页岩油气作为全球油气资源勘探的重要接替领域，近年来受到广泛关注。页岩油气革命的全球化及其商业开发的成功，不仅为全球能源结构优化提供了重要支撑，还为保障能源安全和应对气候变化带来了新的解决方案^[1]。在油气消费持续增长和传统油气田产能递减的双重压力下，中国页岩油气的高效勘探已成为国家能源战略的重要组成部分^[2]。

“十三五”以来，中国石化在页岩油气领域持续探索高效勘探开发技术对策，取得了一系列重大进展，其中涪陵页岩气田的成功发现和胜利油田页岩油的探索性实践，成为国内页岩油气高效勘探的典范^[3-4]。与北美页岩油气勘探“甜点区”大规模连片的特点不同，中国页岩油气资源地质条件复杂、储层非均质性强、“甜点”类型多样^[5]，对高质量勘探提出了更高的技术和管理要求。

本文梳理了中国石化页岩油气勘探历程与一批具备引领意义的勘探成果，围绕规划设计、理论深化、技术突破、协同攻坚、管理优化与政策等方面系统总结了页岩油气高质量勘探的重要举措，提出了未来重点攻关方向，以期持续推动我国页岩油气高质量发展。

继四川盆地涪陵页岩气田发现并商业开发后，中国石化在川东南盆缘复杂构造带志留系深层页岩气、川东—川东北二叠系及川西—川中寒武系海相新层系页岩气勘探相继取得重大突破，页岩气勘探实现三大跨越。目前中国石化页岩气累计探明储量达1.3×10¹²m³，约占全国页岩气探明储量的40%。近年来，中国石化陆相页岩油取得重大战略突破，落实胜利断陷湖盆型页岩油、苏北盆地低TOC页岩油和四川盆地侏罗系陆相页岩油3个亿吨级规模增储区。这些高质量勘探的典范有力支撑了我国石油产量稳中有增、天然气产量快速上产。

中国石化自2009年首次在四川盆地开展页岩气实质性勘探工作以来，立足大盆地大目标，历经了“勘探突破、示范建设、全面拓展”3个重要阶段，取得了多项战略性突破发现和理论技术创新^[6-7]。2012年焦石坝焦页1HF井试获20.3×10⁴m³/d的高产工业气流，首次实现我国海相志留系页岩气重大战略突破。2013年在涪陵页岩气田焦石坝区块启动并同年建成5×10⁸m³/a的井组评价试验，成功设立我国第一个国家级页岩气示范区——重庆涪陵国家级页岩气示范区。涪陵页岩气田产能建设以来，中国石化页岩气勘探持续向川东南复杂构造带志留系深层和盆缘浅层延伸，在川东南盆缘发现并落实了第二个万亿立方米资源规模阵地；持续向寒武系和二叠系等海相新层系拓展，首次实现了四川盆地二叠系海相页岩气勘探突破，发现了井研—犍为地区寒武系新类型页岩气，刷新了资阳寒武系超深层页岩气测试产量纪录。中国石化页岩气勘探实现了“走出涪陵、走出志留系”的战略构想，全面拓展了页岩气勘探的广度和深度。2024年，涪陵页岩气田阳春沟区块新增探明储量1213.56×10⁸m³，涪陵气田累计探明储量超万亿立方米，持续引领我国页岩气规模增储和高质量勘探^[8-9]。经过多年的探索和实践，中国石化形成了海相页岩气“二元富集”理论（沉积环境决定“源储耦合”关系，构造保存是“成藏控产”关键）、研发了深层页岩气压裂工艺技术、建立了常压页岩气低成本技术体系，先后发现并探明了涪陵、威荣、永川和綦江共4个页岩气田。2024年，中国石化页岩气产量为101.5×10⁸m³（图 1），约占全国页岩气产量的40.6%。截至2024年底，中国石化页岩气累计产量达781.2×10⁸m³，约占全国总产量的48.13%，为我国页岩气产量快速增长提供了有力支撑。

图 1

图 1 2013—2024年中国石化页岩气产量增长图 Fig. 1 Shale gas production of Sinopec during the 2013-2024

受峨眉地裂运动影响，四川盆地及其周缘在中—晚二叠世发生了强烈的构造—沉积分异作用，开江—梁平陆棚和鄂西海槽发育了孤峰组、吴家坪组和大隆组3套海相页岩，由于3套页岩沉积时间均小于1Ma，页岩单层厚度薄，实钻页岩厚度介于6.7~33.0m。通过研究揭示，二叠系海相页岩虽然厚度薄，但有机质丰度高（TOC为6.7%~16.4%），脆性矿物含量高（硅质含量为48.40%~58.0%、钙质含量为24.0%~33.0%），含气量高（3.81~16.08m³/t），普遍具有“薄而肥”的特点^[10-11]。2020年，针对吴家坪组部署红页1井试获日产气8.9×10⁴m³，针对孤峰组部署红页茅1井试获日产气6.45×10⁴m³，首次实现了川东地区二叠系海相页岩气重大勘探突破（图 2）。近期通过地质工程一体化集智攻关，针对二叠系页岩埋深大、灰质含量高、凝灰岩夹层发育的特征，以及压裂改造难度大的难题，转变思路，水平井靶窗由早期“地质最富”的“富碳”层段向“工程更甜”“富碳、高脆”层段调整，红星地区单井测试产量由早期的8.9×10⁴m³/d大幅提升至32.4×10⁴m³/d，展示了二叠系页岩气良好的勘探前景。此外，在普光地区优选大隆组部署实施雷页1井，试获日产气42.66×10⁴m³，首次实现普光大隆组海相页岩气勘探重大突破，二叠系多层系立体勘探场面初步形成。评价四川盆地中国石化矿权区内二叠系海相页岩有利区面积为4922km²，原地资源量为2.46×10¹²m³，具备多层系立体勘探的资源潜力。

图 2

图 2 川东北二叠系海相页岩勘探成果图 Fig. 2 Exploration achievements of the Permian marine shale in the northeastern Sichuan Basin

四川盆地寒武系筇竹寺组发育拉张槽型、坳陷型、被动陆缘型3类优质页岩^[12]。川南绵阳—长宁拉张槽发育陆棚—海槽沉积体系，槽内页岩深且厚、槽缘相对浅且薄（图 3）。2009年，中国石化早期在槽缘埋深较浅的井研探区针对筇竹寺组黑色页岩部署探井，受限于页岩展布规律认识不清等因素，未实现商业突破。“十四五”以来，通过不断的实践探索，转变了只在优质页岩中寻找页岩气的传统观念，强化了筇竹寺组粉砂质页岩源—储配置关系研究，建立了“连续型气藏输导储层”新模式^[13]。2022年，金石103HF井在筇竹寺组⑦小层粉砂质页岩测试获日产气25.86×10⁴m³，首次实现了筇竹寺组新类型页岩气勘探重大突破。在此基础上向北甩开部署，金页3HF井筇竹寺组测试日产气达82.62×10⁴m³，证实了川南寒武系新类型页岩气具有良好的勘探潜力。

图 3

图 3 川南绵阳—长宁拉张槽陆棚—海槽页岩气富集模式图 Fig. 3 Shelf–trough shale gas enrichment pattern in Mianyang-Changning tensional ocean trough in the southern Sichuan Basin

与此同时，借鉴志留系、二叠系深层页岩气勘探经验，向槽内寒武系深层—超深层页岩气进军。资阳探区深水缓坡带页岩厚度大，TOC高、地层压力高及含气量高，同时拉张应力环境和多矿物均匀耦合有利于储层改造，具备深层—超深层页岩气勘探的条件。资阳2井打破了演化程度高、埋深大的勘探“禁区”，垂深4709m试获日产气125.76×10⁴m³，创国内超深层页岩气测试产量纪录，再次实现了寒武系页岩气的勘探突破。初步落实中国石化筇竹寺组页岩气原地资源量约2.4×10¹²m³，有望形成整装规模增储上产新阵地。

2018年中国石化发现并探明我国首个深层页岩气田——威荣页岩气田（埋深3800m）^[14]。2019年以来持续攻关盆缘志留系深层页岩气，在川东南东溪、丁山、新场、林滩场多个构造带相继取得新突破（图 4），东页深1井、丁页7井、新页1井、林页3井等均获高产气流。2022年綦江页岩气田丁山区块新增探明地质储量1459.68×10⁸m³，成为中国石化第三个超千亿立方米的页岩气田。目前已实现新场—东溪—丁山—良村北—林滩场的整体连片，落实有利面积1585km²，原地资源量1.19×10¹²m³，是中国石化继涪陵页岩气田之后新落实的第二个万亿立方米页岩气资源阵地^[15]。同时，针对盆缘复杂构造区积极探索规模增储新阵地。2024年在丁山地区浅埋藏带重新评价齐岳山断裂带构造保存条件并部署丁页11井，试获日产气20.45×10⁴m³，发现了盆缘浅埋常压富气带，评价有利面积494km²，原地资源量2964×10⁸m³。近期盆外中深层常压页岩气提质降本效果显著，道真地区真页1井组单井试获日产气（7.8~13)×10⁴m³高产工业气流，突破商业气流关，实现盆外中深层常压页岩气重要突破，评价道真中深层有利区面积289km²，原地资源量1266×10⁸m³，有望成为盆外首个千亿立方米增储新阵地。

图 4

图 4 川东南复杂构造带志留系页岩气勘探成果图 Fig. 4 Exploration achievements of the Silurian shale gas in the complex structural zone in the southeastern Sichuan Basin

中国石化页岩油勘探起始于2010年，经历了战略选区及先导试验、重点地区攻关与突破两个发展阶段^[16]。2010—2013年，首先通过老井复查，发现古近系多个页岩层段存在油气显示，95口井获工业油流，揭示了页岩油资源潜力，在此基础之上强化关键层系钻探评价，尽管部分井初期产量较高，但递减迅速，未实现商业化突破。2014年开始，通过加大基础研究力度，完善评价体系，提出向中高成熟度生烃凹陷转移的勘探思路，优选不同地区、不同演化程度、不同岩相类型的页岩油开展攻关。2018年起在济阳坳陷沙河街组、苏北盆地阜宁组和四川盆地侏罗系等多层系相继实现页岩油勘探战略突破^[17]，产量呈台阶式跨越增长（图 5）。截至2024年底，中国石化页岩油已落实三级储量约24×10⁸t，年产量已突破70×10⁴t，成为我国石油增储上产的重要战略阵地，为国内原油重回2×10⁸t并保持稳产提供助力。

图 5

图 5 胜利油田页岩油日产油量统计图 Fig. 5 Daily production of shale oil in Shengli Oilfield

济阳坳陷作为我国陆相断陷盆地的典型代表，具有热演化程度低、油质差、断裂复杂、岩相类型多样、地层厚度大的地质特征（图 6）。按照“重点突破、试验先行、效益优先”的思路，在“咸化早生、无机控储、源储一体、超压封存”的富集机理指导下^[18-20]，济阳坳陷已实现博兴、利津等五大主力洼陷全面突破，37口测试过百吨井，46口累计产量过万吨井。近期不断拓展成熟度下限，在牛庄洼陷低演化区牛页2HF井（R_o=0.58%）试获峰值日产油46.8t，实现了低演化页岩油的勘探突破，进一步夯实了资源基础。同时，借鉴页岩气立体开发实践经验，依托国家级示范区建设，从博兴洼陷的“三层楼”先导试验井组，不断探索拓展到牛庄洼陷的“五层楼”、民丰洼陷的“七层楼”试验井组。目前，博兴樊页平1井组8口井累计产油超17×10⁴t，建成中国石化首个十万吨级页岩油井组，民丰洼陷投产20口井，累计产油已超30×10⁴t，立体勘探开发呈现螺旋式迭代提升。“十四五”资源评价估算济阳坳陷页岩油总原地资源量105.2×10⁸t，其中R_o介于0.5%~0.9%的低成熟度资源量占比高达79%，已落实三级储量超17×10⁸t，2024年产量达50×10⁴t。

图 6

图 6 东营凹陷沙四上纯上亚段Ro等值线图 Fig. 6 Ro contour of the upper pure shale sub-member in the upper fourth member of Shahejie Formation in Dongying Sag

苏北盆地发育阜四段、阜二段和泰二段3套页岩层系，具有多凹陷、多断裂和页岩有机质丰度低的地质特征。其中，阜二段页岩分布较广，厚度较大（150~250m），TOC平均值小于1.5%，R_o为0.5%~1.2%，脆性矿物含量高（60%~75%），油气显示丰富。广覆式湖相沉积环境使其具有“早生烃（R_o≈0.7%时开始大量生烃）、低排烃（排烃效率3.4%~38.4%）、富游离（轻质组分占40%~60%）”的特点，为低TOC（平均值≤1.5%）页岩层系的资源富集提供了基础。溱潼凹陷斜坡区沙垛1井试获峰值日产油50.9t，实现苏北低TOC页岩油战略突破；随后部署的溱页2HF井、花2侧井、花页7HF井和海页1HF井相继获得高产^[21-22]。其中，溱页2HF井测试日产油113.1t，是苏北盆地首口页岩油百吨井，已累计产油3.35×10⁴t，估算EUR超10×10⁴t；沙垛1井开展CO₂吞吐试验，阶段产油8949t、增油6815t，预计增油1.1×10⁴t，提高采收率4.7%，投入产出比为1∶4.3。目前，苏北盆地溱潼、高邮、海安、金湖4个主力凹陷已落实三级储量超3×10⁸t，构造稳定区的水平井与复杂构造带的直斜井均实现了高产，展现了阜二段良好的勘探潜力与增储前景（图 7）。

图 7

图 7 苏北盆地陆相页岩油有利区分布图 Fig. 7 Favorable exploration zone of continental shale oil in Subei Basin

在阜二段突破的基础上，强化阜宁组整体沉积构造与含油性研究，取得重要进展。以高邮凹陷深洼带为例，阜宁组四段（阜四段）具有“厚度大、断层发育少、中高成熟度、压力系数高”的地质特征，为成藏提供了优越条件。永106直斜井与永108侧钻水平井分别试获峰值日产油气当量32.9t和54.3t，阜四段有望成为苏北盆地页岩油勘探的新战略接替层系。海安凹陷泰州组二段（泰二段）因其半深湖—深湖相沉积环境与阜二段特征相似，尽管埋藏深（4020~4108m）、页岩厚度薄（88m）、热演化程度低（R_o≈0.82%），但海安凹陷泰二段优质页岩分布面积达166km²，资源量约为4983×10⁴t，是苏北盆地页岩油重要战略接替区。

四川盆地侏罗系湖盆体系呈现广覆式分布，纵向发育自流井组东岳庙段、大安寨段、凉高山组3套优质页岩，具备页岩油规模富集的物质基础，整体上具有“多类型岩相、中等有机质丰度、中高热演化程度、多流体相态、多压力系统”的地质特征^[23]。2018年以来，中国石化立足全盆，先后在川东复兴、红星，川北巴中、普光等有利区部署多口井并获得勘探突破，初步评价页岩油原地资源量19.7×10⁸t、页岩气原地资源量2.38×10¹²m³，揭示了四川盆地陆相页岩油气良好的勘探前景。

川东地区复兴地区侏罗系陆相页岩油评价部署突破了早期只注重高TOC的选区标准，逐步查明较低有机质丰度（TOC=1.29%）、适中热演化程度（R_o=1.25%）、物性好（孔隙度4.4%）、油气滞留量高（S₁=3.6mg/g）的页岩层系同样具备高产基础，明确了夹层性质及夹层/页岩间的纵向应力差影响可压裂性，逐步建立了以孔隙度、含油量、可压裂性为核心的地质工程双“甜点”评价方法。聚焦凉高山组二亚段“甜点”层段，先后在拔山寺向斜南部（泰页1井日产油58.9m³）、向斜中北部（兴页L1001井日产油71.6m³）、向斜北部（兴页9井日产油108.15m³）等不同构造部位部署探评井，实现了凉高山组页岩油的勘探突破，基本控制亿吨级规模增储阵地（图 8）。

图 8

图 8 四川盆地复兴地区侏罗系凉高山组二段下亚段陆相页岩油气有利区分布图 Fig. 8 Favorable exploration zone of continental shale oil and gas in the lower sub-member of the second member of the Jurassic Lianggaoshan Formation in Fuxing area, Sichuan Basin

在百年未有之大变局下，我国能源安全面临着国际地缘政治深刻变化、“双碳”目标约束及能源转型发展等诸多挑战。与北美相比，我国页岩油气富集地质条件复杂，页岩油气富集与分布规律认识不足，勘探部署面临诸多理论与技术难题。我国页岩油气勘探整体仍处于初级阶段，区域资源分布不均导致规模化增储难度较大^[24]，深层—超深层钻完井技术体系、分段多级压裂技术体系和微地震监测技术体系等仍不成熟，勘探管理的标准化与数字化水平尚需提升^[25]。此外，矿权保护与资源整合的政策和市场制约、基础研究和技术创新的推广滞后，也进一步限制了勘探效率和效益。页岩油气勘探需要巨额投资，且产量存在不确定性，如何降低勘探风险、实现降本增效是生产企业面临的现实问题。页岩油气的高效勘探不仅是一场技术革命，更是一场管理创新与科学认知的深度变革。中国石化依托深厚的技术积累与系统化的战略规划，提出并实施了一系列页岩油气高效勘探的举措，取得了显著成效。

中国石化深入贯彻国家能源安全战略，通过制定并实施“七年行动方案”，明确了“保拓矿权、勘探突破、规模增储”三大核心任务，积极推动四川盆地千亿立方米天然气生产基地建设，并针对不同地质单元与资源类型制定了专项方案，如复兴侏罗系页岩油气专项部署、川南寒武系筇竹寺组整体部署及实施方案。在顶层设计的引领下，中国石化在陆相页岩油与新层系页岩气领域实现了战略性突破。这不仅为中长期资源储备提供了保障，也为矿权保护与开发奠定了长期稳定的基础。通过资源优化配置与技术应用的深度结合，中国石化显著提升了页岩油气勘探效率与经济效益。

针对页岩油气勘探中的复杂地质问题与工程挑战，开展了系统性基础研究。聚焦薄层（< 20m）、深层（> 5000m）页岩气及低TOC（< 1.5%）、低成熟度（R_o < 0.7%）页岩油富集等科学问题，通过源—储耦合、超压封存、无机成储等关键地质特征的深入分析，突破效益勘探厚度下限的经验认识、突破有机质丰度和有机质成熟度等指标极限，创新提出了页岩油气“二元富集”的新认识^[26]。这些理论突破揭示了海相页岩气与陆相页岩油的分布规律，为川东二叠系薄层页岩气（红页茅2HF井孤峰组页岩厚度为12.8m，测试获峰值日产气6×10⁴m³）、川南寒武系筇竹寺组深层页岩气（资阳2井在垂深4709m测试获峰值日产气125.7×10⁴m³）、济阳坳陷低成熟页岩油（牛页2井R_o=0.58%，测试获峰值日产油46.8t）和苏北盆地低TOC页岩油（沙垛1井阜二段TOC=1.09%，测试获峰值日产油50.9t）的勘探突破提供了重要科学依据，并助力行业在技术瓶颈中取得关键突破。

技术创新是推动页岩油气高效勘探的核心驱动力。中国石化针对超长水平段钻完井、深层压裂、高温高压测录井等工程难题开展系统性攻关，构建了差异化工程技术体系，显著提升了勘探开发效率和经济效益。近年来，在川东南盆缘浅层、阳春沟、道真及老厂坪等常压页岩气区块，关键技术不断优化，钻井和压裂工艺取得了显著进展，钻井周期缩短，机械钻速与压裂时效显著提升，同时实现成本的稳步降低。通过优化井身结构，扩大水基钻井液应用，优化压裂液体系及支撑剂，钻井压裂成本持续下降。得益于这些技术进步，阳春沟和道真区块的平均最终可采储量（EUR）分别提高6.4%和13%，有效实现了资源开发潜力与经济效益的同步提升。

规模增储是页岩油气高效勘探的重要目标。中国石化在多个盆地开展了整体评价与资源一体化攻关，重点打造了包括民丰和复兴在内的10个规模增储阵地。例如，在复兴地区，通过常非兼探、一台多井等方式，勘探开发一体化优化井数，在不影响勘探成效的前提下，将井位部署从原来的“3+21”模式（3口探井加21口开发井）调整为“2+12”模式（2口探井加12口开发井），大幅提升了作业效率。同时，采用“大上游一体化”组织模式，组建了8个专家组（气藏地质专家组、钻井工程专家组、试气工程专家组、地面工程专家组、信息工程专家组、测录定导专家组、装备工具专家组和经济评价专家组）与7个运行组（生产运行组、钻井工程组、试气工程组、地面工程组、安全环保组、企地协调组和经济核算组），有效协调钻井、试采与生产各环节，钻井搬迁时间由20天降至16天，完井作业时间由23天缩短至18天，压裂效率由5.33段/天提高至5.88段/天。预计到2026年，复兴地区有望新增页岩油探明储量超亿吨，2030年页岩油年产量有望突破50×10⁴t，这些成功实践为页岩油气规模化增储和效益化开发提供了典范。

在勘探管理方面，中国石化坚持管理创新与技术进步并重，建立了“科学部署、联合攻关、示范引领、开放合作、规范标准”五位一体的管理模式，全面提升了勘探提质增效能力。通过推进盆地化勘探建设，整合资源与技术优势，实施了多盆地数据共享、联合研究与一体化攻关，加快了四川盆地、渤海湾盆地及苏北盆地页岩油气规模增储的步伐。此外，参与制定了页岩油探明储量计算标准，参与调整了盆缘浅层页岩气的起算标准，完善勘探工作规范化、标准化与体系化建设。依托数字化技术，开发了透明盆地建设平台与智能勘探决策系统，将传统线下作业逐步转为线上智能化管理，大幅提升了工作效率与决策精准度。这些管理创新措施为页岩油气勘探的高效发展注入了持续动力。

中国石化通过顶层设计引领、基础研究创新、技术迭代优化、协同攻坚增储及管理赋能提质，形成了一套覆盖技术、工程与管理全链条的高效页岩油气勘探体系。上述举措不仅推动了我国页岩油气资源规模化勘探，也为能源领域的高质量发展提供了强有力的支撑。未来，中国石化将继续深化创新与协作，探索多领域、多层次的资源潜力，进一步提升我国非常规油气资源勘探能力。

近年来中国石化持续深化“二元富集”理论内涵，明确了页岩油气形成、滞留与富集是一个动态连续演化过程，页岩油气富集主要受沉积环境和保存条件的控制^[18]。该理论指导了我国页岩油气勘探工作取得持续发现，为页岩油气产业快速发展奠定了坚实基础，为规模增储上产提供新动力。例如，四川盆地志留系和寒武系高演化阶段海相页岩气勘探突破，东营凹陷沙河街组四段（沙四段）中低演化阶段陆相页岩油勘探突破，渤南深洼带厚层页岩陆相复杂相态页岩油气立体勘探模式，复兴中演化阶段陆相页岩油气“多层楼”立体勘探模式，东濮凹陷多类型陆相页岩油的勘探发现等^[27]。未来将以页岩油气“二元富集”理论为基础，针对陆相页岩油“咸化早生、无机控储”和寒武系海相页岩“无机孔缝控储”等特征，持续拓展理论维度，指导页岩油气勘探部署，挖掘增储上产新阵地，为页岩油气高质量发展提供理论依据。

发现和探明储量是页岩油气勘探的核心价值。中国石化以“价值引领全局”为原则，通过开展页岩油气资源分级分类评价，有序推动资源向储量产量的效益转化^[28]。一是持续完善页岩油气资源评价体系，在早期注重地质资源（包括资源规模和资源丰度）的基础上，融入经济（包括平衡油/气价格下的资源价值、单位勘探全成本）和生态评价（油气开采非禁限区的资源环境和社会经济参数），构建和完善“三位一体”评价新体系。二是持续优化评价参数，理论与生产实践辩证统一，根据页岩油气类型差异，动态调整和优化核心参数，实现参数体系最优化。针对四川盆地侏罗系凉高山组和渤海湾盆地沙河街组四段为代表的页岩型、混积型页岩油，构建了“TOC、S₁、R_o、压力系数、脆性矿物含量”为核心的“甜点”分级评价参数体系；针对南襄盆地核桃园组和鄂尔多斯盆地延长组7段（长7段）为代表的夹层型页岩油，建立了“TOC、R_o、夹层孔隙度、夹层含油饱和度和夹层累计厚度”为主的“甜点”分级评价参数体系，为摸清页岩油“家底”、储量和产量转化提供了科学依据。

经过多年持续探索和攻关实践，中国石化坚持发展了6个“一体化”发展的新模式，为页岩油气高质量勘探增添动能。一是突出常非一体化统筹，坚持常非一体化部署。立足含油气系统，聚焦四川盆地二叠系、侏罗系等常非一体化重点规模阵地，利用同井台立体勘探模式，实现资源最高效动用。二是坚持科研生产一体化。坚持生产问题导向，通过科研攻关解决页岩油气勘探中的关键技术问题，提高开采效率和资源利用率，实现页岩油气勘探创新链和产业链的深度融合，提高勘探质量和效率。三是坚持技术经济一体化，加大关键技术创新。加强区域间经验交流，建立适应性学习曲线，迭代工程工艺技术，强调工程提质提效^[29]。四是坚持上游下游一体化。针对东部断陷盆地页岩油和四川盆地高陡构造带页岩气等复杂勘探对象，以效益最大化为牵引，加强一体化统筹，整合全链条优势力量，更加强化全产业链创效。五是坚持勘探开发一体化。勘探开发紧密结合，实现经济效益最优化。通过勘探向开发延伸，开发向勘探渗透，缩短勘探开发周期，提高油气产量和效益。六是坚持地质工程一体化。通过产业链条的延伸，将地质与工程合理化连接，协同联动，助力工程项目优质高效推进，有效降低施工成本，提升勘探质量。“一体化”新模式的推进，提升了页岩油气勘探效率和效益，为行业的可持续发展注入了新的动能。6个“一体化”模式的应用，有助于实现资源的最大化利用，推动高质量发展，实现经济效益最优化。

随着页岩油气快速蓬勃发展，我国油气资源结构正加快转换，页岩油气资源量占比持续攀升，是未来增储上产的重要引擎^[30]。“十四五”资源评价中国石化页岩油原地资源量较“十三五”增加105.93×10⁸t。渤海湾盆地、苏北盆地、准噶尔盆地页岩油，以及四川盆地及周缘志留系、寒武系和二叠系等海相页岩气是未来高质量勘探的现实领域（表 1）。中国石化矿权区内页岩油气资源探明率普遍偏低，获得规模发现的资源潜力巨大。未来将持续加大页岩油气勘探力度，全力推动页岩油气勘探理论和技术的进步与融合，在政策带动、理论技术驱动和管理推动等多方面共同作用下，打造油气增储上产的新高地。

表 1

表 1 中国石化页岩油气重点勘探领域及资源量 Table 1 Sinopec key shale oil and gas exploration fields and resource potential 类型 盆地 目标 资源量 页岩气 四川 丁山东—东溪—新场、道真、老厂坪—武隆等志留系 14248×108m3 井研—犍为、资阳等寒武系 26524×108m3 普光、红星等二叠系 32381×108m3 页岩油 渤海湾 博兴、牛庄、民丰、利津等古近系 87.8×108t 苏北 溱潼、高邮、海安、金湖等古近系 21.7×108t 四川 复兴、元坝—巴中、红星、綦江等侏罗系 18.8×108t 其他 江汉、南襄和东濮古近系，准噶尔二叠系，鄂尔多斯三叠系等 42.0×108t 注：表中资源量=原地资源量-已落实三级储量。

表 1 中国石化页岩油气重点勘探领域及资源量 Table 1 Sinopec key shale oil and gas exploration fields and resource potential

（1）中国石化目前已经形成了四川盆地寒武系和二叠系等新层系海相页岩气资源接替阵地，实现了页岩气“走出涪陵、走出志留系”的跨越式发展，战略性突破了多类型页岩油，高质量推进了胜利济阳页岩油国家级示范区建设，实现了苏北盆地低TOC页岩油勘探重大突破，初步形成了四川侏罗系页岩油气多层楼勘探态势。

（2）“十四五”期间，中国石化从顶层设计、基础研究、技术迭代、协同攻坚和管理赋能等方面制定了页岩油气高质量勘探举措，实现了规划引领、科技创新、工程创效、规模增储和勘探提质，提升了页岩油气勘探效率与经济效益，为页岩油气高质量勘探注入了强大动力。

（3）未来中国石化将坚定页岩油气勘探信心，持续深化“二元富集”理论，根植价值引领理念，坚持“常规和非常规一体化、科研生产一体化、技术经济一体化、上游下游一体化、勘探开发一体化和地质工程一体化”运行新模式，推动页岩油气勘探持续发现，驱动页岩油气资源向储量有序转化，全力打好页岩油气高质量勘探攻坚战。