四、重点任务
（一）大力推进科技攻关
立足我国国情，紧跟页岩气技术革命新趋势，攻克页岩气储层评价、水平井钻完井、增产改造、气藏工程等勘探开发瓶颈技术，加速现有工程技术的升级换代，有效支撑页岩气产业健康快速发展。
1、页岩气地质选区及评价技术
重点开展页岩气地质基础理论、页岩气勘探评价技术及装备、页岩气储层精细描述及“甜点区”识别技术等攻关研究。
2、深层水平井钻完井技术
重点开展埋深超过3500米长水平段井眼轨迹优化设计及控制技术、页岩水平井快速钻井技术、长寿命耐油井下动力钻具等攻关研究。
3、深层水平井多段压裂技术
重点开展埋深超过3500米页岩储层水平井分段压裂优化设计及施工技术、压后评估技术及相关装备的攻关研究。
4、页岩气开发优化技术
重点开展页岩气试井分析和产能评价技术、页岩气开发动态与储量评价技术、页岩气开发技术政策论证及采气工艺技术等攻关研究。
5、页岩气开采环境评价及保护技术
重点开展页岩气井钻井液及压裂返排液处理处置技术、开发生态及地下水环境风险评估与监控技术、安全环保标准体系等攻关研究。
（二）分层次布局勘探开发
根据工作基础和认识程度不同，对全国页岩气区块按重点建产、评价突破和潜力研究三种不同方式分别推进勘探开发。对已有产量或评价效果较好的区块，努力推进和扩大产能建设，发挥大幅提高页岩气产量主力军作用;对已获得工业气流发现的区块，加强开发评价和井组实验，适时启动规模开发;对工作基础较浅区块和大量新区块，强化基础地质条件研究和优选评价，力争取得新突破。
1、重点建产区
（1）涪陵勘探开发区
位于重庆市东部，目的层为志留系龙马溪组富有机质页岩，已在焦石坝建成一期50亿立方米/年产能，并初步落实二期5个有利目标区，埋深小于4000米面积600平方千米，地质资源量4767亿立方米。
（2）长宁勘探开发区
位于四川盆地与云贵高原结合部，包括水富-叙永和沐川-宜宾两个区块，目的层为志留系龙马溪组富有机质页岩，埋深小于4000米有利区面积4450平方千米，地质资源量1.9万亿立方米。
（3）威远勘探开发区
位于四川省和重庆市境内，包括内江-犍为、安岳-潼南、大足-自贡、璧山-合江和泸县-长宁5个区块，目的层为志留系龙马溪组富有机质页岩，埋深小于4000米有利区面积8500平方千米，地质资源量约3.9万亿立方米。
（4）昭通勘探开发区
位于四川省和云南省交界地区，目的层为志留系龙马溪组富有机质页岩，目前已落实四个有利区，面积1430平方千米，地质资源量4965亿立方米。
（5）富顺-永川勘探开发区
主体位于四川省境内，目的层为志留系龙马溪组富有机质页岩，已初步落实有利区面积约1000平方千米，地质资源量约5000亿立方米。
2、评价突破区
（1）宣汉-巫溪勘探开发区
位于重庆市北部，目的层为志留系龙马溪组富有机质页岩，埋深小于3500米有利区面积3000平方千米，地质资源量约2000亿立方米。
（2）荆门勘探开发区
主体位于湖北省中西部，目的层为志留系龙马溪组-五峰组富有机质页岩，已在远安等地初步落实有利区面积550平方千米，地质资源量3240亿立方米。
（3）川南勘探开发区
位于四川盆地南部，包括荣昌-永川、威远-荣县两个区块，目的层为志留系龙马溪组富有机质页岩，已初步落实埋深小于4500米有利区面积270平方千米，地质资源量2386亿立方米。
（4）川东南勘探开发区
位于四川盆地东南部，目的层为志留系龙马溪组富有机质页岩，已在丁山、武隆、南川等地初步落实埋深小于4500米有利区面积3270平方千米，地质资源量9485亿立方米。
（5）美姑-五指山勘探开发区
位于四川盆地西南部，目的层为志留系龙马溪组富有机质页岩，初步落实埋深小于4500米有利区面积1923平方千米，地质资源量1.35万亿立方米。
（6）延安勘探开发区
位于鄂尔多斯盆地中部，目的层为三叠系延长组及上古生界山西组、本溪组富有机质页岩，已在下寺湾-直罗、云岩-延川两个有利区落实地质资源量5630亿立方米。
3、潜力研究区
通过“十二五”勘探评价，贵州正安区块、岑巩区块、湖北来凤-咸丰区块、湖南保靖区块、龙山区块、重庆城口区块、忠县-丰都区块等一批区块获得了较好的页岩气显示，“十三五”期间继续加大研究评价和勘探开发力度，争取有所突破。
（三）加强国家级页岩气示范区建设
“十三五”期间，进一步加强长宁-威远、涪陵、昭通和延安四个国家级页岩气示范区建设，通过试验示范，完善和推广页岩气有效开发技术、高效管理模式和适用体制机制等。
1、关键工程技术试验示范
开展页岩气地球物理评价及“甜点区”预测、水平井钻完井、水平井压裂改造和页岩气开发优化等技术试验示范，形成适合我国地质条件的页岩气勘探开发关键技术及装备。
2、高效管理模式试验示范
开展页岩气“工厂化”作业模式试验示范，优化页岩气水平井井场设计、施工作业程序、装备和材料配置等，最大程度提高施工作业效率，降低开发成本。
3、体制机制试验示范
以合资合作开发为重点，完善和推广页岩气多元投资模式，降低页岩气投资压力，加快优质区块矿权动用，改善地企关系等外部环境。
4、增设国家级页岩气示范区
结合“十三五”页岩气勘探开发情况，根据页岩储层类型和开发技术特征，适时增设一批国家级页岩气示范区，开展地质理论、关键工程技术及装备等试验示范，探索页岩气勘探开发新领域。
（四）完善基础设施及市场
根据页岩气产能建设和全国天然气管网建设及规划情况，支持页岩气接入管网或就近利用。在四川盆地等页岩气主产区，积极推进页岩气外输管道建设;在页岩气产量较低地区、骨干管网不发达地区，建设压缩天然气(CNG)和小型液化天然气(LNG)利用装置，提高页岩气利用率。鼓励各种投资主体进入页岩气销售市场，逐步形成以页岩气开采企业、销售企业及城镇燃气经营企业等多种主体并存的市场格局。
