作为全国仅有的两个国家级页岩气示范区，重庆涪陵区块和四川长宁-威远区块的一举一动都牵动着业界的神经，关于川渝经验能否复制的讨论也从未停止。
中石化江汉石油工程有限公司测录井公司相关负责人在11月27日的第四届中国页岩气发展大会上表示，目前涪陵区块已累计钻井约100口、完井近70口，完成试气40余口，年累计产气超过9亿方。涪陵页岩气已实现100%的商业化销售。
“事实上，涪陵区块的某些单井产量已高过美国水平。”中石化西南石油工程公司钻井研究院副院长罗朝东对记者介绍，页岩气储存识别与评价、大型压裂、“井工厂”等一系列关键工程技术都在川渝页岩气区块中取得了突破，在技术与装备方面对其他页岩气区块有着重要借鉴意义。
然而，罗朝东也指出了川渝页岩气占尽了“天时地利”，在地理条件上不具备可复制性。川渝页岩气的储量丰富、埋藏较浅、离水源较近，“尤其是涪陵，地表和地质条件俱佳，周围的配套管网和用户需求都太好了，其他区块很难如此理想。”
川渝探路商业化
从美国页岩气开发经验来看，早期示范区块的带头作用非常明显。美国Barnett页岩区在2000年初率先开发，在Barnett页岩区的成功带领下，其他区块逐渐形成规模化开采，并在2010年后迎来爆发增长。
率先挂牌页岩气国家级示范区的四川长宁-威远区块和重庆涪陵区块，在储量、产量和商用方面都走在全国前列。中石化石油工程技术服务有限公司副总经理刘汝山认为，包括中石化、中石油、中海油、延长石油在内的“国家队”有着数十年石油地质经验，代表了中国页岩气开发的最高水平。其开采经验为其他区块和开发企业了解页岩气藏特性，获得钻井、压裂和投产经验等方面都提供了宝贵的第一手资料。
据《中国石油报》报道，中石油在长宁-威远的页岩气战略自2007年开发以来分为三个阶段，第一步，地质评价，回答有无资源问题，选定优质开发区块；第二步，产能评价，开展提高单井产量的先导试验，确定水平井为主要井型；第三步，放大试验，商业开发，建成规模产能。目前，长宁—威远国家级页岩气示范区进入第三步阶段，并提出“2015年产气20亿立方米”的目标。
10月29日，随着威204井外输控制阀门的开启，威远区块页岩气流入川渝管网，进入外输商用阶段。重庆涪陵区块则在2013年底传出成功规模商用的消息。今年3月24日，中石化宣布涪陵页岩气田勘探获得重大突破，将以原计划10倍的产能，提前加速进入页岩气大规模商用开发，并且在2017年建成百亿方产能。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强认为，在输气管道垄断、终端销售价格机制尚未形成的当下，页岩气开发存在诸多不确定性，目的为赚钱的民企不愿意冒这么大的险。所以，“国企先走一步，做一些示范还是非常必要的”。林伯强表示，国企先以较快速度发展起来，在开采技术、盈利模式等方面做出示范。与此同时，民企也要慢慢发展，保住市场先机。
外部环境难复制
涪陵、长宁-威远区块取得的突破，让资本又一次燃起了对页岩气的信心。罗朝东告诉记者，涪陵页岩气的钻井天数已经从过去的100多天进步到40多天了，钻井成本大幅下降，其钻井设备、技术和一体化的管理经验对其他区块具有样本意义。
“涪陵区块的页岩气工程技术和装备制造都可以复制到其他地方。”中国石化石油工程机械有限公司总经理谢永金表示，目前已经在长宁威远等地大量应用了。但在钻头、钻具等钻探工具上还要根据不同地质情况做匹配。
不过，从外部条件看，川渝页岩气仍有很多别的区块难以复制的有利因素。就储量而言，公开数据显示，面积为283.56平方公里的涪陵焦石坝主体页岩气三级储量达到2402.36亿方，丰度接近于8.5；整个川东南探区的资源储量为2.1万亿方；焦石坝主体的页岩气田还是不含硫化氢的优质天然气干气气藏，连脱硫都不需要。
页岩气在压裂过程中需要大量的水，而水源丰富、页岩井离水源近，又成了川渝两大示范区的第二个重要优势。事实上，即便是离水源近，页岩气井仍有面临耗费大量精力却最终徒劳的风险。一位不愿具名的业内人士坦言，四川有一口井为了压裂用了4.6万方水，创造了世界纪录，结果发现那口井根本没气。“钱和水资源就这样打了水漂。”
在杨永刚看来，川渝页岩气虽然在点上取得了一些突破，但是在面上还没有完全推开。广发证券研报显示，除了资源和技术方面的巨大优势外，中石油中石化与地方政府的良好关系也是众多民企难以企及的。为促进本地页岩气的开采各地方政府如四川、贵州都为试验区内页岩气勘察开发营造良好的外部环境，保障页岩气勘察开发用地用水等方面的需求。
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