型干酪根，而且不同干酪根类型的页岩都生成了数量可观的气，有理由相信，干酪根类型并不是决定产气量的关键因素。沉积岩石中分散有机质的丰度和成烃母质类型是油气生成的物质基础，而有机质的成熟度则是油气生成的关键。干酪根只有达到一定的成熟度才能开始大量生烃和排烃。不同类型的干酪根在热演化的不同阶段生烃量也不同。在低熟阶段（4%～6%），有机质就可以向烃类转变。美国5大页岩盆地页岩的热成熟度分布范围在4%～0%之间，可见在有机质生烃的整个过程都有页岩气的生成。随着成熟度的增加，早期所生成的原油开始裂解成气。美国Barnett页岩之所以含气量大，主要源于生烃体积（有机质丰度、生烃潜力和页岩厚度引起的结果），成熟度以及部分液态烃持续裂解生气。成熟度越低的Barnett页岩区，其气体产量就越低，这可能是因为生气少，残留烃的流动阻塞孔隙的缘故。许多高熟的Barnett页岩区干酪根和油的裂解使生气量大幅提高，导致页岩气井气体流量大。因此，成熟度是评价高流量页岩气相似性的关键地球化学参数。在常规储层中，孔隙度是描述储层特性的一个重要方面。页岩储层也是如此。作为储层，页岩多显示出较低的孔隙度（<10%），当然也可以有很大的孔隙度，且在这些孔隙里储存大量的游离气，即使在较老的岩层，游离气也可以充填孔隙的50%。游离气含量与孔隙体积的大小密切联系。一般来说，孔隙体积越大，所含的游离气量就越大。页岩的矿物成分较复杂，石英含量高，且多呈粘土粒级，常以纹层形式出现，而有机质、石英含量都很高的页岩脆性较强，容易在外力作用下形成天然裂缝和诱导裂缝，有利于天然气渗流，说明岩性、岩石矿物成分是控制裂缝发育程度的主要内在因素。由于页岩具有低孔隙度低渗透率的特性，产气量不高，而那些开放的矩形天然裂缝弥补了这一不足，大大提高了页岩气产量。裂缝改善了泥页岩的渗流能力，裂缝既是储集空间，也是渗流通道，是页岩气从基质孔隙流入井底的必要途径。并不是所有优质烃源岩都能够形成具有经济开采价值的裂缝性油气藏，只有那些低泊松比、高弹性模量、富含有机质的脆性页岩才是页岩气资源的首要勘探目标。在裂缝性页岩气系统中，页岩对气的吸附能力与页岩的总有机碳含量之间存在线性关系。在相同压力下，总有机碳含量较高的页岩比其含量较低的页岩的甲烷吸附量明显要高。页岩气除了被有机质表面所吸附之外，还可以吸附在粘土的表面（干燥）。在有机碳含量接近和压力相同的情况下，粘土含量高的页岩所吸附的气体量要比粘土含量低的页岩高。而且随着压力的增大，差距也随之增大。地层压力也是影响页岩气产量的因素之一。研究表明，地层压力与吸附气有着正相关性，地层压力越大，页岩的吸附能力就越大，吸附气的含量也就越高。游离气含量也会随着压力的增加而增加，两者基本上呈线性关系。值得注意的是，压力在89MPa以前，吸附气含量随压力增加的幅度很明显，而在其之后，增加的幅度不太明显，类似于常规的致密气藏。当然，不同地区由于有机质含量和周围围岩封存能力的不同，压力梯度也会产生差异。除了上述影响因素之外，有机质类型、成熟度等也会影响页岩气含量。页岩气经历了复杂多变的成藏过程，是天然气成藏机理序列中的重要构成和典型代表。根据不同的成藏条件，页岩气成藏可以表现为典型的吸附机理、活塞运聚机理或置换运聚机理。按照成藏机理的不同，可将天然气成藏过程分为3个主要阶段，而前2个阶段即是页岩气的成藏过程。第1阶段是天然气的生成与吸附。该阶段发生在成藏初期，与煤层气的成藏机理相同。由于页岩中的有机碳等物质表面具有吸附能力，页岩生气过程中，最开始生成的少量天然气均被有机碳等物质吸附，故页岩层中仅存有吸附态的天然气（图A）。第2阶段是天然气的造隙及排出。该阶段处于生气高峰期，与根缘气的形成机理类似。随着天然气的大量生成，页岩中的有机碳无法将其完全吸附，因此未被吸附的天然气在页岩层中以游离态聚集。随着页岩气的不断生成，聚集的大量游离气因膨胀而形成高压，直至岩层破裂并产生微裂隙。由于此时产生的裂缝或孔隙极其微小，使得页岩气无法在页岩层内部自由流动。在此后的强力生烃作用即生气膨胀力的作用下，页岩气沿构造上倾方向从底部高压区向高部相对低压区发生排驱和整体推进作用，从而使地层处于大面积包含气状态。此阶段生成的天然气不受浮力作用，表现为活塞式的运聚特征（图B）。第3阶段是天然气的置换与运移。如果天然气的生成量持续增加而页岩层的外部又有合适的储层，则在浮力作用下，天然气将以置换方式沿裂缝从泥页岩层向储层运移，从而形成常规天然气藏（图C）。页岩气成藏过程中，吸附机理与活塞式运聚机理共同作用，控制着页岩气藏中吸附态和游离态天然气所占空间比例变化。因此，页岩气的成藏机理实质上是天然气在页岩孔隙中赋存状态之间的动态平衡。页岩中吸附态天然气的存在是由其本身所含岩石特性决定的，与保存条件没有直接关系，故页岩气成藏后对保存条件没有特殊要求。在四川盆地海相地层中监测到的气测异常也证实了即便是多期次的构造运动，也不会对页岩气藏有太大的影响。中国学者对页岩气的研究起步较晚，国内最早有关页岩气的报道出现于1996年第4期的《国外测井技术》。但直到2002年，李大荣等译自J.B.Curtis的经典文章《Fracturedshale-gassystems》发表后，国内的许多学者才开始关注页岩气。2004年以来，以中国地质大学张金川教授、中国石油勘探开发研究院李新景和王社教授、中国石油勘探开发研究院廊坊分院王红岩和李景明教授以及长江大学潘仁芳教授为代表的杰出石油地质科技工作者开始了页岩气勘探开发基础理论的相关研究，在页岩气成藏机理、储量评价、资源量分类、页岩气渗流机理等方面取得了可喜的成果，为我国页岩气勘探开发奠定了理论基础；2009年，我国启动“中国重点地区页岩气资源潜力及有利区优选”项目；2010年，我国分三个梯次开展了研究工作，第一启动了“川渝黔鄂页岩气调查先导试验区”工作开展重点调查，第二在下扬子苏皖浙地区开展页岩气资源调查，第三在北方地区（华北、东北和西北）开展页岩气资源前期调查研究；2011年，结合前期调查研究成果，国土资源部在川渝黔鄂开展了5个项目的先导性试验，在上扬子及滇黔桂区、中扬子及东南区、西北区、青藏区、华东-东北区5个大区继续开展资源潜力调查，同时开展了5个页岩气勘探开发相关工艺技术的攻关项目。2012年4月长宁地区宁201-H1井五峰组—龙马溪组测试获日产页岩气15×104立方米，实现了中国页岩气勘探商业开发的突破。同年11月中国石化在川东南涪陵焦石坝地区，焦1HF井在五峰组—龙马溪组测试获日产页岩气3×104立方米。2014年提交中国首个页岩气探明地质储量15×108立方米。截止2017年底，涪陵页岩气田已累计探明地质储量超过6000×108立方米。累计建成页岩气产能100×108立方米，页岩气年产量达4×108立方米。通过勘探开发实践，中国学者先后提出复杂构造区海相页岩气“二元富集”规律、“构造型甜点”和“连续型甜点区”页岩气富集模式等认识，海相页岩气选区评价、目标优选等勘探评价技术体系日趋成熟，初步形成了页岩气气藏描述、产能评价、开发参数优化等相关开发技术；水平井优快钻井、泵送桥塞分簇射孔分段压裂、同步压裂、拉链式压裂等技术工艺日趋成熟，具备了3500米以浅海相页岩气规模开发的技术能力；形成了山地井工厂作业模式，大大提高施工效率，与单个平台单口钻井相比，钻井、建井周期同比均缩短30%以上；配套形成了废渣、废液和废气循环利用、无害化处理的清洁生产技术体系。在关键压裂设备的研制方面，形成了具有自主知识产权的3000型压裂车等，建立了国产大功率压裂机组的研发、试验、制造体系和应用规范；自主研发的裸眼封隔器、桥塞等井下压裂工具，实现了工业化批量生产。仅以涪陵页岩气田勘探开发为例，已经形成近百余项技术标准和规范，国家专利已授权39项，其中发明专利12项。中国在页岩气领域取得的科技进步得到了全球业界的高度关注和认可，2014年第五届世界页岩油气峰会授予中国企业“页岩油气国际先锋奖”，2018年《涪陵大型海相页岩气田高效勘探开发》项目获得国家科技进步一等奖。2022年10月，中国石化江汉油田涪陵页岩气田焦页18-S12HF井顺利完井，完钻井深7161米，其中，水平段长4286米，页岩气超长水平井钻探取得重大突破。全球页岩气资源十分丰富且分布普遍，据美国国家石油委员会(NPC)统计，截至2009年底，全球页岩气资源量约为2万亿立方米，占全球非常规气资源量近50%，与常规天然气相当，页岩气的资源潜力甚至还可能明显大于常规天然气。主要分布在北美、中亚和中国、中东和北非、太平洋国家、拉美、其他地区等(见下表)。其中北美最多，但其丰度低，技术可采量占资源总量的比例较低，同时页岩气的储层具有低孔隙率和低渗透率的特点，开采难度大，需要高水平的钻井和完井技术。在21世纪刚开始开采页岩气时，多采用水平钻井技术和水基液压裂技术提高采收率。美国本土有48个州广泛分布着有机页岩，具有丰富的页岩气资源。据美国国家油气资源委员会估计，美国页岩气资源总量大约在2万亿~8万亿立方米，可采资源量约为62万亿立方米，截至2008年底，美国探明页岩气储量9289亿立方米。欧洲页岩气储藏量可达15万亿立方米，瑞典的明矾片岩，德国北部、荷兰和英国南部的波西多尼亚片岩等，都与美国的页岩类似。欧洲的页岩主要呈黑色或深棕色，表示岩层在形成过程中，富含了泥土中生长的生物所具有的有机物质，而这些有机物质大部分都变成了现在的页岩气。如果页岩储藏能够证实，那么这将改变欧洲国家长期依赖俄罗斯天然气的命运。目前，欧盟成员国天然气供给的1/4来自俄罗斯。拉美页岩气资源主要集中在阿根廷、墨西哥和巴西等国。我国页岩气资源很丰富，但开发还处于起始阶段。国家正在积极推进页岩气的开发利用工作。2018年自然资源部矿产资源保护监督工作小组透露，自2014年9月到2018年4月，不到4年时间，我国页岩气累计新增探明地质储量突破万亿立方米，产能达135亿立方米，累计产气80亿立方米。自2014年9月到2018年4月，不到4年时间，在四川盆地探明涪陵、威远、长宁、威荣4个整装页岩气田，页岩气累计新增探明地质储量突破万亿立方米，产能达135亿立方米，累计产气80亿立方米。虽然中国页岩气勘探还处于起步阶段，但经过成藏条件的初步对比发现，中国的许多盆地与美国东部地区页岩气藏的地质条件类似，故勘探潜力巨大。中国的页岩气发育区可划分为与板块大致对应的四大区域，即南方地区、中东部地区、西北地区及青藏地区，这些区域都具有良好的页岩气勘探前景（如图）。中国南方扬子地台区共发育8套以黑色页岩为主体的烃源岩层：上震旦统陡山沱组、下寒武统筇竹寺组、上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组、中泥盆统罗富组、下石炭统河州组、下二叠统栖霞组、上二叠统龙潭组及大隆组、下三叠统青龙组。以上各层位分布广、埋藏浅、厚度大、有机质丰富、成熟度高，且具备优越的页岩气成藏条件，因此是页岩气发育的有利区域，勘探潜力巨大。其中，四川盆地经历了克拉通和前陆盆地演化过程中复杂的构造变动，形成了与美国典型页岩气盆地相似的构造演化特点和地质条件，其下古生界烃源岩具有分布广、厚度大、成熟度高、微裂缝发育、有机质生烃作用强的特点，并有大量证据显示该盆地存在丰富的页岩气。例如，该盆地下志留统龙马溪组的黑色笔石页岩最为发育，而南部长宁构造新完钻的页岩气浅井的分析测试数据也证实了龙马溪组具有形成页岩气藏的优越条件；采用体积法初步估算四川盆地及邻区的龙马溪组页岩气资源量为0×108~4×108立方米，显示了该区页岩气巨大的勘探潜力；2009年，在重庆彭水钻探的第一口页岩气战略调查井——渝页1井见到良好的页岩气显示，对渝页1井的后期实验分析结果也表明，渝东南地区地质条件复杂的高陡构造带具有良好的页岩气成藏地质条件，同时也预示着上扬子乃至整个扬子地区都可能是页岩气发育的有利潜力区。因此，总体看来，川东和川南地区（包括川西南）下寒武统和下志留统页岩最具潜力，而鄂西-渝东地区乃至整个中下扬子地区为页岩气分布的重要区域。中东部地区的页岩气可能分布在主力油气层的底部，区域上的中生界至古生界。松辽盆地白垩系、鄂尔多斯盆地三叠系、渤海湾盆地埋藏较浅的古近系等页岩均有利于页岩气的发育。其中，鄂尔多斯盆地中生界页岩埋藏深度在3千米以内，厚度>5米，有机碳质量分数>2%，对页岩气的发育十分有利。在西北部地区，受现今盆地特点的约束，区域上分布的侏罗系、三叠系和盆地边缘埋藏较浅的古生界泥页岩具有较大的厚度和有机碳含量，具有页岩气勘探潜力。青藏地区的中—古生界泥页岩地层厚度大，有机质含量高，有机质热演化程度适中，同样具有页岩气勘探的潜力。2018年8月24日，地球页岩层内的天然气资源与常规天然气可采储量相当。“中国页岩气开发起步虽晚，却是继美加之后第三个形成规模和产业的国家，产量近期可达百亿立方米能级。国内最早研究页岩气的专家之国土资源部矿产资源储量评审中心主任张大伟这样表示。2022年6月，中国石化部署在重庆綦江的新页1井试获日产页岩气53万立方米。2022年7月，中国石化江汉油田消息，湖北恩施红星地区页岩气储量申报通过中国石化股份公司审核、落实控制储量621亿立方米，完成年度储量任务的124%，标志着该地区二叠系页岩气勘探评价再次取得重要进展。2022年10月19日，记者从中国石化新闻办获悉，中国石化西南石油局在四川盆地部署的金石103HF探井获高产稳产工业气流，日产天然气86万立方米，评价落实地质资源量3878亿立方米。这是我国首次在寒武系筇竹寺组地层取得页岩气勘探的重大突破，开辟了页岩气规模增储新阵地，对推动四川盆地页岩气勘探开发具有重要意义。2022年11月24日，中国石化消息，由中国石化勘探分公司和西南石油局提交的綦江页岩气田首期探明地质储量168亿立方米通过自然资源部专家组审定，标志着我国又一个超千亿立方米的大型整装页岩气田诞生。进行页岩气经济开发的核心区的条件有五个，通常是指TOC值大于2%、处在生气窗内、脆性矿物含量大于40%的有效页岩。有效页岩厚度大约30~50米。有效页岩连续发育时大于30米，断续发育或TOC值小于2%时，累计厚度大于50米时亦足以满足商业开发要求。相对于常规天然气，页岩气藏的储层一般呈低孔、低渗透率的物性特征，通常渗透率小于1×10−3μm，孔隙度最高仅为4%~5%，气流阻力比常规天然气大，需实施储层液压破碎才能开采。使用水力压裂和水平井技术，可大大提高页岩储层中页岩气藏的开采量。垂直井是页岩气早期开采的主要手段。在钻小于1000米的浅井时，一般采用钻进速度较快的欠平衡旋冲法，可有效减小对地层的破坏；在钻进1000~2500米的深井时，则采用轻质钻井液液随随钻常规旋转钻井法。随着2002年美国德克萨斯州FortWorth盆地Barnett页岩产层7口水平试验井取得巨大成功，水平井得以在业内大力推广，迅速成为页岩气开采的主要钻井方式。水平井提高了与页岩层中裂缝接触的可能性，增大了与储层中气体的接触面积，同时，水平井减少了地面设施，开采延伸范围大，避免了地面不利条件的干扰，产量是直井的3~5倍。目前国内的水平井钻井技术主要有控制压力钻井、低压欠平衡空气钻井和旋转导向钻井等技术。控制压力钻井技术能够很好地克服井壁坍塌问题；低压欠平衡空气钻井技术应用较成熟，旋转导向钻井技术，井眼净化效果好、井身轨迹控制精度高、位移延伸能力强，是水平钻井技术发展的重要方向。国内页岩气水平井完井技术得到了一定的发展，主要的完井技术有：水力喷射射孔完井、组合式桥塞完井、机械式组合完井技术。组合式桥塞完井是页岩气完井最常用也是最耗时的完井方法，在套管井中，用组合式桥塞分割各段，分别进行射孔和压裂；如水力喷射射孔完井是以高速喷出的流体射穿套管和岩石，不用下封隔器和桥塞，可以缩短完井时间；机械式组合完井采用特殊的滑套机构和膨胀封隔器，适用于水平裸眼井段限流压裂，一趟管柱即可完成固井和分段压裂施工。与垂直井相比，水平井虽然建设成本较高，但由于其能显著地增大与页岩层中裂缝的接触面积，有效改善储层中页岩气体的流动状态，提高出气率，故水平井在初始开采速率、控制储量和最终评价可采储量方面比垂直井要高2~3倍。由于页岩气藏超低渗透率和低孔隙度，水平井需经过多级大规模水力压裂处理，才能保证页岩气藏经济生产。压裂增产技术是页岩气成功开发的核心技术之一。泡沫压裂。以液氮或二氧化碳泡沫作为压裂剂的压裂手段，一般用于埋深较浅、地层压力较低的页岩储层，具有造缝效率高、低滤失性、携砂和返排能力强，摩阻系数低，对储层伤害小的优点，但对注入压力要求较高，产生裂缝形式简单，难以为气体运移提供更多通道，且成本不菲。水力压裂。以清水为压裂剂，常用于埋深较大、地层压力较高的储层，对支撑剂的需求较少，无须表面活性剂和稳定剂，且很少需要泵来增压，故成本较低。水力压裂是清洁压裂技术，能够清洗裂缝，可在一定程度上额外提高储层的渗透率。水平井分段压裂。即在比较长的水平井段上进行多阶段压裂作业，形成多条水力裂缝，有效增加裂缝网络，以提高产气量。分段压裂可以有效减少成本，尤其是与前置液钻井相结合，能最大限度地节约动员、解散、材料处理的时间和成本，缩短准备时间以及每次泵送作业之间的停机时间。重复压裂。随着时间的推移和压力的释放，初次压裂形成的由支撑剂维持的裂缝将逐渐闭合，造成页岩气产量严重降低。为恢复产能而对页岩储层进行的再次压裂，即为重复压裂。同步压裂。同步压裂一般由两口及以上的井同时或交互作业，是利用高压下压裂液与支撑剂在两口井之间运移距离最短的原理，来增大压裂裂缝密度和面积，从而达到增产的目的。我国在常规油气领域几十年积累的水平井开发经验同样加速了目前国内页岩气的技术开发进程。水平井水力压裂技术在国内常规油气开发中应用广泛，尤其是多级压裂技术、重复压裂技术、清水压裂技术，有较多成功应用的实例。在水平井分段压裂技术方面，我国已经取得一定突破，形成了低渗透油气田水平井双封单卡分段压裂、水力喷砂分段压裂、封隔器滑套分段压裂等3大技术，完善了碳酸盐岩储层自转向高效酸化/酸压、化学暂堵胶塞分段压裂、水力裂缝监测与评价和水平井修井作业等4项配套工艺，建立了一套压裂裂缝与井网优化设计方法。我国已经在长庆实现了7段水平井分段压裂技术，并在四川蜀南地区引进并吸收10段及以上的长井段水平井分段压裂技术。虽然有吸附与游离相天然气的同时存在，但页岩气的开发并不需要排水降压。由于页岩中游离相天然气的采出，能够自然达到压力降低的目的，从而导吸附相及少量溶解相天然气的游离化，达到进一步提高天然气产能并实现长期稳产之目的。由于孔隙度和渗透率较低天然气的生产率和采收率也较低，因此岩气的最终采收率依赖于有效的压裂措施，压裂技术和开采工艺均直接影响着页岩气井的经济效益。有专家提到根缘气，J.A.Masters（1979）提出了深盆气（Deepbagas）思想，建立了气水倒置的模式，描述了天然气勘探开发的广阔前景。由于识别难度大，P.R.Rose等（1986）提出了盆地中心气（Basin-centergas），B.E.Law等人研究思路将该类气藏的识别方法从“区域气水倒置”改进为“没有边水”，从而简化了繁琐的识别过程并在很大程度上提前了对该类气藏的识别时间。由于对“无边底水的确定仍然较多的钻井地质资料故仍然不是最佳的解决方案。经过实验研究，将根缘气确定为致密砂岩中与气源岩直接相连的天然气聚集，并强调其中的砂岩底部含气特点。由于紧邻气源岩（根）天然气与地层水在运移动力上形成直接传递的连续介质，故被视之为根缘气。该类气藏主体形成于砂岩普遍致密化后，大致对应于煤系及暗色泥岩的热解及石油的裂解生气阶段，故一般的埋藏深度相对较大。根缘气研究方法基于天然气成藏动力学原理，将气藏识别技术推进到单井剖面即是否出现并发育砂岩底部含气特征（与常规圈闭中的砂岩顶部含气模式和特点完全不同），在野猫井（而不是预探井甚至开发井）上即可对气藏类型进行最早期的快速识别。只砂岩底部含气就能够说明，天然气在成藏动力上的连续性，并进一步阐述天然气成藏的机理特点，从而确定天然气的聚集机理类型，即深盆气、盆地中心气、缘气甚至向斜含气或满盆气等的存在，确定天然气的成藏、富集及分布特点。世界上的页岩气研究和勘探开发最早始于美国，目前美国和加拿大是页岩气规模开发的2个主要国家。页岩气分布北美克拉通盆地、前陆盆地侏罗系、泥盆系，密西西比系富集多种成因、多种成熟度页岩气资源。在世界其他国家，随着页岩气勘探开发的深入，北美区页岩气勘探开发深度已达2000～4000米，最大接近6000米。目前，除美国和加拿大外，澳大利亚、德国、法国、瑞典、波兰等国家也开始了页岩气的研究和勘探开发。许多国家的大型油气公司都在世界范围内寻找页岩气，比如澳大利亚、中国、南非和欧洲。欧洲现在约有30～50台陆上钻塔，而美国至少有1500台。钻塔数量上的差距会在开采过程中产生质的差别，因为页岩气一旦开采就需要连续性地保持产量。页岩气井开采初期的产气量会很高，如果不抓紧时间开采，就会流失产量的70%～90%。美国已进入页岩气规模化生产阶段，页岩气资产交易异常活跃。2009年1月—2010年4月，美国与页岩气相关的并购交易总额高达33亿美元。美国随着相关政策的倾斜，参与页岩气勘探开发的企业也分别从2005年、2007年的23家、64家增加到2009年的100多家。产量从2007年的340亿立方米增加到2009年的950亿立方米，超过我国常规天然气的年产量（830亿立方米）。2009年，美国在天然气开采量上首次超过俄罗斯，位居世界第一，原因就是其页岩气开采在天然气开采总量中上升10%。国际能源署在其2009年度《世界能源展望》报告中称，美国预计到2020年页岩气产量占其国内天然气总产量的比例会增加到20%。美国政府对页岩气开发的重视为页岩气发展提供了强劲的动力。除了在国家政策上的支持外，美国政府还提供了大量资金来鼓励开展非常规天然气研究和开发工作，包括拨款、贷款和贷款担保、培训资助、科研资助和勘探直接投入。2004年美国能源法案规定10年内每年投资4500万美元用于非常规天然气研究。据美国能源信息署（EIA）预测，未来20多年，页岩气产量还会大幅上升，到2030年页岩气产量将占到美国天然气总产量的3%。本世纪初，美国公司将水平井、断层技术相结合，粉碎了坚硬的岩石层，提取了页岩气，大举突破页岩气的技术难关。美国石油企业竞争激烈，这迫使一些创新型、小型的能源公司向高技术迈进，它们的技术又被大型石油公司所购买，因而页岩气实现了真正的商业化开采，目前国际上页岩气开采技术最先进的是美国。美国的页岩气开发大致过程：取得矿业权→获得许可证→钻探→水力压裂→建设→生产→提高回收修理技术→气井废弃和复垦。北美非常规气快速发展主要得益于技术突破，水平钻井、水力压裂技术进步提高了储层接触，装备技术进步降低了单位生产成本，尤其是低成本的浅层井进展为页岩气商业化开采做出了重要贡献。美国和加拿大页岩气技术已趋成熟，并进入规模化生产阶段。国土资源部2009年10月份在重庆市綦江启动了中国首个页岩气资源勘查项目。这标志着继美国和加拿大之后，中国正式开始这一新型能源页岩气资源的勘探开发。将对中国新型能源建设起到积极的示范作用，在中国油气领域具有里程碑意义。2012年3月20日，壳牌公司已经与中国石油签署了一份产品分成合同，将在中国四川盆地的富顺—永川区块进行页岩气勘探、开发及生产。两家公司对页岩气的开发还处于勘探阶段，暂并未进入实质性开采。2012年9月24日，全国首个页岩油气产能建设项目——中石化梁平页岩油气勘探开发及产能建设示范区8个钻井平台全面开钻。2012年11月13日-16日，为期四天的2012年中国国际页岩气大会在重庆召开，主题为“促进投资与合作，推动中国页岩气产业的商业化发展”。200多名全球各地的页岩气资源开发商、购买商、贸易商、技术支持方、油田服务及设备供应商、顶尖的页岩气产业研究专家以及政府顾问人士参会。会上，国土资源部油气资源战略研究中心研究员李玉喜透露，多项扶持页岩气产业化的政策正在酝酿中。这一系列扶持政策主要包括：一是页岩气市场化定价政策，同时页岩气利用方式可以灵活；二是监管体系强调一级管理，实际又分为二级三级监管，即让各省各级参与管理的监管体系，使整个监管过程向下延伸到页岩气井；三是税收上将多数利税留给地方，以对企业和地方都有利。尽管业界对我国页岩气的关注度持续升温，但参与“2012年中国页岩气发展论坛”的业内专家认为，我国页岩气开发中仍然面临一些问题亟待解决，包括技术准备、资源储量评价、政策研究到开发模式等方面，都需借鉴美国的成功经验，不能急于求成。中国地质调查局副局长王研当日在“2019年全国地质调查工作会议”上指出，去年，长江中游宜昌鄂阳页2井获高产工业气流，实现了中国页岩气勘查开发从长江上游到中游的战略性拓展。据中国地质调查局介绍，鄂西地区在震旦系、寒武系、志留系三个地质层系均获高产页岩气流。一是下部震旦系鄂阳页2井获产量53万立方米/日、无阻流量82万立方米/日的高产工业气流，是迄今全球最古老页岩气藏，为中国页岩气勘查向深部进军提供了一套新的层系。二是中部寒武系鄂宜页1井获产量02万立方米/日、无阻流量38万立方米/日的高产工业气流，鄂阳页1井获产量83万立方米/日、无阻流量85万立方米/日的高产工业气流，是四川盆地以外首次在该层系获得工业气流，开辟了勘查新区。三是上部志留系鄂宜页2井500米水平井段获产量15万立方米/日、无阻流量76万立方米/日的工业气流，实现了当前中国页岩气主力开发层系由长江上游向中游的拓展。中国地质调查局指出，鄂西地区页岩气调查攻坚创新了页岩气成藏理论和勘查技术。针对地层时代老、储层改造难、地层压力低、采气难度大等世界级难题，创新形成选区评价、钻探工程和压裂试气三大技术体系。其中，复杂区选区评价、储层压裂改造和压裂试气3项技术达到国际领先水平。页岩气资源潜力评价显示，中国鄂西地区页岩气地质资源量达68万亿立方米，具有建成年产能100亿立方米的资源基础。中国工程院院士康玉柱等11位专家认为，鄂西页岩气调查取得的成果是战略性突破，具有里程碑式的引领作用，成果总体达到国际先进水平，部分达到国际领先水平。国家能源局对外发布的《页岩气发展规划（2016－2020年）》提出，创新体制机制，吸引社会各类资本，扩大页岩气投资。通过技术攻关、政策扶持和市场竞争，大幅度提高页岩气产量，把页岩气打造成我国天然气供应的重要组成部分。规划指出，随着我国经济增速换挡，以及石油、煤炭等传统化石能源价格深度下跌，天然气竞争力下降，消费增速明显放缓。而国内天然气产量稳步增长，中俄等一系列天然气长期进口协议陆续签订，未来天然气供应能力大幅提高。按目前能源消费结构，“十三五”期间天然气供应总体上较为充足。页岩气比常规天然气开发成本高，市场开拓难度更大。在发展目标方面，规划明确，完善成熟3500米以浅海相页岩气勘探开发技术，突破3500米以深海相页岩气、陆相和海陆过渡相页岩气勘探开发技术；在政策支持到位和市场开拓顺利情况下，2020年力争实现页岩气产量300亿立方米。规划还对2030年发展目标进行了展望：“十四五”及“十五五”期间，我国页岩气产业加快发展，新发现一批大型页岩气田，并实现规模有效开发，2030年实现页岩气产量800亿到1000亿立方米。规划明确，鼓励自主开发与对外合作相结合，积极引进先进适用技术，支持多种投资主体合资合作开发，努力扩大勘探开发投入。同时，完善页岩气区块准入和退出机制，增加投资主体，强化市场竞争，促进工程技术升级换代，加快成本降低，提高页岩气开发的经济性。针对页岩气发展初级阶段工程技术不成熟、勘探开发成本高、经济效益低等问题，完善相关扶持政策，保障行业可持续发展。2022年10月，中国石化西南石油局在四川盆地部署的金石103HF探井获高产稳产工业气流，日产天然气86万立方米，评价落实地质资源量3878亿立方米。这是我国首次在寒武系筇竹寺组地层取得页岩气勘探的重大突破，开辟了页岩气规模增储新阵地。2022年11月，从中国石化新闻办获悉，位于四川盆地的綦江页岩气田勘探开发获得重大突破，由中国石化勘探分公司、西南石油局提交的綦江页岩气田首期探明地质储量168亿立方米，这一储量通过自然资源部专家组审定，标志着中国又一个超千亿立方米的大型整装页岩气田诞生。其中，贵州省习水县境内新增探明含气面积50平方千米，新增探明地质储量48亿立方米。一是编制我国页岩气资源战略调查和勘探开发中长期发展规划。在认真分析世界页岩气勘探开发的态势和我国现状的基础上，科学评价和分析我国页岩气资源潜力，进行页岩气探明储量趋势预测研究，对我国页岩气资源战略调查和勘探开发目标、重点和发展阶段作出科学规划，明确发展定位，编制页岩气资源战略调查和勘探开发中长期发展规划。二是制定鼓励页岩气资源战略调查和勘探开发政策。在对美国等国家页岩气发展中给予的优惠政策研究基础上，结合我国实际，参照国内煤层气勘探开发的优惠政策，给予页岩气勘探开发的优惠政策。国家财政加大对页岩气资源战略调查的投入，鼓励社会资金投入页岩气；减免页岩气探矿权和采矿权使用费；对页岩气开采企业增值税实行先征后退政策，企业所得税实行优惠；页岩气开发关键设备免征进口环节增值税和关税；对页岩气开采给予定额补贴；对关键技术研发和推广应用给予优惠等，引导和推动页岩气产业化发展。三是完善和创新页岩气矿业权管理制度。根据页岩气分布广、勘探开发灵活性强的特点，深入研究我国页岩气矿业权设置制度。借鉴煤层气矿业权管理经验，设立专门的页岩气区块登记制度，实行国家一级管理。允许具备资质的地方企业、民营资本等，通过合资、入股等多种方式参与页岩气的勘探开发，也可独立投资，直接从事页岩气勘探开发。四是加快制定页岩气技术标准和规范。加强政府引导，依托页岩气资源战略调查重大项目和勘探开发先导试验区的实施，加快页岩气资源战略调查和勘探开发技术标准和规范体系建设，促进信息资料共享和规范管理。要密切关注世界页岩气发展动向，建立和完善页岩气国际合作交流机制。加强与国外有实力公司的合作开发，引进先进理念与开发技术，通过引进和消化页岩气开发技术，探索和创新适合我国页岩气开发的核心技术，为我国页岩气大规模开发奠定技术基础。随着社会经济的发展，节能减排成为全球共同关心的问题，这就需要加大