页岩气分析测试关键技术和设备研发调研.docx

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页岩气分析测试关键技术和设备研发调研

页岩气分析测试关键技术评价方法体系建立和设备研制调研

一、页岩气及其成藏机理

页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集。

页岩气藏中的天然气不仅包括了存在于裂缝中的游离相天然气，也包括了存在于岩石颗粒表面上的吸附气。

吸附状天然气的赋存与有机质含量密切有关,它与游离状天然气含量之间呈彼此消长关系,其中吸附状态天然气的含量变化于20%～85%之间。

因此从赋存状态观察,页岩气介于煤层吸附气（吸附气含量在85%以上）和常规圈闭气（吸附气含量通常忽略为零）之间。

页岩气与其他类型天气的显著差别在于，其具有典型的“自生自储”特点。

页岩气既可以是生物成因气也可以是热成因气，或是生物成因气与热成因气的混合气。

作为生物成因气，通过在埋藏阶段的早期成岩作用或近代富含细菌的大气降水的侵入作用中厌氧微生物的活动形成；作为热成因气，通过在埋藏比较深或温度较高时干酪根的热降解或是低熟生物气再次裂解形成，以及油和沥青达到高成熟时二次裂解生成。

页岩气作为非常规油气的一种，具有以下基本特征：

（1）岩性多为沥青质或富含有机质的暗色、黑色泥页岩（高炭泥页岩类），岩石组成一般为30%-50%的粘土矿物、15%-25%的粉砂质（石英颗粒）和1%-20%的有机质，多为暗色泥岩与浅色粉砂岩的薄互层。

页岩气的工业聚集需要丰富的气源物质基础,要求生烃有机质含量达到一定标准,那些“肥沃”的黑色泥页岩通常是页岩气成藏的最好岩性,它们的形成需要较快速的沉积条件和封闭性较好的还原环境。

在页岩气藏中,地层有机碳含量相对较高,一般大于2%,可以达到普通源岩有机碳含量的10～20倍。

在陆相盆地中,湖沼相和三角洲相沉积产物一般是页岩气成藏的最好条件,但通常位于或接近于盆地的沉降—沉积中心处,导致页岩气的分布有利区主要集中于盆地中心处。

从天然气的生成角度分析,生物气的产生需要厌氧环境,而热成因气的产生也需要较高的温度条件,因此靠近盆地中心方向是页岩气成藏的有利区域。

（2）页岩本身既是气源岩又是储集层，目前可采的工业性页岩气藏埋深最浅为182m。

页岩总孔隙度一般小于10%,而含气的有效孔隙度一般只有1%-5%，渗透率则随裂缝发育程度的不同而有较大的变化。

除了页岩地层中的自生裂缝系统以外,构造裂缝系统的规模性发育为页岩含气丰度的提高提供了条件保证。

因此,构造转折带、地应力相对集中带以及褶皱—断裂发育带通常是页岩气富集的重要场所。

（4）页岩具有广泛的饱含气性，天然气的赋存状态多变，吸附态天然气的含量变化于20%-85%之间。

（5）页岩气成藏具有隐蔽性特点，不以常规圈闭的形成存在，但当页岩中裂缝发育时，有助于游离相天然气的富集和自然产能的提高。

当页岩中发育的裂隙达到一定数量和规模时，就成为天然气勘探的有利目标。

（6）在成藏机理上具有递变过渡的特点，盆地内构造较深部位是页岩气成藏的有利区，页岩气成藏和分布的最大范围与有效气源岩的面积相当。

（7）原生页岩气藏以高异常压力为特征，当发生构造升降运动时，其异常压力相应升高或降低,因此页岩气藏的地层压力多变。

页岩气不仅仅是存在于裂缝中的游离相天然气，它还不服从天然气聚集的常规成藏机理。

根据不同的成藏条件,页岩气成藏可以表现为典型的吸附机理、活塞运聚机理或置换运聚机理。

因此，页岩气成藏经历了非常复杂的多机理过程,是天然气成藏机理序列中的重要构成和典型代表。

在成藏机理特征上,页岩气介于根状气（典型的吸附气,如煤层气藏）、根缘气（典型活塞式成藏的游离气,如狭义深盆气藏）和根远气（典型置换式运聚的游离气,如常规的背斜圈闭气藏）3大类气藏之间。

由于页岩气在主体上表现为吸附或游离状态,成藏过程中没有或仅有极短距离的运移,因此从某种意义上说,页岩气藏具有典型煤层气和典型根缘气的双重机理,表现为过渡特征。

页岩气的成藏至少分为两个阶段。

第一阶段是天然气的生成、吸附与溶解逃离,具有与煤层气相同的富集成藏机理。

在天然气的最初生成阶段,主要由生物作用所产生的天然气首先满足有机质和岩石颗粒表面吸附的需要,当吸附气量与溶解的逃逸气量达到饱和时,富裕的天然气则以游离相或溶解相进行运移逃散,条件适宜时可为水溶气藏的形成提供丰富气源。

此时所形成的页岩气藏分布限于页岩内部且以吸附状态为主要赋存方式,总体含气量有限。

第二阶段则是天然气的造隙及排出，由于天然气的生成来自于化学能的转化，可以形成高于地层压力的排气压力，从而导致沿岩石的薄弱面产生小规模的裂缝，此时页岩气藏的形成在主体上表现为由生气膨胀力所促动的成藏过程,天然气原地或就近分布,构成了挤压造隙式的运聚成藏特征。

在该阶段,游离相的天然气以裂隙聚集为主,页岩地层的平均含气量丰度达到较高水平。

在该阶段中，天然气主体上受生气膨胀力的推动而成藏，近源分布且不受浮力作用，反映了活塞式的运聚特征，与根缘气具有相同的形成机理。

随着更多天然气源源不断地生成,越来越多的游离相天然气无法全部保留于页岩内部,从而产生以生烃膨胀作用为基本动力的天然气“逃逸”作用。

在通常情况下,与页岩间互出现的储层主要为粉-细砂岩类,具有低孔低渗特点,它限定了天然气的运移方式为活塞式排水特点,这种气水排驱方式从页岩开始,从而在页岩边缘以活塞式推进方式产生根缘气聚集。

此时的天然气聚集已经超越了页岩本身,表现为无边、底水和浮力作用发生的地层含气特点。

因此从整套页岩层系考察,不论是页岩地层本身还是薄互层分布的砂岩储层,均表现为普遍的饱含气性。

若地层中的砂岩含量逐渐增多并逐步转变为以致密砂岩为主,则页岩气藏逐渐改变为根缘气藏。

影响页岩气成藏的主要因素是源岩的有机质含量及其生气作用，而控制天然气自然产能的主要条件是页岩中的裂缝发育程度。

因此，页岩气成藏并具有工业价值的基本条件是气藏埋藏较浅且泥页岩厚度较大,母质丰富且生气强度较大以及裂缝发育等。

页岩气成藏具有复合性特点，服从物质平衡（天然气聚散）原理、能量守恒定律以及动力平衡原则。

就理论研究来说,煤层气的吸附机制、根缘气的活塞式推进原理、常规圈闭气的置换式成藏作用以及溶解气的变化规律等均是在页岩气成藏分析中所需考虑的因素。

用于煤层气、根缘气、常规圈闭气甚至溶解气研究和勘探中成功的方法和技术均可为页岩气勘探提供有效的帮助。

二页岩气的气藏特征

页岩气资源评价总体面临两个核心问题：

作为储集层是否具有足够的天然气地质储量：

是否具备足够的渗流能力与条件实现经济开采。

因此，储集层中赋存的天然气体积、储集层渗透率是评价页岩气藏的关键参数，有机质丰度、成熟度、甲烷吸附能力、孔隙度、含气饱和度、储集层有效厚度、矿物组成、裂缝发育范围与方向及其围岩的封闭能力都是页岩气资源量计算和经济评价涉及的必要内容。

1、烃源条件

富含有机质页岩中天然气的生成主要取决于以下三个因素：

岩石中原始沉积的有机物质的数量、不同类型有机物质成因的联系及原始生成天然气的能力、有机物质转化成烃类天然气的程度。

前两个因素主要取决于沉积环境，而第三个主要取决于沉积后热演化的强度和持续时间，或是在最大埋深下的压实变质作用。

（1）沉积环境

页岩气的工业聚集需要丰富的气源物质基础，要求生烃有机质含量达到一定标准。

那些有机质丰度高的黑色泥页岩是页岩气成藏的最好源岩，它们的形成需要较快速的沉积条件和封闭性较好的还原环境。

黑色页岩的沉积环境现在有两种观点：

①黑色页岩中的有机质的高含量归因于表层水中有机质的高产率及其在盆底缺氧环境中的沉积作用；②海相沉积环境中相对较高的有机质产率与适度的沉积速率相结合，是控制富含有机质的黑色泥岩沉积，因而是最终控制黑色页岩的主要因素。

在沉积埋藏后控制甲烷产量的因素是缺氧、缺硫酸盐环境，低温、富含有机物质和具有充足的储存气体的空间。

（2）岩性特征

页岩通常被定义为“细粒的碎屑沉积岩”，但它在矿物组成（粘土质、石英和有机碳等）、结构和构造上却多种多样。

含气页岩并不仅仅是单纯的页岩，它也包括细粒的粉砂岩、细砂岩、粉砂质泥岩及灰岩、白云岩等。

页岩作为岩层，为不同颗粒大小和不同岩性的混合。

（3）有机碳含量

不管是生成生物成因气还是热成因气，都需要充足的有机质。

有机质含量是生烃强度的主要影响因素，它决定着生烃量的多少。

页岩中的有机物质不仅可生成天然气，也可以像海绵一样将气体吸附在其表面。

高的有机碳含量意味着更高的生烃潜力及对页岩气更好的吸附能力。

在有机碳含量高的地区页岩气的产量比有机碳含量低的地区要高。

总有机碳含量还可以确定储层中的岩石孔隙度和含水饱和度。

（4）干酪根类型

不同类型的干酪根具有不同的生烃潜力，形成不同的产物，这种差异与有机质的化学组成和结构有关。

了解页岩中干酪根的类型，可以为我们提供有关烃源岩可能的沉积环境的信息。

干酪根的类型还可以影响天然气吸附率和扩散率。

众所周知，Ⅰ型与Ⅱ型干酪根主要以生油为主，Ⅲ型干酪根主要以生气为主，在热演化程度较高时，它们都可以生成大量天然气。

由于不同干酪根的化学组成和结构特征不同，因而不同阶段产气率会有较大变化。

（5）热演化程度

含气页岩的热成熟度通常用Ro来表示，Ro越高表明生气的可能越大。

只要页岩层中的有机质达到了生烃标准，即Ro>0.4%，就可以生成天然气，它们就有可能在页岩中聚集成藏。

一般地，当Ro>1.0%更易于生气，1.0%1.4%时则生成干气；Ro<0.6%为未成熟阶段，0.4%

作为页岩储层系统有机成因气研究的指标，干酪根的成熟度不仅可以用来预测源岩中生烃潜能，还可以用于高变质地区寻找裂缝性页岩气储层潜能。

干酪根的热成熟度也影响页岩中能够被吸附在有机物质表面的天然气量。

2、储集条件

页岩既是源岩又是储集层，因此页岩气具有典型的“自生自储”成藏特征，这种气藏是在天然气生成之后在源岩内部或附近就近聚集的结果。

由于储集条件特殊，天然气在其中以多种相态赋存。

通常足够的埋深和厚度是保证页岩气储集的前提条件。

页岩具有较低的孔隙度和渗透率，但天然裂缝的存在会改善页岩气藏的储集性能。

（1）页岩的埋深及厚度

页岩气储层的埋藏深度范围比较广泛。

埋深从最浅的76m到最深的2439m，主要介于762m到1372m。

一般地，页岩的厚度在91.5m-183m。

页岩的厚度和埋深是控制页岩气成藏的关键因素。

形成工业性的页岩气藏，泥页岩必须达到一定的厚度并具有连续分布面积，提供足够的气源和储集空间，这样才能成为有效的烃源岩层和储集层。

页岩越厚，对气藏形成越有利。

足够的埋藏深度能够保证有机质具备向油气转化所必需的温度和压力，多期的抬升与深埋使得页岩中有机

质可以多次进入生烃门限，因此许多盆地中的页岩气是多期生成的。

泥页岩的埋深不但影响页岩气的生产和聚集，而且还直接影响页岩气的开发成本。

由于油价和气价的上涨及开采技术的进步，目前的勘探开发深度将进一步增加。

（2）孔隙度和渗透率

孔隙度是确定游离气含量和评价页岩渗透性的主要参数。

作为储层，含气页岩显示出低的孔隙度（<10%），低的渗透率（通常?

0.001平方微米）。

页岩中同时存在原生孔隙和次生孔隙。

气藏中的原生孔隙系统由十分微细的孔隙组成，这些孔隙的大小具有两个重要特征。

第一，在原生孔隙中存在大量的内表面积。

内表面积拥有许多潜在的吸附地方，它可储存大量气体。

一般而言，页岩气藏中吸附是气体得以储存的主要机制。

第二，原生孔隙系统的渗透率相当低。

实际上，原生孔隙中气体不能渗流，且水也难以进去。

因而气体通过原生孔隙传输是一个扩散过程。

孔隙度可以影响页岩气是以吸附状态还是以游离状态为主，在具有较大孔隙的页岩层中页岩气主要以游离方式储集在孔隙裂缝中，而在某些孔隙度较小的岩层中页岩气通常以吸附状态为主。

（3）裂缝

页岩气盆地一般是在经历了区域地质构造运动后，在岩石表面形成褶皱、裂缝，并且经历多次的海平面变化在地层中形成有效的不整合。

这些裂缝和不整合面为页岩气提供了聚集空间，也为页岩气的生产提供运移通道。

由于页岩中极低的基岩渗透率，开启的、相互垂直的或多套天然裂缝能增加页岩气储层的产量。

导致产能系数和渗透率升高的裂缝，可能是由干酪根向烃类转化的热成熟作用

（内因）、构造作用力（外因）或是两者产生的压力引起。

页岩气储层中倘若发育大量的裂缝群，那就意味着可能会存在足够进行商业生产的页岩气。

控制页岩气产能的主要地质因素为裂缝的密度及其走向的分散性，裂缝条数越多，走向越分散，连通性越好，页岩气产量越高。

三、页岩气的物性测试

页岩气储集方式和物性的特殊性决定了其物性测试技术具有自身的特殊性和要求，而国内目前针对页岩气测试关键技术评价方法体系还没有建立，常规测试设备不能满足针对页岩气物性测试要求。

因此建立针对页岩气关键测试技术评价方法体系和相关设备研发迫在眉睫。

如何经济高效开发页岩气，储量和产量大小是关键，储量和产量与储层性质有关。

储层含气量、可否流动，是否具有利于油气流动的大孔喉和良好的水动力系统，是影响页岩气储量和产量的关键因素。

针对页岩气储层物性测试技术是正确进行页岩气储量评价、认识页岩气流动能力的关键。

储层矿物组成和开发过程储层伤害评价则有利于保护储层，提高页岩气生产能力。

页岩气地质选区技术较为特殊、复杂，需考虑有机质含量、演化程度、埋藏深度、单层厚度、硅质含量和储层物性等参数指标,这些指标都需要从实验中得到，其核心是储层分析和含气性分析。

四川盆地位于扬子地台西北缘，在盆地内中、古生界页岩厚度大，重庆或者川

图1页岩气的8项地质特征

1、页岩气分析测试的一些基本特征

（1）页岩作为储层，其特征介于煤层与致密砂岩之间。

图2页岩气的有机质含量

图3气体赋存状态

图4孔隙直径范围

2.与砂岩储层相比，具有三孔隙结构，微观孔隙发育是其显著特征

图4砂岩与页岩气的孔隙结构对比

3、与煤相比，缺乏密集的割理系统

图5煤岩的电镜扫描图

图6页岩的电镜扫描图

四、国外页岩气实验测试项目

页岩气勘探生产和开发研究最早始于美国（1821年），1973年阿以战争期间的石油禁运和1976-1977年间的第一次石油危机促使美国能源部（DOE）加快了页岩气勘探研究的步伐：

国家政府制定了鼓励石油公司及生产企业勘探开发页岩气的优惠信贷政策并为页岩气的勘探研究连续注入了巨量资金。

1976年，美国能源部及其以后的能源研究和开发署（ERDA）联合了国家地质调查所、州级地质调查所、大学以及工业团体，发起并实施了针对页岩气研究与开发（R&D）的东部页岩气工程（EGSP，主要包括阿巴拉契亚、密执安和伊利诺斯盆地），结果导致了页岩气产量的大幅度增加和一批科研成果的产出；从1980年开始，天然气研究所（GRI）开始对东部页岩气进行系统研究。

此间，由于页岩气成藏机理的研究而导致新的发现不断产生并使页岩气产储量得到了飞跃式提高，资源量、储量及产量普遍翻番，勘探开发区域和领域也急剧扩大。

在1979至1999年间，美国的页岩气产量净增了7倍（Curtis,2002），其中最重要的发展是认识到了页岩气的吸附作用机理。

20世纪70年代以来，美国政府相关机构已经累计投入了大量资金用于页岩气富集、成藏、评价研究，并针对页岩气储层的特点开发了页岩气储层评价技术、模拟技术、射孔优化技术、压裂技术和水平井技术，率先实现了页岩气藏的商业开发。

随后的页岩气勘探和研究迅速向其它地区扩展，页岩气研究全面展开，尤其是主体盆地的周缘、外缘及抬升隆起区（中-古生界），也已经成为了重要的页岩气产区。

2009年美国页岩气产量为900亿立方米，占其总天然气产量的15%。

目前，美国三大实验室对页岩气的实验测试项目有较为成熟的研究，并形成了一系列的研究体系。

这个三大实验室分别为：

Intertek实验室，Weatherford实验室和Chesapeak实验室。

Intertek实验室在页岩气的实验室测试方面共形成了8大实验体系。

分别为：

气体评价体系、现场气测定体系、页岩气等温吸附体系、孔隙度渗透率测试体系、特殊岩性分析体系、岩石学体系、烃源分析体系和井场服务体系。

气体评价体系主要包括气相色谱分析和稳定同位素分析。

气相色谱法主要分析页岩气气体组分随产气时间的变化，从而评价其页岩气开采的经济可行性。

稳定同位素分析主要是通过查明热成因气，生物成因气和运移气，对产气来源、储层连续性和区域分布进行定量研究。

现场气测定主要在实验室模拟现场页岩气的解吸过程，并通过井壁取芯时间和井场气体解吸实验评价页岩气损失气量、解吸气量和总含气量。

Intertek实验室的研究发现温度对页岩气的解吸作用起着至关重要的作用。

等温吸附体系主要通过测量页岩气的的等温吸附线，测定页岩的总含气量和储层达到饱和状态时最多能吸附的气体量。

在Intertek实验室中，页岩孔隙度和渗透率主要通过致密岩石的压力脉冲衰减法测得。

多年的实验研究Intertek实验室形成了特殊岩心分析体系和岩石学体系。

特殊岩心分析体系主要包括页岩毛管力、相对渗透率、核磁测井标定、力学性质、流体敏感性和CT扫描。

岩石学体系主要包括岩心描述、层理产状、扫描电镜、薄片鉴定和X衍射矿物学。

烃源岩分析主要包括总有机碳的测定和评价、岩石快速热解分析实验、镜质体反射率测定和页岩成熟度、分类和显微相组分的测定。

井场服务体系主要是页岩的井壁取芯和运输。

Weatherford实验室在页岩气的实验室测试方面主要有9项主要的测试项目，并形成了6大实验体系。

9项主要测试项目分别是井场解吸罐解吸实验测定原始地层定量化气体，岩石热解实验确定有机质丰度和热成熟度，天然气组分分析分析解析气体组分和气体特性，等温吸附实验确定在一定储层压力和温度条件下最终能储存的天然气量，气体同位素分析确定储层产气来源及盆地和储层中页岩气的分布，岩石物理属性测定岩石的孔隙度、渗透率、含水饱和度、密度从而确定储层能力和生产特征，岩石力学性质研究进行水力压裂优化模拟实验，压裂液和完井液的评价以识别注入流体对岩石的潜在伤，地层条件下的含水饱和度的油田测量法进行最终的储量评估。

6大实验体系主要是地质学、地球化学、气体含量分析、页岩岩性分析特征、岩石力学分析和岩心处理技术。

地质学体系包括CT电镜扫描和X衍射进行孔隙特征和全岩和粘土矿物分析、精细岩心和裂缝描述、薄片制备和分析。

地球化学体系包括有机岩石学研究、程序热解法确定有机质丰度和总有机碳量、色谱法测定解析气体组成。

气体含量分析主要包括总气体含量分析、吸附气体存储能力分析和自由气存储能力分析等。

岩心特征分析体系包括页岩孔渗饱的测定、压汞法毛细管曲线的测定。

岩石力学体系主要是岩石静态杨氏模量、泊松比动态弹性系数的测定和应力破坏分析。

在岩心处理技术体系中，Weatherford实验室形成了专门的优化成像技术和沉积学研究，并研发了国家级岩心观察室和不同温度等级的岩石存储室。

Chesapeake实验室关于页岩气的研究专注于岩石特征和岩石物理测试。

在岩石物理测定方面，Chesapeake实验室可以进行致密岩石分析实验，从而准确的测定致密页岩的孔隙度、渗透率、含水饱和度和含气量。

Chesapeake实验室还研制了一套岩石学特征分析仪器，包括扫描电镜（SEM）、薄片岩相鉴定仪、X-衍射仪和氩离子切割器，该套设备可以分析页岩能够测量致密砂岩的成分、结构及孔隙尺寸分布，其中氩离子切割器可以分析样品的抛光面来定量地研究页岩中的微孔隙。

烃源岩分析仪自然伽玛光谱分析仪致密岩石渗透率测试仪

X-射线衍射仪扫描电镜氩离子抛光机

图7Chesapeake实验室的相关仪器

综合三大实验室关于页岩气的实验项目测试，其通用的页岩气测试项目主要有6项。

（1）气体评价。

通过气相色谱法分析产出气的组分，利用稳定同位素评价储层的产气来源和有利储集区。

（2）现场气测定。

通过井场气体解吸和实验室测定随时间变化的产气量，计算储层的解析气量和残余气量，同过从井筒取芯时间回归方法计算损失气量，并最终评价储层的总储气量。

（3）不同组分气体在不同压力下的等温吸附实验，评价页岩气的吸附气量。

（4）岩石学特征。

通过CT扫描电镜，薄片鉴定和X衍射实验分析页岩的层理产状、孔隙结构和岩石矿物组成。

（5）烃源岩分析。

烃源岩分析主要通过岩石的热解实验和镜质体反射率的测定分析有机质丰度、成熟度和总有机碳量。

（6）特殊岩心分析，主要是通过压力脉冲衰减法测定致密页岩的渗透率和孔隙度，以及压汞毛管力曲线、相对渗透率和储层敏感性、压裂液伤害的评价。

五、国内页岩气实验测试

中国的页岩气研究处于起步阶段，早期研究主要集中在泥页岩理论方面，并侧重于“泥页岩裂缝油气藏”研究。

我国存在泥页岩气发育的广泛空间。

中国石油大学（北京）致力于我国页岩气勘探开发的研究。

2005年以前，广泛开展国内外页岩气文献调研，全面跟踪分析国外勘探开发动态。

2005年至2010年，中国石油大学（北京）承担了油气资源战略选区综合研究项目的我国非常规油气资源综合评价的研究，对我国常规、非常规油气资源潜力和开发前景进行了研究。

在页岩气方面，通过综合研究和国内外类比，初步估计我国页岩气可采资源潜力在23-100万亿立方米左右，并预测了我国页岩气勘探的8个有利勘探领域和区带，为页岩气战略选区提供了基础支撑。

在积极开展相关研究的同时，中国石油大学（北京）注重国内外研究进展的交流以及与相关研究院所的合作。

2009年5月7日和11月23日，美国哈丁歇尔顿集团公司一行9人两次来校访问，并于2010年5月12日，中国石油大学（北京）与哈丁谢尔顿公司联合成立“中国石油大学哈丁谢尔顿页岩技术研究中心”。

2010年5月8日–9日，由中国石油大学（北京）和安东研究设计院共同主办的页岩气开发新技术介绍与交流会成功举行。

2010年10月29日，中国石油大学（北京）与重庆市国土资源与房管局合作成立“油气资源与探测国家重点实验室重庆页岩气研究中心”，重点在非常规油气资源研究与评价、地球物理探测技术、油气钻探理论与技术、非常规油气开发技术、页岩气资源评价、勘查和开发技术进行等方面开展全面合作。

2010年11月13日由中国石油大学主办和承办的2010年中国页岩技术国际研讨会“中国能源与页岩开发”在北京举行。

此外，三大油气公司结合自身的特点各自展开了页岩气方面的相关研究工作，中石油于2008年11月设计实施的我国首口页岩气取心浅井在四川省宜宾市顺利完钻。

2009年11月，中石油与壳牌公司在重庆富顺-永川区块启动了页岩气首个中外合作勘探开发项目。

2010年3月，皇家荷兰壳牌石油公司发表公告，将与中国石油天然气集团公司（CNPC）组建合资公司，在四川开发天然气。

2010年4月，中石油在四川珙县探获储量600万立方页岩气资源。

2010年9月，中国石油西南油气田公司经过两年多在页岩气勘探新领域研究后，于2009年部署的威201井喜获井口测试日产能1.08万立方米的天然气工业性气流。

中石化也加大了非常规能源的勘探开发力度，组建了非常规能源处，明确由华东分公司作为非常规油气勘探开发的专业队伍，专门从事非常规油气勘探开发工作。

2010年6月上旬，中国石油化工集团公司华东分公司物647队承担的安徽宣城-浙江桐庐页岩气二维地震采集项目通过开工验收，正式进入野外资料采集阶段。

2009年，由油田事业部海相工作部和华东分公司牵头，勘探开发研究院、江汉油田和勘探南方分公司共同开展历时两个月的页岩气选区评价。

初选鄂西-黔中、下扬子宣城区块，湖鄂西区块，贵州织金-朗岱等4个页岩气有利区块进行试验。

2010年4月下旬，中石化勘探南方分公司启动了南方探区页岩气资源潜力及区块评价研究项目。

同年5月中旬，该公司又启动广元元坝地区泥页岩层段划分对比研究和黔西南盘江、陕西镇巴地区页岩气地质条件研究工作，并提出了南方探区页岩气勘探思路；6月上旬，该公司在原青藏勘探项目部的基础上正式成立页岩气勘探项目