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2014年，长宁、威远和昭通国家1级页岩气示范区和前线指挥部成立，页岩气快速发展的大幕正式拉开。

2014年中国石油页岩气年产量跃上1亿立方米，2017年达到30亿立方米，按照中国石油发展规划，未来三年时间产量要增加4倍，有望达到120亿立方米。页岩气井普遍存在产量快速递减特性，未来需要增加的产量更多。“拿下年产120亿方注定是中国页岩气开发又一次硬仗。”西南油气田勘探开发部主任钟兵直言。
 
难在深层页岩气开发。与美国页岩气埋藏条件不同，压裂砂厂家供应，我国页岩气埋藏总体较深，储层横向变化较大。经过十年的探索，3500米以浅的开采技术基本成熟，但我国页岩气85%以上资源都在3500米-4500米的埋深范围内，目前还不能通过三维地质建模精细刻画3500米以深的空间结构和断层裂缝，要想未来页岩气产量大幅提高，还需要加大深层工业化试验、技术攻关和地质工程的有机融合。
 
难在关键技术工具的突破。在页岩气钻井时，旋转导向如同巡航导1弹的“眼睛”一般，乐山压裂砂，确保井眼轨迹行进在有效储层，不出现偏差。至今这一费用高昂的核心技术仍掌握在斯伦贝谢、哈里伯顿等国外公司手中，是页岩气开发中最关键的“卡脖子”技术。此外，钻井、压裂更需要进一步提高1效率，才能实现规模上产。
 
难在老井稳产。与常规气井不同，页岩气初产高，但递减速度快，也是非常规油气生产基本规律。每口页岩气井打出来后，第1年的递减率达到60%左右，之后几年持续递减。需要采取多种措施让老井减缓递减速度，这始终是横亘在油田公司效益开发面前绕不开的话题。
 
此外，“工作量大幅增加导致的钻机数量紧缺、储层改造难、压裂施工费用高、工厂化尚未完全实现，种种因素紧紧制约了需求和产量的平衡。”川庆钻探公司页岩气勘探开发项目经理部书记冉启华说。
 
多年的探索，业界已经达成共识：借鉴美国先进经验的同时，更要探索符合中国实际的发展模式。页岩气开发只有遵循自然规律，可持续开采，才能更好地为增储上产服务。在这一过程中，技术的革新，是解决产量和效益的关键手段，也是页岩气开采的基础。

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中石油煤层气勘探获重大突破

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中石化华北油田在内蒙古二连盆地吉尔嘎朗图凹陷煤层气吉煤4井日产气量已连续一个月超过2400立方米，达到这口井效益产量的3倍，同区块吉煤3井日产气量也超过800立方米。这标志着我国低煤阶褐煤煤层气勘探获得重大突破。

我国煤层气资源量丰富，压裂砂，与陆上常规天然气大致相当。发展煤层气有利于增加我国清洁能源总量，改善能源消费结构。近30年来，我国地面煤层气勘探开发虽取得重要进展，但由于体制机制、技术适应性等复杂原因，仍面临单井产量低、开发效益差、理论支撑欠缺、关键技术难以取得重要突破等难题，发展速度远低于预期。

低煤阶煤层气已在国外取得巨大成功，在我国目前仍处于起步阶段。内蒙古吉尔嘎朗图区块的吉煤3、吉煤4煤层气井，由华北油田与中石油勘探开发研究院廊坊分院2014年共同钻探，钻探完成后的两年里，未取得理想煤层气显示。基于“十二五”末期华北油田在沁水盆地高阶煤层气开发技术创新所取得的重要成果，两家单位于2016年初重启这个区块，运用“水力造穴复合压裂”“新型压裂液大规模改造”等全新技术对已完成井进行重新改造。通过近半年时间的排采，两口井成功产气大幅超过了效益产量。

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