我國深層頁巖氣規模效益開發策略

徐鳳生 王富平 張錦濤 付 斌 張 勇 楊品成 吳 偉

1. 中國石油天然氣集團有限公司政策研究室 2. 中國石油西南油氣田公司天然氣經濟研究所 3. 中國石油西南油氣田公司4.中國石油西南油氣田公司頁巖氣研究院

0 引言

經過10多年的技術研發與開發實踐，我國已實現3 500 m以淺頁巖氣資源的規模有效開發，并逐步向深層發展[1-3]。目前，我國3 500～4 500 m深層頁巖氣已基本具備大規模開發條件，其能否規模效益開發將直接影響“十四五”頁巖氣增儲上產、國內天然氣需求接替資源和大力提升勘探開發力度、加快提高油氣自給率的實現程度[4-6]。為此，基于我國中淺層頁巖氣規模效益開發的進展與成效，分析了深層頁巖氣規模效益開發面臨的機遇與挑戰，提出了推進深層頁巖氣規模效益開發的策略與措施，以期為我國深層頁巖氣規模效益開發提供理論依據和可行參考。

1 我國頁巖氣資源規模效益開發進展與成效

近年來，為進一步保障國家能源安全，我國加大了國內天然氣的勘探開發力度，取得了一批重大新發現和新突破。特別是在頁巖氣領域，經過不斷地科技攻關和技術創新，已成為北美地區之外第一個實現規模化商業開發的國家。

1.1 頁巖氣資源概況

我國各地質時期的頁巖氣分布廣泛、層位眾多，在海相深層、陸相、海陸過渡相等頁巖層系中存在大量的頁巖氣資源且總量較大。圖1是各研究機構基于不同評價方法，對我國頁巖氣所做的資源評價預測。根據中國石油天然氣集團有限公司第四次資源評價結果，我國頁巖氣可采資源量為12.85×1012m3，其中，海相頁巖氣可采資源量為8.82×1012m3，占比69%；海陸過渡相頁巖氣可采資源量為2.37×1012m3，占比18%；陸相頁巖氣可采資源量為1.66×1012m3，占比13%。深層頁巖氣（3 500～4 500 m）是中國頁巖氣開發的重要接替領域，技術資源量達3.70×1012m3，加大其勘探開發力度對于保障國家能源安全具有重要的戰略意義。

圖1 不同機構頁巖氣可采資源量評價成果對比圖

1.2 勘探開發歷程與最新進展

規模效益開發頁巖氣，對于保障國家能源安全、優化能源結構、促進經濟社會發展具有重大意義。我國的頁巖氣勘探開發從2005年開始至今，經歷了評層選區、先導試驗示范區建設、工業化開采等階段，近年來實現了勘探開發的重大突破和快速發展：①經過10多年的實踐與探索，在四川盆地及其周緣下志留統龍馬溪組獲得商業開發，在上揚子區上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組4個中淺層“甜點區”，相繼建成涪陵、長寧—威遠兩個千億立方米級的海相頁巖大氣田，至2019年末，探明頁巖氣儲量1.81×1012m3，年產量達到154.1×108m3（表1）；②踐行綠色發展理念，創新形成了適合頁巖氣開發特點的系列清潔生產實用技術，實現了氣田勘探開發全過程清潔生產；③形成了具有中國特色的頁巖氣成藏理論、核心勘探開發技術、裝備及標準，實現了3 500 m以淺頁巖氣資源規模效益開發，為我國頁巖氣產業快速發展奠定了重要基礎；④川南地區作為我國頁巖氣產業的發源地及規模上產的主戰場，更是率先培育出400×104m3/d頁巖氣高產平臺，成功實現高產井的批量復制。除了中淺層（埋深小于3 500 m）海相頁巖氣資源得到了有效動用外，在海相深層、陸相、海陸過渡相等頁巖層系中存在大量資源，隨著頁巖氣勘探開發理論技術配套成熟，未來中國的頁巖氣產量將會大幅度攀升。

表1 2016—2019年我國頁巖氣產量表

1.3 規模效益開發成果與經驗

10余年來，我國不斷加大頁巖氣勘探開發力度，夯實資源基礎，攻堅克難，從主體技術、組織管理模式、合作機制等維度進行創新突破，規模效益開發成效顯著，為我國頁巖氣的快速發展發揮了積極的示范、引領作用。

1.3.1 主體技術創新

頁巖氣的成功開采是地質理論創新和工藝技術進步的結果。我國頁巖氣開發條件較北美差異大，經驗技術和開采模式不能簡單復制。針對我國頁巖氣特點，國內油氣企業堅持業務主導，通過引進、消化吸收、再創新，形成了適合我國3 500 m以淺頁巖氣有效開發的綜合地質評價、高效開發優化、水平井組優快鉆井、水平井體積壓裂、水平井工廠化作業、高效清潔開采六大主體技術，有力支撐了井均測試產量，使平均鉆井周期、鉆前工程周期大幅縮減，井均天然氣開采總量（EUR）提升超過1倍，鉆井作業效率、壓裂作業效率、返排液回收利用率等也大幅提高（表2）。在國家財政補貼情況下，長寧、威遠、昭通、涪陵示范區已實施井的內部收益率均超過8%，實現了3 500 m以淺資源的規模效益開發。

表2 中國石油天然氣集團有限公司3 500 m以淺頁巖氣開發“六大”主體技術類型及應用效果表

1.3.2 組織管理模式創新

頁巖氣開采地質情況復雜、技術難點多、環保要求高，如何保證頁巖氣開發高效快速推進，是頁巖氣勘探開發在組織管理中面臨的重要問題。新形勢下，為使各層級聯系更加緊密，資源利用效率更高，中石油樹立“大協同”理念，創新構建了由中石油頁巖氣業務發展領導小組實施決策部署、川渝頁巖氣前線指揮部實施指揮協調、中國石油西南油氣田公司和工程服務公司共同實施頁巖氣開發的三級管理模式。實現了統一決策、統一指揮、統一協調、統一考核，確保了從決策部署、前線指揮到組織實施的統籌協調，充分發揮了中石油在技術、管理和保障方面的整體優勢，形成了大會戰生產組織模式。該組織模式的建立，開創了百臺鉆機、萬人會戰的局面，有效保障了頁巖氣產能建設的實施節奏和目標實現，調動和提升了各單位的生產積極性與參與程度，最大限度發揮了頁巖氣規模開發的引擎作用。

在作業管理中，川南頁巖氣產區堅持以產量為核心，推廣應用頁巖氣井位部署平臺化、鉆井壓裂工廠化、工程服務市場化、采輸作業橇裝化、生產管理數字化、組織管理一體化的“六化”模式，轉變了傳統的生產作業方式，鉆完井和地面配套投資實現大幅下降，在提升效率、降低成本方面發揮了巨大作用（表3）。

1.3.3 合作機制創新

川南頁巖氣開發實踐中，探索形成了4種典型合作機制。

1）國際合作機制。在國內率先與國外公司進行頁巖氣聯合評價和共同開發工作。通過與殼牌、英國BP公司等國際知名石油企業進行聯合研究、評價，對于引進國外先進技術和管理、積累國際化作業經驗、解決勘探開發中的技術難題、探索3 500 m以深頁巖氣開發技術的突破，都產生了積極而深遠的影響。

2）國內合作機制。創新頁巖氣勘探開發體制機制，通過引入各類社會資本，與地方政府、地方企業共同出資，組建成立了四川長寧天然氣開發有限責任公司、四川頁巖氣勘探開發有限公司、重慶頁巖氣勘探開發有限責任公司、涪陵頁巖氣勘探開發有限公司等混合所有制企業。各股東充分調動各路社會資源，優化資源配置，協調地企關系，爭取更多政策支持和幫助，不僅有效推進了當地頁巖氣開發，也對我國天然氣上游領域的混合所有制改革進行了有益探索。

3）風險作業機制。中國石油川慶鉆探工程有限公司和長城鉆探工程有限公司等工程技術服務公司在相同區塊同臺競技，實施風險作業，挖掘降本增效潛力，打造工程技術服務公司與油公司的命運共同體，實現效益共享、風險共擔。

表3 中國石油天然氣集團有限公司川南頁巖氣產區“六化”模式應用效果表

4）自營開發機制。由中國石油西南油氣田公司自主實施勘探評價和開發，掌握開發自主權。

通過上述4種不同的作業機制，與企業、地方政府形成了良好的合作關系，實現了資源共享、優勢互補，有效發揮了各方積極性，降低了投資風險，大大推進了川南頁巖氣勘探開發步伐。

2 深層頁巖氣規模效益開發面臨的機遇與挑戰

2.1 頁巖氣開發正邁入跨越式發展機遇期

2.1.1 中國天然氣市場空間巨大，頁巖氣發展前景廣闊

天然氣作為國家“十三五”能源轉型的戰略資源，受到政府主管部門和各級地方政府的高度重視，通過市場化改革和政策支持，增強勘探開發和利用力度，實現了新增探明儲量、產量、進口量和消費量的高速增長。但是，由于市場需求旺盛，天然氣供需矛盾依然突出，預期我國天然氣消費需求2035年和2050年將分別達6 200×108m3和6 950×108m3。與此同時，我國天然氣對外依存度增長迅猛，2019年已升至43.4%并還在繼續增長，天然氣供應安全面臨挑戰。因此，加快國內天然氣勘探開發步伐，特別是加大國內天然氣產能建設投資力度已成為新時期確保天然氣供應和國家能源安全的現實要求。目前，國內常規天然氣勘探開發難度和成本越來越高，資源供給增速有限，天然氣儲量與產量的增量將主要依靠頁巖氣資源。根據中石油最新的頁巖氣資源評價結果，我國頁巖氣可采資源量達12.85×1012m3，而目前我國頁巖氣的探明程度僅有13.2%，儲采比更是極低。毫無疑問，大力勘探開發頁巖氣資源是彌補我國未來天然氣供需缺口、保障能源安全的現實和可靠選擇。

2.1.2 國家、地方政府重視并支持頁巖氣勘探開發

首先，在國家層面，我國政府高度重視對頁巖氣的勘探開發并給予大力支持。國家將頁巖氣列為獨立礦種，對勘查礦權實行公開招標，鼓勵社會資本投資勘探開發頁巖氣資源。國家能源局先后出臺了《頁巖氣產業政策》《頁巖氣發展規劃（2016—2020年）》等系列政策，不斷強化頂層設計鼓勵頁巖氣發展；加強了管網等基礎設施的建設，推動技術創新，降低了環境風險。為支持頁巖氣產業發展，國家還出臺了一系列財稅支持政策，如對頁巖氣資源稅減征40%；按頁巖氣開發利用量對頁巖氣開發企業實行定額補貼等。2019年末，為鼓勵頁巖氣增產，又制定了“多增多補”政策，對超過上年開采利用量的，按照超額程度給予梯級獎補。現在，國家能源局已啟動四川盆地千億立方米天然氣產能建設專項規劃編制工作，著力推動四川盆地天然氣勘探開發。

其次，在地方政府層面，頁巖氣資源省紛紛出臺政策支持頁巖氣勘探開發，吸引各類資源投資頁巖氣勘查開采。四川省更是將頁巖氣列為五大高端成長型產業之首，提出建設“氣大慶”目標，大力推進頁巖氣勘探開發，計劃建成全國第一大天然氣生產基地和世界第二大頁巖氣生產基地。

2.1.3 深層頁巖氣具備上產和穩產的資源基礎

我國海相頁巖氣有利區主要位于四川盆地，其主力層系為上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組。目前，在重點建產的川南地區，埋深4 500 m以淺的優質頁巖可工作面積超過2×104km2，地質資源量超過10×1012m3。從資源分布情況而言，深層（埋深3 500～4 500 m）頁巖氣資源量更大，超過8×1012m3，占比超過80%，是下一步最有利的勘探開發層系，也是目前持續上產的最現實區域。根據規劃，川南深層頁巖氣有利開發區可部署水平井達8 500口，具備建產350×108m3/a穩產20年或者建產780×108m3/a穩產10年以上的開發潛力，預計到2035年，四川盆地深層頁巖氣有望建產超過350×108m3/a。

2.1.4 技術進步將加快深層頁巖氣規模效益開發步伐

從美國經驗來看，得益于技術進步和學習曲線的持續運用，2015年美國頁巖氣井平均成本較2012年下降25%～30%，競爭力不斷增強，在油價下跌期間產量規模仍然保持持續增長，并在2018年再創歷史新高。我國頁巖氣勘探開發10年以來，鉆完井成本從1億元降至6 500萬元左右；井均測試產氣量由10×104m3/d提高到25×104m3/d；井控最終可采儲量（EUR）由0.5×108m3提高到1.2×108m3，且這種趨勢還在持續加速。未來隨著我國頁巖氣開發規模的不斷擴大、技術的不斷進步，規模經濟、學習效應等逐步顯現，將共同推動我國頁巖氣開發成本持續下降，經濟性逐步提高，實現深層頁巖氣規模效益開發。

2018年以來，川南地區的頁巖氣開發朝著儲量規模更大的深層頁巖氣邁進，通過聚焦提高導流能力、裂縫復雜程度、儲層改造體積，優化壓裂方案，該區深層頁巖氣勘探開發成果顯著。繼黃202、足202-H1井相繼測試獲高產氣流后，川南地區瀘203井測試日產氣量達137.9×104m3，創造了國內頁巖氣測試產量上百萬立方米的新紀錄，進一步證實了該區深層頁巖氣良好的勘探前景，目前，該區已初步掌握可復制的高產模式和新技術，深層海相頁巖氣未來產量增長可期，將有力支撐四川盆地頁巖氣中長期發展規劃。

2.2 面臨的主要挑戰

2.2.1 深層頁巖氣勘探開發難度較淺層更大

與淺層頁巖氣相比，深層頁巖氣勘探開發難度主要有：①鉆井導向更難。深層頁巖氣多賦存于復雜構造區，這些區域多發育微幅構造和中小斷裂，水平井鉆進過程中對微幅構造、斷裂、天然裂縫預測精度以及儲層精細評價提出了更高的要求。同時，更深的深度導致長水平段鉆井難度更大。在相同水平段條件下，深層進尺比中淺層更多，導致需要的連續油管更長、水平段的摩阻更高，加長水平段的難度比中淺層更大。②地層溫度更高。地層溫度隨深度的增加而升高，四川盆地埋深每增加100 m，地層溫度升高3 ℃，深層頁巖氣井底溫度普遍超過135℃，對入井液體、井下工具的耐溫性、可靠性提出了挑戰，目前廣泛應用的常溫工具和鉆井液無法適應深層頁巖氣開發的需要。③地層壓力更大。深層頁巖氣施工壓力普遍高于90 MPa，較淺層頁巖氣升高30%以上，對設備的耐壓要求更高。同時隨著應力差增加，數模顯示裂縫形態由“主裂縫+分支縫”轉變為“主裂縫”，微地震監測事件表明壓裂縫復雜程度不夠。

2.2.2 深層頁巖氣勘探開發技術和裝備的國產化能力不足

1）深層頁巖氣規模效益開發仍存在技術瓶頸。以旋轉導向工具、超長水平段鉆井專用鉆頭為代表的關鍵技術、關鍵設備未實現國產化，引進成本較高且影響工程進度；深層頁巖氣井水平段井底循環溫度介于135～155 ℃，而常溫（低于135 ℃）旋轉導向工具、近鉆頭儀器抗高溫性能差，在深層高溫條件下的適應性差，失效頻繁導致起下鉆次數多。

2）我國現有的頁巖氣勘探開發技術較北美地區先進技術仍有提升空間：①鉆井工藝方面，北美地區機械鉆速快、普遍實現了水平段一趟鉆完成，鉆井周期短、成本低，川南地區較其差距明顯，平均實鉆機械鉆速低于5 m/h，一趟鉆平均進尺僅為北美地區的1/3，鉆完井周期超過其2倍；②壓裂工藝方面，北美地區廣泛采用高密度完井、高強度加砂等新一代壓裂工藝，而川南地區頁巖氣的主體壓裂參數在加砂強度、簇間距、段間距等方面與北美地區尚存在較大差距，壓裂理念和技術還有較大提升空間；③川南地區當前井均EUR介于（1.0～1.5）×108m3，較北美地區井均EUR3.0×108m3以上的資源動用率偏低，還需在技術水平和設備性能上進一步提高。

3）深層頁巖氣規模效益開發所需裝備存在較大缺口，按目前的產量部署與年鉆井能力，高峰期深層頁巖氣70型鉆機缺口明顯，鉆機結構性矛盾突顯。

2.2.3 勘探開發成本較高，降本增效難度大

開發成本的控制是頁巖氣實現規模開采和商業化應用的重要因素。相對于常規天然氣，頁巖氣開發成本較高、控制難度大的主要原因如下：①為提高單井產量和EUR，鉆完井工藝持續改進，水平段增長、壓裂規模增大，單井投資有所上升。②現行費用包干制管理模式并未與產量和EUR掛鉤，難以有效激勵乙方“快打井、打好井”，制約了開發效益的提升，難以適應加快深層頁巖氣勘探開發的戰略需求。特別是隨著新冠肺炎疫情在全球持續蔓延，國際石油公司經營形勢異常嚴峻，在當前低油價情況下，對頁巖氣效益開發、精細生產成本控制提出了更高的要求。③外部市場開放不足、機制不活，導致裝備和關鍵工具仍存在缺口，成本控制難度增加[7-9]。

2.2.4 生產運行管理體制機制需要進一步優化

1）信息孤島現象仍然較為明顯。目前，在多個頁巖氣開發主體之間，共享機制尚需完善，技術壁壘和信息孤島現象在一定程度上仍然存在，影響了頁巖氣開發的經濟效益。

2）現有作業機制在優化資源配置方面還有提升空間。沒有充分體現油公司模式改革“業務歸核化”發展定位，如部分工程技術服務公司也在承擔著生產組織任務，未完全打破分公司“大而全”“小而全”業務結構，不利于整體效率最大化。

2.2.5 企地協調面臨新的挑戰

為加快頁巖氣勘探開發速度并帶動地方經濟發展，頁巖氣開發普遍成立地企合資的頁巖氣開發公司，實現發展成果共享。近年來，資源地政府參與頁巖氣上中下游經營的意愿愈發強烈：①資源地政府希望在市、縣等不同層級的資源地注冊油氣合資合作法人企業，實現固定資產投資、工業增加值、稅收、利潤留在當地，促進地方經濟發展，提高當地居民生活質量；②資源地政府提出留存氣量和氣價優惠等共性要求，對頁巖氣開發企業更好地適應資源地政府需求，提出了新的挑戰。

3 深層頁巖氣規模效益開發的策略與措施

推進深層頁巖氣規模效益開發是貫徹落實國家大力提升勘探開發力度、加快天然氣產供儲銷體系建設重要指示的重要實踐，應以深層頁巖氣藏為重點，樹立精細管理理念，創新管理體制和生產作業組織方式，優化投資管理機制，突破“卡脖子”技術瓶頸，推動形成市場化運作、企地共建共享、優勢資源整合的局面，充分激發市場主體活力，增強發展動能，從而實現頁巖氣規模效益開發。

3.1 立足四項基本原則推進深層頁巖氣規模效益開發

3.1.1 堅持頂層設計

依托天然氣產業鏈完整的優勢，調動各方力量積極參與，充分發揮各專業分公司技術、管理和保障優勢，統籌協調推進，加強勘探開發裝備技術攻關，加快推進深層頁巖氣規模效益開發。

3.1.2 堅持繼承創新

鼓勵自主創新與對外合作相結合，開展重大科技攻關，加快研發進程，推動技術裝備升級換代，破解深層頁巖氣開發“卡脖子”技術，形成適用我國深層頁巖氣勘探開發的技術體系。

3.1.3 堅持市場運行

完善內部市場化運作機制，充分調動各方積極性；穩步推進外部市場化進程，有序放開競爭性環節，營造“趕學比超”良好氛圍，有效降低頁巖氣勘探開發成本，持續提升頁巖氣競爭力。

3.1.4 堅持共建共贏

進一步深化企地合作，形成技術、資金、社會資源綜合利用的整體優勢，構筑企業有效益、群眾得利益、政府獲收益的共建、共享、共贏新局面，加大頁巖氣開發對地方經濟社會發展的促進作用。

3.2 完善生產組織模式，實現協同效應最大化

3.2.1 探索風險共擔、利益共享合作模式

完善以技術水平和質量水平為基礎的甲方與乙方合作開發利潤共享機制，將工程費用與產量掛鉤，逐步形成油公司和工程技術服務企業雙方捆綁更加緊密的、共同尋求關鍵技術突破和設備創新的利益共同體。

3.2.2 探索推廣“日費制”模式

優選試驗平臺和工程技術服務隊伍，在成本寫實的基礎上，在鉆井作業中逐步推廣“日費制”模式。在生產組織上，由“鉆探公司”主導轉為“油公司主導”；在技術工藝上，從“單隊個體決策”轉為“專家群體決策”；在現場管理上，從“重點環節把關”轉變為“全生命周期管理”；在成本控制上，從“單井風險承包”轉變為“實時精打細算”，切實發揮“日費制”的提效率、控成本的作用。

3.2.3 實施更加有效的激勵約束機制

在同一平臺由多家工程技術服務隊伍同臺競技，簽訂“1+1”服務合同模式，甲方對服務質量好的乙方簽署額外工作量獎勵合同，對不達標乙方終止合同，倒逼工程主動提速，提升井隊的作業效率；設立設計鉆遇率（以最低鉆遇率為投標設計底線，設立設計鉆遇率）、縮短施工周期等獎勵；用區塊已鉆井歷史數據的平均值，對縮短鉆井周期給予獎金獎勵或新鉆井工作量獎勵。

3.3 加強技術攻關，推進科技引領

3.3.1 聚焦關鍵“卡脖子”技術裝備

明確需要重點發展的領域、亟待突破的關鍵技術、優先發展的技術，突出指向式旋轉導向系統、深層頁巖氣體積壓裂等“卡脖子”技術裝備的攻克，加快推進深層頁巖氣開發關鍵工具國產化，降低作業成本。

3.3.2 開展跨界聯合攻關，激發創新活力

利用全球研發資源，注重開放式研究和合作研發，構建以油氣田企業為核心，科研院所、高等院校、信息企業和基礎材料企業相配合的科研生產體系，加大石油、信息、機械、電子、化學、材料等不同學科領域機構之間的交流合作，開展跨界聯合攻關[10-11]。激發創新動能，完善頁巖氣勘探開發技術產品譜系，為頁巖氣產業大發展提供全面的技術支撐[12-13]。

3.3.3 深化技術、裝備創新與生產實踐的結合程度

推動國家層面設立非常規油氣勘探開發風險投資基金、聯合攻關重大研究項目，重點對深層頁巖氣開發所需的關鍵技術、核心設備等進行資助研發，技術成果按照先導試驗統一安排，集中推廣的思路，加快關鍵技術裝備攻關和現場試驗，進一步提高深層頁巖氣單井EUR和效益[14]。探索頁巖氣勘探開發新層系、新領域，對具備立體開發地質基礎的頁巖氣區塊，加快開展分層立體開采試驗，提高縱向儲量動用率。

3.3.4 加強數字化技術應用與管理，促進技術進步與效益提升

充分發揮大數據平臺作用，打破信息壁壘，將各非常規項目的勘探開發各專業數據、成果、知識等信息統一管理和應用，提高跨專業和跨單位的數據共享和應用分析水平，分享經驗和吸取教訓，提高整體效率與效益。

3.4 建立市場化工程技術服務機制，激發頁巖氣開發活力

1）加大引入社會化保障隊伍和各類服務，形成石油企業內外部兩種市場資源的充分利用，促進服務供應市場有效競爭，從源頭上控制頁巖氣開發投資成本[15]。

2）優化技術服務結算模式，激發頁巖氣開發活力。將投資與單井EUR掛鉤考核。把降低單位EUR的成本作為成本控制的本質，改變過去以單井投資（定額）進行項目考核的機制，在油公司和工程技術服務企業間建立并有效執行“投資與單井EUR掛鉤”的考核機制，建立以單井EUR或以單位產量成本（元/m3）指標進行投入產出核算，追求EUR增幅大于成本增幅，避免投資批復“一刀切”。

3.5 深化企地合作，推進共建共贏

3.5.1 加大企地合作力度

擴大與省市（縣）地方合資合作開發的范圍，并在主要資源地（市級）就地注冊法人公司，實現就地納稅；完善留存氣量價政策，對頁巖氣上產資源地以縣為單位，按其年產量增量的10%設置留存氣，優先滿足資源地用氣需求；構建企地聯動機制，保障頁巖氣勘探開發各項工作順利推進。

3.5.2 拓寬受益渠道

優先滿足資源地用氣需求，積極改善當地居民用氣條件，提升居民生活質量；援建共建幫扶，適度改善當地用水、用電和道路等基礎設施條件，支持鄉村振興和新農村建設，增強資源地群眾獲得感；根據頁巖氣開發實際需要，企業積極雇傭符合條件的當地人才和勞動力，所需有關生產和生活物資，優先就地就近采購。

3.5.3 推動出臺統一協調費用標準

每年由頁巖氣開發企業支付一定數額的協調費用，由縣級以上政府統籌用于井口周邊有關協調工作，若出現阻工阻路等例外事項采取扣除機制。

3.6 加快培育天然氣利用產業集群，推動頁巖氣就地利用

3.6.1 加快培育頁巖氣產業集群

按照“突出優勢、培育產業”的發展思路，圍繞頁巖氣產業鏈涉及的核心裝備研發制造、工程技術服務兩大領域，有效帶動交通、鋼鐵、材料、裝備、水泥、化工、環保等相關產業發展，協同培育打造上游勘探開發、中游運輸儲備、下游綜合利用一體化特色優勢突出的頁巖氣產業集群。

3.6.2 加大頁巖氣就地轉化利用

加速發展工業用氣，重點將頁巖氣用于產業鏈長、附加值高、經濟效益好的綜合利用項目，逐步提高單位頁巖氣創造的產業產值，鼓勵頁巖氣作為工業化清潔燃料，優化能源結構，促進節能減排[16]；積極推廣CNG和LNG綜合利用，根據頁巖氣產能建設情況，在頁巖氣產量較低、骨干管網不發達的地區，建設CNG和LNG利用裝置，提高頁巖氣利用率；鼓勵分布式能源應用，支持各類市場主體參與頁巖氣分布式供能系統建設，充分發揮對電力和天然氣供應的雙重削峰填谷作用，增加能源供應安全性。

3.7 積極爭取政府產業政策支持，優化政策環境

國家層面，推動國家能源局牽頭制定頁巖氣中長期發展規劃，引領行業發展，統籌協調生態敏感區、頁巖氣布井標準，整體布局管網基礎設施等工作；在頁巖氣上產關鍵階段，推動制定更具科學性、長效性的頁巖氣開發財稅政策，以定額補貼代替總額分配，推動頁巖氣快速規模上產；推動出臺加大深層頁巖氣開發補貼力度政策，以較小的經濟代價撬動頁巖氣資源規模效益開發，保障國家油氣能源安全；改革和完善天然氣門站價格和差別價格制度，推進儲氣設施價格落地實施，實行天然氣能量計價，發展多買方與多賣方的市場競爭，推動形成“氣氣競爭”的天然氣價格機制[17]；推動地方政府層面落實相關政策，使含油巖屑資源化利用合法合規；推動國家部委出臺的“放管服”政策在地方政府的落地實施，優化頁巖氣開發建設各環節的審批程序，簡化審批申報的前置要件，積極推行并聯審批等方式，縮短手續辦理和審批周期，并及時做好規劃批復和用地協調等工作，推動油氣勘探開發項目加快實施、依法合規建設。

4 結論

1）歷經10余年的探索實踐，我國淺層頁巖氣整體實現規模效益開發。隨著黃202、瀘203井等一批深層頁巖氣水平井相繼獲得高產，占頁巖氣地質資源總量85%的深層頁巖氣逐步進入勘探開發高峰期。深層頁巖氣是今后我國頁巖氣勘探開發的主要接替領域，但由于具有比淺層頁巖氣更復雜的地質屬性和氣藏特征，給勘探開發提出了更高要求，規模效益開發面臨較大挑戰。

2）當前，我國正處在天然氣大發展的黃金時期，深層頁巖氣勘探開發已具備大規模增儲上產的資源基礎和技術條件。現今技術、經濟、市場和環境條件下，推進我國深層頁巖氣規模效益開發應立足“四項基本原則”，學習和借鑒國內外典型頁巖氣區塊規模效益開發經驗，采取完善生產組合模式、加大科技攻關、加強市場化運作、深化企地共建共贏、加快培育產業集群、積極爭取產業支持等多措并舉的策略和措施。