中石油西南油气田公司页岩气开发事业部副经理、总地质师王兰生介绍说，随着全球资源格局变化，页岩气成为新能源开发的热点，中石油也加快推进页岩气勘探开发步伐。2010年，钻成我国第一口页岩气井威201井，拉开了我国页岩气开发的序幕。2012年，威远被列为国家级页岩气示范区，促进页岩气规模开发进程。目前在威远境内，有202井区和威204井区两个大的页岩气井区，其中威202井区目前有7个钻井平台布了39口井，威204井区有9个钻井平台布了48口井。

       截至9月20日，中石油西南油气田公司组织完成二维1498千米，三维651平方千米；开钻井167口，完钻井144口，完成井67口；获气井66口，累计获测试产量692.42万立方米/日；投入试采井71口，累产页岩气8.01亿立方米。

       记者了解到，四川页岩气勘探开发目前已取得五大成果。

       初步形成页岩气勘探开发主体配套技术。中国石油西南油气田公司党委宣传部部长杨水清说，通过攻关研究与技术引进相结合，突破了页岩气综合地质评价技术、页岩气开发优化技术、页岩气水平井钻完井技术、页岩气水平井体积压裂技术、页岩气压裂微地震监测技术、页岩气地面集输技术共六大技术系列，形成23项专项技术。

工艺技术优化，工程质量和效率提高。现已形成并推广适应于川渝山地地区的工厂化钻井模式和“拉链式”工厂化压裂模式；集成推广气体钻井技术，采用高效PDC钻头、长寿命抗油螺杆、旋转导向钻具组合和旋转下套管等技术，钻井速度得到不断提高；工程质量和施工效益大幅提高，水平段长度延伸至井均1500米以上、钻井周期低于方案要求、压裂施工时效已达12小时压裂2段以上、井筒完整性大幅提高。

深化地质研究，锁定最有利靶体位置。“在深化地质研究的基础上，对长宁、威远地区页岩气储层进行精细的小层划分，综合页岩气储层关键评价参数及试采成果，锁定了最有利的靶体位置，并适时进行靶体调整。”王兰生说。

优化地质和压裂设计，单井产量显著提高。王兰生告诉记者，在持续研究攻关基础上，将水平井靶体下移至优质页岩底部、水平段Ⅰ类储层钻遇率提高到85%以上，为提高单井产量奠定基础。优化了压裂设计和工艺，形成适应于宁201井区和威202井区的压裂工艺配套技术，单井产量显著提高。

实现安全清洁生产。据悉，目前中石油西南油气田公司已初步规范页岩气钻完井作业流程，强化油基岩屑管理，建成油基岩屑处理装置，实现压裂返排液的回收再利用，确保安全清洁生产。水平段水基泥浆钻井已在2口井试验获得成功，为使用水基泥浆替代油基泥浆奠定了基础。

尽管我国页岩气开发取得一定成果，但业内人士认为，为促使页岩气产业健康发展，当前必须重点解决以下问题：

首先是页岩气资源评价面临困难。王兰生说，有关页岩气的基础理论以及钻井技术和开发研究等，基本处于起步阶段，对于页岩气资源的评价标准、技术规范还没有建立。

其次是页岩气储量情况有待进一步深入研究。专家指出，我国页岩气发育地质及开发条件具有明显的特殊性。现有的天然气地质认识不能有效地指导页岩气的勘探。王兰生认为，开发页岩气要经过比较细致、深入的研究，结合自身的地质特点，进一步将各种泥岩、粉砂岩、细砂岩等进行分类深入研究。

第三，技术系列有待进一步完善。李文哲认为，从四川盆地来看，页岩气埋藏深度比较深，一般在2000米到3000米之间，而在我国其他地区开发难度更大，埋藏深度一般在5000米上下。页岩气埋藏深度，直接影响着勘探和开发成本。由于我国页岩气开发时间较短，技术上的成熟和突破不容忽视。

第四，开采成本较高。国土资源部油气资源战略研究中心研究员李玉喜曾表示，由于我国页岩气储存条件差，开发周期长，工程作业费用比较高，导致开发成本高，甚至亏本。而页岩气要实现效益开发，必须降低成本和提高产量。

有专家指出，页岩气开采是一个高投入的资本密集型产业，几个亿十几个亿的投入很轻易就“打了水漂”，从产业长远发展应当考虑页岩气的前期开发成本如何分担。同时，全面的战略规划对于一个地区页岩气发展至关重要，既不要走一步算一步，也不要四处出击，更不能因为暂时性的油价下跌等就搁浅开发计划，一定要按照既定的战略规划来推进项目开发。