記者近日到頁巖氣富集區的四川內江、自貢、宜賓等地調研發現，自2006年中石油西南油氣田公司啟動頁巖氣勘探開發評價工作以來，積極推進四川盆地頁巖氣勘探開發，取得了頁巖氣勘探開發的階段性成果。但要實現全面突破，尚有諸多困難和問題亟待解決。
中石油西南油氣田公司頁巖氣開發事業部副經理、總地質師王蘭生介紹說，隨著全球資源格局變化，頁巖氣成為新能源開發的熱點，中石油也加快推進頁巖氣勘探開發步伐。2010年，鉆成我國第一口頁巖氣井威201井，拉開了我國頁巖氣開發的序幕。2012年，威遠被列為國家級頁巖氣示范區，促進頁巖氣規模開發進程。目前在威遠境內，有202井區和威204井區兩個大的頁巖氣井區，其中威202井區目前有7個鉆井平臺布了39口井，威204井區有9個鉆井平臺布了48口井。
截至9月20日，中石油西南油氣田公司組織完成二維1498千米，三維651平方千米；開鉆井167口，完鉆井144口，完成井67口；獲氣井66口，累計獲測試產量692.42萬立方米/日；投入試采井71口，累產頁巖氣8.01億立方米。
記者了解到，四川頁巖氣勘探開發目前已取得五大成果。
初步形成頁巖氣勘探開發主體配套技術。中國石油西南油氣田公司黨委宣傳部部長楊水清說，通過攻關研究與技術引進相結合，突破了頁巖氣綜合地質評價技術、頁巖氣開發優化技術、頁巖氣水平井鉆完井技術、頁巖氣水平井體積壓裂技術、頁巖氣壓裂微地震監測技術、頁巖氣地面集輸技術共六大技術系列，形成23項專項技術。
工藝技術優化，工程質量和效率提高。現已形成并推廣適應于川渝山地地區的工廠化鉆井模式和“拉鏈式”工廠化壓裂模式；集成推廣氣體鉆井技術，采用高效PDC鉆頭、長壽命抗油螺桿、旋轉導向鉆具組合和旋轉下套管等技術，鉆井速度得到不斷提高；工程質量和施工效益大幅提高，水平段長度延伸至井均1500米以上、鉆井周期低于方案要求、壓裂施工時效已達12小時壓裂2段以上、井筒完整性大幅提高。
深化地質研究，鎖定最有利靶體位置。“在深化地質研究的基礎上，對長寧、威遠地區頁巖氣儲層進行精細的小層劃分，綜合頁巖氣儲層關鍵評價參數及試采成果，鎖定了最有利的靶體位置，并適時進行靶體調整。”王蘭生說。
優化地質和壓裂設計，單井產量顯著提高。王蘭生告訴記者，在持續研究攻關基礎上，將水平井靶體下移至優質頁巖底部、水平段Ⅰ類儲層鉆遇率提高到85%以上，為提高單井產量奠定基礎。優化了壓裂設計和工藝，形成適應于寧201井區和威202井區的壓裂工藝配套技術，單井產量顯著提高。
實現安全清潔生產。據悉，目前中石油西南油氣田公司已初步規范頁巖氣鉆完井作業流程，強化油基巖屑管理，建成油基巖屑處理裝置，實現壓裂返排液的回收再利用，確保安全清潔生產。水平段水基泥漿鉆井已在2口井試驗獲得成功，為使用水基泥漿替代油基泥漿奠定了基礎。
盡管我國頁巖氣開發取得一定成果，但業內人士認為，為促使頁巖氣產業健康發展，當前必須重點解決以下問題：
首先是頁巖氣資源評價面臨困難。王蘭生說，有關頁巖氣的基礎理論以及鉆井技術和開發研究等，基本處于起步階段，對于頁巖氣資源的評價標準、技術規范還沒有建立。
其次是頁巖氣儲量情況有待進一步深入研究。專家指出，我國頁巖氣發育地質及開發條件具有明顯的特殊性。現有的天然氣地質認識不能有效地指導頁巖氣的勘探。王蘭生認為，開發頁巖氣要經過比較細致、深入的研究，結合自身的地質特點，進一步將各種泥巖、粉砂巖、細砂巖等進行分類深入研究。
第三，技術系列有待進一步完善。李文哲認為，從四川盆地來看，頁巖氣埋藏深度比較深，一般在2000米到3000米之間，而在我國其他地區開發難度更大，埋藏深度一般在5000米上下。頁巖氣埋藏深度，直接影響著勘探和開發成本。由于我國頁巖氣開發時間較短，技術上的成熟和突破不容忽視。
第四，開采成本較高。國土資源部油氣資源戰略研究中心研究員李玉喜曾表示，由于我國頁巖氣儲存條件差，開發周期長，工程作業費用比較高，導致開發成本高，甚至虧本。而頁巖氣要實現效益開發，必須降低成本和提高產量。
有專家指出，頁巖氣開采是一個高投入的資本密集型產業，幾個億十幾個億的投入很輕易就“打了水漂”，從產業長遠發展應當考慮頁巖氣的前期開發成本如何分擔。同時，全面的戰略規劃對于一個地區頁巖氣發展至關重要，既不要走一步算一步，也不要四處出擊，更不能因為暫時性的油價下跌等就擱淺開發計劃，一定要按照既定的戰略規劃來推進項目開發。
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