致密气是我国目前产量最大的非常规天然气种类，也是近年来我国天然气产量增长的主体。相比较常规天然气，致密气藏储量丰度较低、单井控制储量少、产量递减快，所以必须采用大规模钻井，通过井间接替才能保持气田稳产，生产成本高于常规天然气。我国致密气产量占天然气总产量，1990年为5%，2000年为15%，2011年为25%。2013年我国致密气产量已达到340亿方，约占当年全国天然气总产量的29%。2015年我国致密气总产量约380亿立方米，约占全国天然气总产量的28%。
参考观研天下发布《2018年中国天然气市场分析报告-行业深度调研与投资前景研究》
天然气“十三五”规划中提出，致密气勘探开发将以四川、鄂尔多斯、塔里木盆地为重点，加强东部深层勘探开发，保持稳产力争增产，加快鄂尔多斯、四川两大盆地致密气上产步伐，目标2020年产量达到370亿立方米。根据中国工程院的预测，2020年我国致密气产量有望达到800亿方，2020年以后致密气产量稳定增长，2030年预计致密气产量有望达到1000亿方。
致密气开发项目全生命周期通常可分为自然能量开采、集中增压开采和负压开采3个阶段，但第一阶段时间很短，绝大多数产量在增压开采期产出；第二个阶段需要实施集气站集中增压，新增投资一般纳入项目整体评价；第三阶段需要实施井场二次集中增压或单井增压，通常单独开展增量效益评价。
随着近年来致密气开采技术日益成熟，开采成本不断降低。致密砂岩气上产快，排采周期较短，单井产量较高，资金回收较快。以石楼西每口井单井控制储量1000-1500万方为例，单井综合开发成本已经由原来的1200-1400万元降低到600-800万，平均每方气的折旧成本约为0.4-0.8元/方，完全成本约为0.6元-1元/立方米。根据亚美能源披露的2013年我国天然气分气源供应成本，目前我国致密气开采0.6-1元/方的成本已经低于我国大部分气源的成本。即使目前我国气源的平均成本预计较13年有所降低，规模化开采后的致密气仍然具备经济性。并且随着成本降低，在目前国家对致密气开采没有补贴的情况下，致密气开采企业仍可以享有较好的效益。
参考观研天下发布《2018年中国天然气市场分析报告-行业深度调研与投资前景研究》
图：中国致密砂岩气储量与产量增长图
资料来源：观研天下整理
图：中国天然气发展规划与未来预期
资料来源：观研天下整理
天然气“十三五”规划中提出，致密气勘探开发将以四川、鄂尔多斯、塔里木盆地为重点，加强东部深层勘探开发，保持稳产力争增产，加快鄂尔多斯、四川两大盆地致密气上产步伐，目标2020年产量达到370亿立方米。根据中国工程院的预测，2020年我国致密气产量有望达到800亿方，2020年以后致密气产量稳定增长，2030年预计致密气产量有望达到1000亿方。
致密气开发项目全生命周期通常可分为自然能量开采、集中增压开采和负压开采3个阶段，但第一阶段时间很短，绝大多数产量在增压开采期产出；第二个阶段需要实施集气站集中增压，新增投资一般纳入项目整体评价；第三阶段需要实施井场二次集中增压或单井增压，通常单独开展增量效益评价。
随着近年来致密气开采技术日益成熟，开采成本不断降低。致密砂岩气上产快，排采周期较短，单井产量较高，资金回收较快。以石楼西每口井单井控制储量1000-1500万方为例，单井综合开发成本已经由原来的1200-1400万元降低到600-800万，平均每方气的折旧成本约为0.4-0.8元/方，完全成本约为0.6元-1元/立方米。根据亚美能源披露的2013年我国天然气分气源供应成本，目前我国致密气开采0.6-1元/方的成本已经低于我国大部分气源的成本。即使目前我国气源的平均成本预计较13年有所降低，规模化开采后的致密气仍然具备经济性。并且随着成本降低，在目前国家对致密气开采没有补贴的情况下，致密气开采企业仍可以享有较好的效益。
图：2013年我国天然气供应成本曲线（美元/千立方英尺）
资料来源：观研天下整理
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