近年来，我国能源需求日益攀升，常规油气资源快速消耗，油气供需矛盾突出。抢抓非常规油气资源发展新机遇，既是保障国家能源安全的需要，又是我国立足油气资源禀赋的必然选择。国家《“十四五”现代能源体系规划》提出，要积极扩大非常规资源勘探开发，加大页岩油、页岩气、煤层气开发力度，并将吉木萨尔页岩油，鄂尔多斯盆地页岩油、致密气，以及松辽盆地大庆古龙页岩油等资源区列入能源安全保障重点工程。页岩油气作为非常规油气的代表，已成为我国最具战略性的接替能源之一，是未来油气勘探开发的重要战场。
胜利石油工程4部钻机在国家级页岩油示范区牛页一区试验井组进行钻井施工（张 玉 摄）
21世纪初，北美页岩油气勘探开发理论技术取得了重大突破，页岩油气横空出世，从此改变了世界能源格局。我国页岩油气资源丰富。据美国能源信息署（EIA）估算，我国页岩油技术可开采量约43.93亿吨，居世界第三；据自然资源部评价结果，我国页岩气技术可采资源量21.8万亿立方米，位居世界前列。在当前的大环境下，庞大的页岩油气资源对增强国内油气供应能力、保障能源安全具有重大的战略意义。自2010年以来，我国高度重视页岩气勘探开发，政策跟进较为及时。
政策的先后出台对我国页岩油气发展起到了良好的推动作用。中国工程院院士、中国石化副总地质师、石勘院院长郭旭升介绍，经过10多年探索攻关，我国页岩气实现了储量和产量的快速增长：在四川盆地探明涪陵、威远、长宁、昭通、泸州、威荣、永川、綦江等8个海相页岩气田，累计探明地质储量超过2.9万亿立方米；页岩气产量从2012年的0.25亿立方米增长到2022年的240亿立方米，占天然气总产量的11%以上。我国页岩气产业实现了从无到有的重大突破，已成为我国天然气发展最重要、最现实的接替领域。根据国家能源局规划目标，“十四五”及“十五五”期间，我国页岩气产业发展将进一步加快，预计2030年实现页岩气产量800亿~1000亿立方米，国内页岩气资源有望进入大规模商业化开发阶段。在页岩油方面，我国起步虽晚，但发展迅速，鄂尔多斯、准噶尔、松辽、渤海湾、北部湾等盆地页岩油勘探开发相继取得重大突破。
我国页岩油产量及规划 单位：万吨
我国页岩气产量及规划 单位：亿立方米
截至目前，全国页岩油已探明地质储量13.06亿吨、控制储量2.41亿吨、预测储量37.78亿吨，合计三级储量53.25亿吨，展现出巨大的开发潜力。同时，国家级示范区建设也取得了积极进展，设立了吉木萨尔、古龙和济阳三个页岩油国家级示范区。在技术积累的加持下，我国页岩油产量持续提高，2022年达到340万吨，创历史新高。
如果说我国的第一次页岩革命是“陆相页岩生油”，发现大庆油田等，打破了“中国贫油说”，那么第二次页岩革命则是“陆相页岩产油”，从资源占比20%的常规石油向占比80%的非常规石油迈进。不同于常规油气，开发页岩油气犹如在毛细血管里采血，需要从石头缝里“挤”出油气。要实现中国页岩的“二次革命”，关键在于理论认识的持续突破、工程技术和油气装备的迭代创新。中国工程院院士袁士义介绍，北美页岩革命的本质是以科技革命推动产业革命，通过多年基础研究试验，特别是水平井多段压裂等核心技术的突破，打破了页岩不能作为油气储层的传统油气理论认识，用革命性的“人造油气藏”方式使其成为具有巨大工业开采价值的页岩油气藏。与美国相比，我国页岩油气资源潜力虽大，但地质条件更复杂、埋藏更深，开采难度大，大规模商业开发面临更大挑战。近年来，随着中国石化、中国石油等企业不断加强页岩油气开发示范项目推进和技术攻关，我国页岩油气在基础研究、开发对策、工程技术上取得了一系列重要进展。
揭示了深层深水陆棚相页岩孔隙发育与保持机理，形成了深层页岩气“超压富气”的新认识；明确了我国陆相页岩油富集规律与高产主控因素。
通过不断迭代和持续优化，初步形成了页岩油气优快钻完井配套技术和地质工程一体化压裂改造技术；从无到有研发建设了地质工程一体化压裂设计软件，逐步实现了国产化替代；形成了立体开发技术策略，页岩油气立体井网整体压裂开发效果显著，已进入规模化发展阶段。
国产钻完井、超大功率全电动压裂成套装备数智化水平不断提升，旋转导向系统、MWD（随钻测量）、LWD（随钻测井）等高温高压高精度测控装置取得了突破性进展，已实现工业化应用。
郭旭升表示，未来页岩油气的重点攻关方向仍要聚焦基础和关键问题，一是加大勘探力度，建立页岩油气资源分级评价体系；二是攻关同步立体开发技术，降低开发顺序对多层系开发的负面影响；三是形成地质工程一体化运行协作机制，对页岩油气实施全生命周期管理，提升钻井、压裂作业效率，实现提速提效降本。我国陆相页岩油资源丰度为40万~90万吨/平方千米，是美国的1/2~1/3，且资源落实程度低，资源探明率仅4%。在陆相页岩油规模效益开发方面，袁士义认为目前仍存在缺少有效的研究手段和全生命周期开发理论认识、提高单井产量与EUR（估算最终采收量）的关键技术创新不足、提高采收率的技术体系尚未建立等问题。
他建议：
11月19日，随着技术人员向井筒内注入高压氮气，焦页86-4HF井排出300立方米井筒积液，由之前的间歇生产转为连续生产，日产气达到4.5万立方米。今年以来，江汉油田涪陵页岩气公司已对54口气井实施了氮气气举技术措施，单井日均产气3万立方米。气举是气田常用的排水采气技术。以往实施气举时，技术人员通常将邻井或管网的天然气作为气源注入井筒，帮助排出井筒积液，避免水“压”住气，使气井恢复产量。每成功复产一口气井，需消耗7000立方米天然气。随着涪陵气田开发时间延长，井筒积液井日益增多，气举工作量也越来越大。为提升工效，今年该公司专门引进氮气气举技术，利用制氮设备提取空气中的氮气，再通过压缩机加压成高压气体注入井筒，助力气井复产。“由于气源是空气，氮气气举可随时就地取材，井在哪里，就在哪里取气，不仅减少了采气流程改造、连接管线的工作量，而且实现了绿色环保开发。”该公司技术中心工艺所工程师李牧介绍。（戴莹 王彦）
西南油气 累产页岩气近50亿立方米
四川盆地页岩油气分布广泛，主要集中在川南-川东地区。西南油气有威荣、永川、井研等9个勘探区块，面积超5000平方千米，截至目前累计生产页岩气近50亿立方米，为保障国家能源安全作出了重要贡献。在勘探方面，西南油气立足海相两大页岩气主力层系，进一步夯实川南气区3个千亿立方米规模增储阵地；开展复杂构造区保存条件精细分区刻画，深化新类型页岩理论认识，建立有利区评价标准，支撑永川北区、林滩场构造优化部署与勘探突破，落实井研区块筇竹寺组规模资源潜力。在开发方面，西南油气持续抓好威荣页岩气田产能建设，积极开展威荣东区接替评价，深化永川地区地应力与断缝精细研究，“一段一策”实施差异化压裂改造，深化丁山地区评价认识。2023年，该公司部署页岩气井11口，优质储层钻遇率达99.43%，新建年产能4.6亿立方米。针对深层页岩气工程地质和排水采气的难点，西南油气采取“立军令状”“揭榜挂帅”等方式，发挥生产、科研团队合力，强化基础研究攻关和技术推广应用，收到了良好效果。其中，低成本多元化排水采气技术和压窜水淹井低成本治理技术在现场实施超3.4万井次，累计增产天然气超7000万立方米，深层页岩气老井综合递减率2023年比上年下降6个百分点。（薛婧 张南希）
胜利页岩油示范区 施工再获关键性突破
11月25日，胜利石油工程在胜利民丰页岩油示范区施工的丰页1-10HF井二开钻井周期2.92天，再次刷新钻井纪录。民丰洼陷是胜利济阳页岩油国家级示范区的主阵地之一，计划实施页岩油水平井约90口，具有埋藏更深、温度更高、非均质性更强等地质难点。胜利石油工程借鉴牛页示范区积累的技术经验，经过多轮次迭代提升，应用高清洁钻井液及精细控压、激进参数等技术，配套高端钻井装备，接连打破民丰示范区施工纪录。其中，二开3400米大井眼钻井周期由28天缩短为5天以内；已完成的17口井中，有10口井实现二开“一趟钻”完钻，钻井速度提升3倍以上。在丰页1-10HF井施工中，该公司在总结前期施工经验的基础上，进一步优化技术方案，升级上部井眼优快钻井技术，二开平均机械钻速提高了14.6%，钻井周期仅2.92天，实现了二开3天以内的关键性突破，为后续井高效施工验证了技术、提供了经验。（李伟）
江苏油田 页岩油单井产量再破万吨
11月14日，花页5HF井现场传来喜讯：该井采用3.5毫米油嘴生产，累计产油量突破1万吨。这是江苏油田第三口累计产油量突破1万吨的页岩油井。近年来，江苏油田积极推进“常非并进”资源战略，围绕页岩油勘探开发，加强地质工程一体化攻关，在苏北老区和百色探区部署实施页岩油水平井10口，探索不同区带、不同层段、不同类型页岩油产能，取得了高邮和金湖凹陷阜二段Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ亚段页岩油勘探突破。目前，江苏油田页岩油累计产量超7万吨，日产油稳定在180吨左右。今年以来，江苏油田多措并举，持续加大页岩油勘探开发力度。在勘探方面，江苏油田根据已有井的返排特征做好分析和回顾性评价，进一步明确了纵向上具有较高产能和经济效益的“甜点层”，同时加强断层和裂缝的发育规律研究和预测，优选窄断块区探索直斜井“拟水平井”压裂模式；在开发方面，针对最优“甜点层”，探索井网井距、水平段长、合理的生产制度等开发技术策略及管理运行模式，切实提高产能；在工程方面，深入开展已压裂井回顾性评价，攻关形成了物模数模一体化压裂工艺参数逆向设计方法，建立了现场实时精细调控技术，初步实现了压裂技术迭代升级。（徐博誩闻）
内容来源：中国石化报 、周油列国工作室
记者：魏佳琪
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