目前，我国在非常规天然气的开发方面所获得成果主要体现在三方面，首先致密气异军突起。虽然页岩气由于美国的成功而在国内外受到热捧，但就我国而言，致密砂岩气（致密气）的大规模开发更具现实性，并且已经逐渐成为我国天然气生产的主要增长点。近年来，在中石油等企业的大力推动下，我国致密气开发技术取得长足进步。截至2011年底，我国致密气累计探明地质储量为3.3万亿立方米，占全国天然气总探明地质储量的40%；可采储量1.8万亿立方米，占全国天然气可采储量的1/3。2012年，我国致密气产量突破300亿立方米，几乎占到全国天然气总产量的三分之一。据中国工程院预测，2020年我国致密气产量将达到800亿立方米，而届时煤层气产量预计为500亿立方米，页岩气产量为200亿立方米。致密气抢在页岩气和煤层气之前引领了我国“非常规天然气”的大发展。
其次煤层气商业化程度不断提升。煤层气是煤层本身自生自储式的非常规天然气，我国埋深浅于2000米的煤层气资源量达到36.81万亿立方米，居世界第三位。2007年，我国煤层气地面抽采量仅为为3.3亿立方米，但随着我国对于煤层气开采投入以及政策的明朗，煤层气地面抽采量不断上升，2012年达到27亿立方米，利用量20亿立方米。此外，2012年，我国还实现井下瓦斯抽采量114亿立方米，利用量38亿立方米。
最后页岩气商品化进入起步阶段。我国页岩气资源丰富，具备规模化开采的资源基础。近年来，中石油、中石化、延长石油等企业和地方政府在国内钻探了近100口页岩气井，三分之一左右的单井获得工业气流。据国家能源局2013年12月5日发布的消息，我国页岩气勘探开发取得重大进展。中石化重庆涪陵国家级示范区页岩气井平均单井产量15万立方米/天，累计实现商品气量近7300万立方米；中石油长宁—威远、昭通两个国家级示范区和富顺—永川对外合作区，累计实现商品气量7000万立方米；而且在勘探开发过程中发现，部分区块前景远超预期。
我国非常规天然气开发也面临着很多难题，首先天然气价格形成机制改革尚未到位，致密气全面动用缺乏必要的经济支撑。以苏里格地区为例，受制于现行天然气价格体系下的开发高成本和低效益，目前，该地区主要动用的是I类气和类气的一部分，类气和表外气的储量基本没有动用，主要原因就是开发该部分储量产生的高成本与气价不匹配，没有经济效益，企业难以承受长期的亏损式开发。
其次体制、政策、技术同时制约着煤层气的开发。在体制上，煤炭和煤层气分属不同企业，出现矿权重叠现象，这些企业财政隶属关系又不一致，再加上煤层气矿权设置在后和地方保护主义作祟，导致煤层气企业的合法权益受到煤炭企业侵害时无法得到保证；在政策上，存在待批、待备案时间长，审批环节太多等问题。例如，在企业申请采矿证时，需要专门钻水文井，之后需至少经过3-5年的监测合格才能获得环评批复，而实际上，煤层气井从一开始勘探就需排水，因此完全可以利用这些探井先期进行地层水的水量、水质监测，并不需要专门进行水文钻井；在技术上，我国煤层气开发以引进技术为主，目前所掌握的核心技术与国外先进企业相比仍然有差距，尤其是我国煤层具有低孔、低渗、低压、低饱和度的特点，排采技术已成为提高单井产量的瓶颈，同等产量下投资成本远高于常规天然气，目前我国处于勘探期的煤层气项目基本上都处于亏损状态。
最后页岩气开发面临技术、地质和基础设施等诸多困难。在技术上，我国页岩气勘探开发需依赖国外油气服务商费用高昂的技术服务，自身缺乏勘探开发的核心技术和关键设备；在地质上，我国页岩气矿区地质条件复杂，普遍埋藏较深，达2000-3500米，即使引进先进技术也需要首先进行“本土化”，增加了难度和成本；在基础设施上，我国页岩气矿区多处于山岭地带，开发、管网集输等基础设施差。中石油和中石化在四川长宁和重庆涪陵焦石坝页岩气生产井每天生产页岩气5万至6万方，只能使用压缩天然气运输车进行运输，也增加了成本。综合来看，如没有国家扶持，由于前期投入巨大，我国页岩气开发难以实现盈亏平衡，企业基本属于亏本经营。因此，截止2012年，参与页岩气实验区勘探开采的基本上仅是央企。虽然国家出台了补贴标准为0.4元/立方米的扶持政策，但开发企业能否收回成本或实现盈利依然是一个未知数，开发企业对未来的盈利预期依然存在巨大的不确定性。
总体来看，虽然我国政府和企业已经为非常规天然气的开发投入了巨大的政策扶持和人力、物力，但由于资源特性和较高的技术要求，决定了这些资源的勘探开发上存在诸多难题，需要通过加强国内外合作、企业间的合作和政府进一步的政策调整和支持来加以克服。
[郭海涛为中国石油(601857,股吧)大学
（北京）工商管理学院副院长
刘婧为中国石油大学
