经过数年的探索和努力，目前页岩气已成为我国天然气供应的重要来源，对保障国家能源安全发挥着越来越重要的作用。自2012年焦页1井取得重大突破以来，在国家政策支持下，我国页岩气勘探开发获得快速发展，相继在四川盆地及周边探明落实了涪陵、长宁-威远、昭通、威荣等多个页岩气田。截至2018年底，已累计探明地质储量10456亿立方米、可采储量2494亿立方米。同时，在鄂西、贵州等复杂构造区和陕北延安地区也相继取得突破。页岩气开发和产能建设步伐加快，也推动页岩气工业化开发迅速实现，从2013年的2亿立方米攀升至2018年的108.8亿立方米，约占全国天然气总产量的7%，累计采出页岩气335.2亿立方米。其中，涪陵页岩气田是我国首个大型页岩气田，也是目前全球除北美之外最大的页岩气田，截至2018年底探明储量已达6008亿立方米，年产能达100亿立方米，2018年页岩气产量65.6亿立方米。
可以说，我国页岩气开发具有坚实的资源基础和巨大的发展潜力，前景可期。近年来，石油企业在四川盆地南部地区陆续在埋深3500～4000米的海相页岩地层取得了勘探突破，钻获了一批高产井，包括足202-H1垂直深度3925米，水平段1526米，测试日产气45.67万立方米，拓展了页岩气资源分布空间，夯实今后川南地区页岩气上产和稳产的资源基础。预计2020年，页岩气产量有望超过220亿立方米，在全国天然气总产量的占比将达12%左右；2025年页岩气产量有望达到450亿立方米～500亿立方米，占比达20%左右。
然而，我国页岩气总体上依然处于早期发展阶段，资源开发利用程度还很低。根据原国土资源部2015年评价结果，全国页岩气可采资源量21.8万亿立方米。其中，四川盆地及周边海相页岩气可采资源量7.8万亿立方米，但截至2018年底探明率仅3.2%，采出程度0.4%；中下扬子等地区海相页岩气可采资源量5.2万亿立方米，至今未获得工业规模储量；北方陆相、海陆过渡相页岩气可采资源量8.8万亿立方米，依然未能取得商业开发的突破。
同时，我国页岩气开发也受到复杂的地质条件、资源禀赋和关键技术装备的制约。
在地质方面，特别是在南方复杂构造区，面临页岩气资源分布复杂的巨大挑战，加大了“甜点区”（商业开采率较高的地方）评价与优选难度；对于陆相、海陆过渡相页岩气，面临岩相变快，非均质性强，资源分布规律更为复杂，优质储层段识别、“甜点区”评价与优选难度更大。在关键技术和装备上，长距离水平钻井、多段体积压裂、旋转导向以及微地震监测等诸多技术工艺和装备上不能国产化、本地化，特别是旋转导向钻井技术和设备依赖进口，受制于人。关键技术的短板导致深部页岩气、陆相页岩气等资源至今不能实现规模效益开发。
在政策层面，由于大部分页岩气资源开发未能与地方经济发展衔接，致使资源地成为资源开发的旁观者。无利可图，自然在用地、环评、安评等环节难以得到地方的支持。宝贵的财政支持资金笼统用于页岩气产量补贴，而忽视了对采用先进技术工艺开发页岩气的鼓励和支持。
在开发成本方面，因关键技术工艺、装备的短板，加上内部经营管理效率低下，导致我国页岩气开发综合成本总体较高，特别是深部页岩气和陆相页岩气开发成本普遍过高，难以规模开发，制约页岩气上产。
在体制机制方面，由于改革滞后，大量优质页岩气区块不能流转，被控制在少数企业手中。同时，区块招标制度不完善，也导致开发缺乏竞争活力，投资不足，制约了页岩气开发和产能建设。
笔者以为，要实现页岩气持续快速发展，关键之举是推动区块流转和加强关键技术研发。
我们要总结以往招投标经验教训，不断完善页岩气矿权招标工作，加大区块投放力度，加强优选，提高投放区块质量，降低投资风险。同时加强合同管理，严格执行合同，尽快出台页岩气区块竞争性出让制度。
创新改革常规油气、页岩气矿业权管理制度，按照市场化方式推进包括页岩气在内的油气矿业权或区块流转，激发勘探开发市场活力，促进竞争，增加投资，盘活存量资源，不断推进增储上产。
持续强化科技攻关和技术创新，着力攻克“卡脖子”的关键技术和装备、设备，特别是旋转导向技术、微地震检测技术等，不断降低开发成本，拓展资源空间，实现规模效益开发，促进页岩气开发持续、快速发展。当前，着重攻克深部页岩气和陆相页岩气商业开发的技术瓶颈，为川南页岩气持续快速增产，为有效开发北方丰富陆相页岩气资源提供有力的技术保障，为“十四五”四川盆地页岩气大发展提供有力技术支撑。
