0 引言

自“十三五”以来，我国原油消费量稳居世界第2位，但目前国内石油勘探开发面临着“优质石油储量发现难、已开发主力油田产量稳定难”的挑战，国内的原油产量远不能满足需求量，2021年我国石油对外依存度攀升至72%。页岩油资源是能源重大战略接替领域，美国为应对石油高对外依存度，依靠页岩革命实现了能源独立，一跃成为全球第一大石油生产国。而我国页岩油虽然具有雄厚的资源基础，技术可采总量在全世界范围内仅次于美国和俄罗斯，但由于构造条件复杂、多期构造破坏剧烈，储层黏土矿物含量较高，地层压力系数较低，以及流体黏度高、气油比低等陆相页岩油特点，与北美页岩油开发效果相比还存在很大差距，暴露出产量和压力递减快、单井EUR低、不满足效益开发等问题。

目前国际上对页岩油定义尚无统一标准，国家标准化管理委员会实施的《页岩油地质评价方法》(GB/T 38718—2020)中对页岩油做出了定义^[1-9]。按页岩层系热成熟度，我国陆相页岩油可分为中高成熟度页岩油(R_o=1.0%~1.5%)和中低成熟度页岩油(R_o＝0.5%~1.0%)两类^[10-21]。中高成熟度页岩油是现阶段最具现实意义的开发对象，其甜点的主要类型可划分为夹层型、混积型和页岩型3种^[22]，其中夹层型页岩油甜点的典型代表为鄂尔多斯盆地延长组长7₁₊₂亚段，混积型页岩油甜点的典型代表为准噶尔盆地吉木萨尔芦草沟组芦一段，页岩型页岩油甜点的典型代表为松辽盆地古龙青山口组青一段。夹层型页岩油甜点的认识、开发工程、工艺技术已基本成型，混积型页岩油甜点已实现局部有利区成功开发，页岩型页岩油甜点在多个地区均有突破。本文通过总结“十四五”开局之年中国石油在鄂尔多斯、准噶尔、松辽等盆地的勘探开发进展，揭示了页岩油示范区的开发认识，提出页岩油规模效益开发面临的挑战与对策，对实现页岩油“十四五”目标具有重要的指导意义。

1 中高成熟度页岩油勘探开发概况 1.1 整体勘探开发形势良好，展现增储上产前景

我国陆上中高成熟度页岩油资源量丰富，初步评价结果为283×10⁸t，其中中国石油矿权区为201×10⁸t。截至2021年底，中国石油在多个盆地的页岩油领域取得了突破性进展(表 1)，其中鄂尔多斯盆地庆城油田和准噶尔盆地吉木萨尔凹陷已实现工业化开发，松辽盆地古龙凹陷单井产量取得突破，开发技术尚在探索，其他盆地、区块页岩油也快速发展，先后突破出油关。

针对中高成熟度页岩油，中国石油各地区累计提交三级储量约40×10⁸t，其中鄂尔多斯盆地庆城油田累计探明地质储量超过10×10⁸t，松辽盆地古龙新增预测储量12.68×10⁸t，准噶尔盆地玛湖风城组落实预测储量1.24×10⁸t。

截至2021年底，中国石油各油田累计完钻页岩油水平井1682口，产能建设进一步加快，年度产量快速攀升至257×10⁴t，年增长率达到38%(图 1)，其中长庆油田和新疆油田的产量占比约为90%。

1.2 重点地区推进顺利，成效显著 1.2.1 长庆庆城页岩油快速上产，已建成百万吨整装示范区

庆城油田是国内规模最大页岩油田，自2018年至2021年底规模建设以来，水平井水平段长度逐年增加，由平均1596m提升至1783m，其中华H90-3井水平段长度为5060m，刷新亚洲最长水平段长度纪录。初期单井平均日产油超过14t，目前页岩油年产量跃上100×10⁴t，建成百万吨陇东页岩油示范区。

1.2.2 新疆吉木萨尔页岩油扎实推进，量效齐增

新疆吉木萨尔芦草沟组页岩油不断精细甜点评价，扩大压裂规模，建成产能跃上百万吨，年产量突破42×10⁴t。2021年58号平台新投井开井即见油，初期单井日产油峰值达57t，投产半年平均日产油34t，增产效果显著，其中JHW05815井投产一年，累计产油量超1×10⁴m³。

1.2.3 大庆古龙页岩油获重大战略突破，开启纯页岩型新篇章

大庆古龙古页油平1井7mm油嘴放喷日产油30.5t，获得重大战略突破，习近平总书记针对大庆古龙页岩油做出重要批示，大力推进古龙页岩油先导试验。2021年8月古龙陆相页岩油国家级示范区揭牌，标志着大庆油田古龙页岩油发展迈入新阶段。2021年先导试验顺利推进，1号先导试验井组12口井均见油，最高单井日产油超40m³。

1.2.4 其他多盆地多类型页岩油亮点纷呈，实现历史性突破

四川盆地侏罗系凉高山组平安1井10mm油嘴放喷获日产油超100m³、日产气超10×10⁴m³，试采稳定，揭开了侏罗系页岩油气勘探序幕；柴达木盆地英雄岭干柴沟组柴平1井4mm油嘴放喷获油超100m³，展现出规模效益开发巨大潜力；准噶尔盆地玛湖凹陷风城组玛页1井获50.6m³/d高产，长期试采稳产，有望继吉木萨尔之后形成新的亿吨级页岩油资源接替区；渤海湾盆地沧东GY5-1-1L井孔二段试油日产量达208m³，歧口歧页1H井沙一下亚段获41.16t/d高产油流，预测资源量为3.65×10⁸t^[23]。

1.3 理论、技术和管理持续创新，提质增效见到明显效果

中国石油历经10余年研究探索，初步创立了“中国陆相页岩油富集地质理论”和“中国陆相页岩油体积开发理论”。针对陆相页岩“生油”“储油”“富油”的重大科学问题，“中国陆相页岩油富集地质理论”创建了陆相富有机质页岩沉积模式，发现了页岩纳米级孔喉储油系统，揭示了“连续型”页岩油甜点区/段富集规律；针对陆相页岩油开发机理、模式等问题，“中国陆相页岩油体积开发理论”构建了“人工油气藏”，人工干预实现页岩油规模有效开发，其内涵是通过水平井大规模体积压裂改造，形成复杂缝网体系，将单一储层基质改造为主压裂缝—次压裂缝—基质多重介质，建立人造高渗区，大幅度改变储层流体渗流环境^[24-27]。

目前针对长庆庆城页岩油和新疆吉木萨尔页岩油，通过基础研究和现场试验，基本形成了地质评价、油藏开发、工程工艺三大技术系列^[28-30]，其他地区的技术适应性正在探索。页岩油地质评价技术系列包括平面甜点优选、纵向黄金靶层优选等关键技术，例如吉木萨尔页岩油示范区建立了考虑原油黏度、Ⅰ类油层厚度和可动储量丰度的甜点分类评价体系，确定了有利甜点区分布，平面优选富集区129.59km²；页岩油油藏开发技术系列包括地质体精细描述、地质工程一体化开发部署、能量高效利用与有效补充等关键技术，例如庆城油田创新黄土塬“宽频、宽方位、高密度”三维地震采集技术、形成“高保真、高分辨率”薄储层识别处理技术，砂体识别精度由15m提高到5m，水平井油层钻遇率由72.3%提高至79.3%；页岩油工程工艺技术系列包括水平井钻完井配套、体积压裂2.0等关键技术，例如新疆吉木萨尔58号平台升级体积压裂技术，平均完井工期为49.9天，平均指标缩短48%，50天完成全部312级施工，总施工用液量为55.1×10⁴m³、加砂量为5.74×10⁴m³，平均单井用液量超7×10⁴m³、加砂量为7000m³，簇间距从10~15m缩小至5.8m，段间距从76m缩小至45m，平均加砂强度为4.0m³/m，打造了单井加砂量、一次性拉链式作业井数、单日施工级数等多个国内第一。

各油田转变思维，持续创新管理模式，实现降本增效目标。例如新疆吉木萨尔页岩油全面下放15项经营自主权，打造油田开发生产的改革开放“特区”，通过开展钻井费用对标、放开钻井市场等工作，与国内多家钻井单位进行谈判，最终选定工程施工单位，使得单井钻井工程总费用下降56.7%，将压裂大包模式改为压裂施工及准备、压裂液技术服务、支撑剂、射孔及桥塞服务4个标段分别招标，选商谈判后压裂费用下降42%，最终单井投资较2019年降幅40%。

2 页岩油示范区开发认识

2018年以来，长庆油田在陇东开展页岩油示范区(陇东示范区)建设，国家能源局先后批复设立了新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区(吉木萨尔示范区)和大庆古龙陆相页岩油国家级示范区(古龙示范区)，3个示范区分别代表了3种甜点类型的页岩油，开发取得认识对其他地区页岩油建产具有重要的指导意义。

2.1 陇东页岩油示范区开发认识

长庆陇东示范区位于鄂尔多斯盆地西南部，延长组长7段为半深湖—深湖相细粒沉积、横向连续性较差，平均埋深为1500~3000m，厚度为100~120m，压力系数为0.6~0.8，广泛发育富有机质泥岩、页岩，夹多期薄层砂岩，其中长7₁亚段、长7₂亚段为泥页岩夹多期薄层粉—细砂岩的岩性组合，是典型的夹层型页岩油(图 2)。

陇东页岩油逐步形成了“长水平井、小井距、立体式、密切割体积压裂”的主体开发技术，在开发过程中取得了以下认识：

(1) 提升改造技术与地质储层适配性，可大幅提高单井产量。一是要优化压裂段簇设计，突出优质甜点改造。示范区投产满半年为190口水平井统计结果表明，百米水平段累计产油量与优质储层改造段数、裂缝密度及单簇改造强度呈正相关，而随着单段簇数的增多，百米水平段首年累计产油量先增加后下降(图 3)，大段多簇的压裂改造模式虽然节约了成本，但对产量有影响。二是要改进压裂方式，提高起裂效率。受簇间非均质性和应力阴影影响，多簇均衡起裂和延伸难度大，施工特征表现为暂堵升压低、有效时间短。示范区开展绳结暂堵球多簇压裂试验，避免了常规暂堵剂封堵孔眼用量大、封堵质量差的缺陷，升压有效作用时间大幅延长，暂堵有效率由67.3%提升至86.8%。三是要优选压裂液体系，补能、增产并举。受压裂液影响原油易发生乳化增黏现象，造成低产，示范区开展纳米变黏滑溜水体系试验，试验井注入压裂液超前补充地层能量，地层压力系数由0.8提高至1.2，返排液油水界面清晰、无乳化现象，同时纳米粒子可有效改善储层润湿性，油水渗吸置换效率由10%提升至37%，多口井试油效果显著，其中陇页1井日产油超50t。

(2) 制定合理开发技术政策，可降低递减率、提高单井EUR。一是要综合考虑单井钻井投资、平台整体压裂周期、偏磨及后期采油问题，优化平台合理井数，示范区优化结果为300m井距单平台单层系部署水平井不超过8口，400m井距单平台单层系部署水平井不超过6口。二是由于大平台建设及井间压裂干扰等原因，导致焖井时间过长，易产生结垢，造成井筒堵塞，结合焖井压力曲线、岩心渗吸实验、矿场实践，优化合理焖井时间应为30~60天。三是优化放喷排液制度，示范区明确排液期百米水平段日返排量为2.0~3.0m³，可有效避免井筒压力激动导致的地层吐砂，平均单井吐砂量由29m³降低至18m³。

(3) 加强经济政策研究，降本不能以牺牲产量为代价。近年来，陇东示范区面对投资成本控降要求，水平井钻井和压裂投资逐年下降，水平井单井改造段数、进液强度和加砂强度均取下限值，对单井产量造成影响。为扭转产量下降趋势，2021年8月以后压裂段数上升，单段簇数下降，压裂费用增加，预测单井EUR提高0.2×10⁴t左右。油田开发应在经济效益达标前提下提高产量，不能为了降低成本而牺牲产量，因此需要分区、分类确定投资指标及相应的经济政策。

2.2 吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区开发认识

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部，是东部隆起区的一个次级构造单元。吉木萨尔凹陷芦草沟组发育以半深湖—深湖为主的细粒沉积体系，埋深为1800~4500m，压力系数为1.4~1.6，陆源碎屑、碳酸盐矿物与少量火山物质混杂堆积，纵向170~250m发育上、下两个甜点段，其中上甜点主要发育在芦二段中上部，优势岩性为云质粉砂岩和粉砂质云岩，下甜点主要发育在芦一段中上部，粉砂岩与碳质页岩高频互层，是典型的混积型页岩油(图 4)。

2020年国家能源局、自然资源部联合复函同意设立“新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区”，推动吉木萨尔页岩油进入规模建产阶段，在开发过程中取得了以下认识。

(1) 平面上可动油储量丰度、Ⅰ类油层厚度、原油黏度是甜点有利区的关键地质参数；纵向上孔隙度、含油饱和度、可压裂性指数等是影响页岩油产量的关键参数，综合评价可将油层划分为3类，Ⅰ+Ⅱ类油层是水平井的最优靶体。

(2) 立体井网部署、大规模井群压裂可显著提高单井产量。2021年投产的58号平台对下甜点芦草沟组2-2小层和2-3小层采用小井距、立体式、长井段、小段距、多簇数、大液量、高砂比工艺，平均单井水平段长1799m、压裂39级300簇、液量为73214m³、加砂量为7161m³，压裂停泵压力整体提升10MPa左右，单井初期日产量由30t提高至50t以上。

(3) 合理扩大井距，提高单井控制储量，可进一步提高单井EUR。58号平台单井与可对比零散老井相比，含水率下降速度快，但由于井距小(单层200~250m，立体100m)，单井控制储量低，产量递减快，相同生产时间/返排率条件下压降较大。利用动态法预测同平台不同井距单井EUR及单井控制储量(图 5)，结果表明当井距为100m时，单井EUR为(2.6~2.8)×10⁴t，当井距扩大至150~200m时，单井EUR为(3.0~3.2)×10⁴t，当井距扩大至250~300m时, 单井EUR为(3.5~3.9)×10⁴t。

(4) CO₂前置压裂可有效提高高黏区单井产量。J10043-H井采用CO₂前置压裂，开发效果和经济效益均较好，预计增油1×10⁴t以上，投入产出比达1∶6.2(图 6)。

2.3 古龙陆相页岩油国家级示范区开发认识

古龙凹陷位于松辽盆地北部，古龙青山口组青一段为半深湖—深湖相沉积，埋深为1800~2400m，压力系数为1.2~1.58，页岩层系分布连续稳定，厚度为100~150m，页理极其发育，精细描述结果表明岩心页理达1000~3000条/m，纵向上含油性变化不大，整体规模含油，是典型的页岩型页岩油(图 7)。

2021年国家能源局批准正式设立“大庆古龙陆相页岩油国家级示范区”，部署5个先导试验井组，通过前期探评井及1号井组试验取得了以下认识：

(1) 古龙页岩油富有机质页岩S₁、氯仿沥青“A”等滞留烃含量均高，含油性最佳，但从可动性看，紧邻优质烃源岩的页岩发育较大孔隙，石英成层好，易形成有效孔缝，轻烃富集。古页油平1井示踪剂测试结果显示，紧邻优质烃源岩的长英质页岩钻遇长度仅占水平段长度的30%，但产油贡献约占60%。

(2) 古龙页岩页理发育，穿层难度大，平均缝高为7~10m，纵向储量动用程度低；经全直径物模实验证实压裂后裂缝呈“丰”形，而非不规则复杂缝网。

(3) 微地震、井口压力、示踪剂等动态监测结果表明，井距低于350m，井间干扰严重，且井距越小干扰越明显。例如1号试验井组示踪剂监测结果显示83%的先导试验水平井存在井间干扰。

(4) 古龙页岩储层整体弱亲水，以纳米孔喉为主，导致油相启动压力高，现场采取放大油嘴、带压下泵等措施增大生产压差，能有效缩短见油时间(图 8)，见油后通过调整工作制度稳定生产。

3 开发面临挑战与对策

虽然页岩油勘探开发进展迅速，在示范区取得了诸多认识和成效，但目前还不能实现效益开发。例如2021年吉木萨尔页岩油阶梯油价效益产能仅为20×10⁴t，庆城页岩油在45美元油价下也无法实现达标建产，与北美页岩油相比还存在很大差距，这主要是由于中国陆相页岩油虽然资源量丰富，但具有构造条件复杂、多期构造破坏剧烈，储层黏土矿物含量较高，地层压力系数较低，流体黏度高、气油比低等特点(表 2)。中国石油页岩油要实现“十四五”产量规划下45美元效益达标，还面临开发技术、成本效益和管理模式三方面挑战。

3.1 开发技术挑战与对策

虽然中国石油页岩油勘探开发已经过10年的探索实践，但是在目前国内外油气形势下，依然面对大幅度提高单井产量、提高单井EUR、提高采收率的需求，开发上还存在优质储层钻遇率低、改造工艺与储层适配性差、方案实施不达标、产量递减快等问题。

针对这些难题，需要坚持问题导向，强化基础开发理论和技术攻关，固化并不断升级技术模板。一是要加强地质工程一体化，精细前期地质基础研究，利用高精度地质力学建模指导入靶点及井轨迹优化，解决主力产层在哪、井轨迹如何设计的难题，提高优质储层钻遇率；二是要升级非均质储层体积改造与不同类型页岩压裂适配性技术，优化压裂设计、压裂液体系，大幅提高单井产能；三是要优化体积开发井网部署，兼顾压裂储量动用和后期能量补充，制定合理开发技术政策，明确井网、井距等部署参数和焖井时间、排采制度等技术参数，有效控制递减率；四是要探索攻关注入不同介质(如烃类、CO₂等)驱渗结合提高采收率技术，延长油井生命周期，提高产量和效益。

3.2 成本效益挑战与对策

2021年中国石油页岩油平均完全成本比2020年降低了8个百分点，但目前根据各地区投资成本，要实现油价45美元/bbl效益开发，则需较高的单井EUR下限，其中陇东示范区为2.6×10⁴t、吉木萨尔示范区为4.5×10⁴t、古龙示范区为2.8×10⁴t(图 9)。立足低油价，应以“事前算盈、事中干赢、事后保赢”为目标，坚持多专业协同，资源共享，提高施工效率、装备利用率和劳动生产率；坚持市场化运作，成本打开分析，找到控降成本路径；建立提产激励制度，调动各方积极性，激发创新热情，实现双赢；加强有关技术、经济、政策研究，分区、分类建立投资标准，避免降成本以牺牲产量为代价。另外，还需争取财税政策以减轻负担。

3.3 管理模式挑战与对策

页岩油资源发展，不能依靠传统学科专业接力式管理，急需针对其独特的地质特征和工程制约性，形成一套适合页岩油特点的管理模式。近两年中国石油在总结长庆、新疆等油田页岩油开发项目管理经验基础上，创新形成了页岩油“一全六化”管理模式，即项目上全生命周期管理、设计上一体化统筹、实施中专业化协同、组织上市场化运作、辅助保障上社会化支持、生产运行上数字化管理、绿色化发展。该管理模式在吉木萨尔示范区建设中取得了良好效果，例如在社会化支持方面，吉木萨尔页岩油依托红旗地方企业建成60×10⁴m³储液池，以年为单位进行租用，省去固定投资和各种协调成本，存储处理后的压裂返排液，用于压裂再利用，处理成本降低了80%，远低于外排处理费用。

4 结语

“十四五”开局之年，中国石油大力提升页岩油勘探开发力度，技术取得明显进步，提质增效见到明显效果。陇东、吉木萨尔、古龙等示范区建设取得了阶段性重要认识，一是明确了水平井靶层特征，吉木萨尔示范区为孔隙度高、含油饱和度高、可压裂性指数高、原油黏度低的油层，古龙示范区发育紧邻优质烃源岩的长英质页岩；二是初步形成了针对不同储层特征的差异化压裂技术；三是优化了立体部署井网井距等关键开发参数，其中井距优化结果为陇东示范区400m、吉木萨尔示范区300m、古龙示范区不小于350m；四是优化了合理开发技术政策，陇东示范区合理焖井时间为30~60天，小油嘴控压生产，而古龙示范区由于地质特殊性，需要大油嘴甚至下泵快速排液见油，再调整至合理生产压差稳产；五是探索了补充地层能量方式，吉木萨尔示范区采用前置CO₂补能，预计增油1×10⁴t以上。渤海湾、柴达木、四川等其他盆地区块页岩油也先后获得了突破，展现了广阔发展前景。

中国石油陆相页岩油开发尚处于起步阶段，在复杂的国内外形势下，立足低油价，依然面临技术、成本、管理等挑战。但我国页岩油资源量丰富、发展迅猛，需要紧紧围绕“技术进步提单产、管理创新提效率”两条主线，强化基础开发理论和技术攻关、找到控降成本路径、坚持管理创新，才能满足页岩油高质量发展新要求，支撑中国石油2×10⁸t稳产。