今年初，页岩气凭借可观储量和产量稳坐非常规油气“头把交椅”。但与美国页岩气井遍布全国各地有所不同，目前国内页岩气产量主要集中在中石油和中石化的个别区块，分布局限、数量有限，如何保证其稳定持续性开采是重点也是难点。
截至2018年底，页岩气累计探明地质储量10456亿立方米、可采储量2494亿立方米，产量从2013年的2亿立方米攀升至2018年的108.8亿立方米，实现大跨越。
“巨大的资源基础决定了我国页岩气前景可期，但复杂的地质条件、资源禀赋和突出的技术瓶颈，又决定了我国页岩气开发充满挑战、曲折与坎坷。”潘继平对记者说。
在潘继平看来，页岩气长足发展，技术和体制问题二者皆存，但目前最为迫切需要解决的是技术问题。“在关键技术和装备上，长距离水平钻井、多段体积压裂等诸多技术工艺和装备上不能国产化、本地化，一些关键技术依赖进口，受制于人。关键技术的短板导致页岩气经济效益偏低，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。而没有技术、人才实力的勘探新主体进入时更面临关键技术障碍的问题”，潘继平说，“因此‘十四五’期间，要想页岩气长远发展，解决关键技术掣肘是当务之急。”
专家透露，预计2035年，中国油气增量最大的是最复杂陆上非常规的油气，届时常规和非常规气各占50%。由此来看，未来油气勘探的主体是非常规和更加复杂、勘探成本更高的领域，包括深层深水和极地。“由于我们的技术、经济指标与美国相距甚远，因此未来需要地质、工程、市场一体化的解决方案，加快建设大型丛式水平井高效开发模式及其工程技术支撑体系，以满足资源难开采时代技术不断更新的需求。”中国科学院院士高德利说。
作为未来我国天然气增量的主力军，应加强深层页岩气低成本关键技术与装备攻关，释放低品位页岩气潜在产能。
高德利指出，页岩气开发技术迭代更新，不仅需要大型央企国企，更离不开专业的服务公司。目前，中国未有行业耳熟能详、具备竞争力的页岩气技术服务公司。“我们需要这样的公司，为页岩气发展提供技术支持。未来要将人才优势转化为技术优势，让更多的技术公司投入到页岩气的开发中，提升产量和效益。”
创新需要民企力量
2018年以来，油气勘探开发明显回暖，油气管网公司成立和上游外资准入新规以及勘查开采体制改革方案的出台，为常规和非常规油气勘探开发带来机遇。最为迫切的技术问题如何解决？
“要实现技术研发和创新，完全依靠国家和政府重大技术攻关不可行，应充分发挥市场作用，鼓励调动术业有专攻、富有探索创新精神的各类型社会主体进入市场，同时降低新技术推广应用的准入门槛，为真正有技术有能力的企业提供有利的创新环境。”潘继平说。
多位专家表示，良好的创新环境更离不开创新资金的支持。据了解，目前，仅重庆创建了国内首个页岩气专业创投基金，其他省市几乎没有。“页岩气科技创新，应增加基金建设，让‘资本’向更多有专长的装备和技术企业开放”，潘继平说，“我们应该转变思路，由直接的产量补贴转为技术补贴，告别传统科研体制打天下的局面，鼓励更多市场主体投入页岩气技术的创新研发中。”
中国工程院院士赵文智认为，让更多大中小型民企进入页岩气开发，建议实行差异化税费政策，给予稳定的扶持政策。可借鉴欧美做法，考虑页岩气开发投资回收之前，资源税免征或按销售收入1-2%征收(目前按销售收入的3.6%征收)。同时，可对新开发层系进一步提高开发补贴水平。
高效稳定开发“需冷静”
“不论是常规还是非常规天然气，就上游而言，‘十四五’甚至‘十五五’、‘十六五’的发展难点和重点都是在储量和产量不断增加的同时，避免消费市场增速大起大落，应政策、战略和规划保持持续、相对稳定发展势头。”潘继平说。
开发页岩气难度越来越大，实现稳产增产需要理论创新。而如何将创新转化为技术、转化成作业能力，需要体制机制进一步改革、完善和保障，更需要理性看待非常规油气发开发。
2011年前后，国家前所未有地两次公开招标页岩气区块矿权，前后共计二十余家企业中标，除传统的中石油中石化这样的企业以外，有数家混合所有制甚至纯民营企业中标。由于对页岩气勘探开发高风险、高投入、低回报行业特点不够了解，企业仅凭一腔热情只能“全军覆没”，以至于到今天，第三轮招标也迟迟没有下文。
“虽然结果不甚理想，却是上游改革的破冰之举，意义重大。没有页岩气探矿权的招标，在某种程度上就难以拉开油气上游改革的序幕”，潘继平对记者说。“未来，政府有关部门应加强区块的优选和评价，增加资源可靠性，尽可能为企业降低投资风险。”
中国石油大学（华东）校长郝芳对记者表示，企业应对风险和挑战做足心理准备，不可存有投机心理。未来，有实力、有经验、机制灵活的各类企业，在吸取改革试点经验教训的基础上，有可能成为油气勘探开发的新生力量。
