2. 页岩油气富集机理与高效开发全国重点实验室;
3. 中国石化华东油气分公司勘探开发研究院
, Zhang Peixian2,3
, Gao Yuqiao2,3
, Wang Kaiming2
, He Guisong2,3
, Ren Jianhua3
, Gao Quanfang2,3
, Zang Suhua3
2. State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanism and Efficient Development;
3. Research Institute of Exploration and Development, Sinopec East China Oil & Gas Company
能源安全是关系国家经济社会发展全局性、战略性的关键问题之一，对国家繁荣发展、人民生活改善和社会长治久安至关重要[1-5]。非常规油气资源作为中国能源体系的战略接替资源之一[6]，当前正处于由勘探突破向规模效益开发的关键时期。“十二五”以来，中国在多个盆地取得了非常规油气勘探重大突破并展现出良好的开发前景[7-20]，国家层面设置了长宁—威远、涪陵、昭通、彭水4个页岩气示范区，新疆吉木萨尔、大庆古龙、胜利济阳3个页岩油示范区，以及大宁—吉县、临兴—神府、榆社—武乡、渝东南南川4个深层煤层气示范项目等，对推动非常规油气效益开发起到了较好的示范引领作用。
自20世纪70年代以来，中国开始了以致密气、煤层气为代表的非常规油气地质研究和勘探实践等工作，经过40多年的创新发展，发现了苏里格、大牛地、川西、天府等多个大中型致密砂岩气田，神木、大吉及沁水等煤层气田[20-24]，涪陵、长宁、威远、太阳、南川等页岩气田[25-30]，长庆庆城、新疆吉木萨尔、大庆古龙、胜利济阳等页岩油田[31-38]。2023年，国内油气产量超过3.9×108t油当量[39]，年产原油2.08×108t，其中非常规原油1900×104t，占原油总产量的9.1%；年产天然气2300×108m3，其中非常规天然气突破960×108m3，占天然气总产量的43%[39]，非常规油气产量占有越来越重要的地位。中国非常规油气勘探开发正逐渐进入高速发展阶段，但与北美相比，国内非常规油气先天地质条件复杂，不同盆地或地区成藏条件差异性大，勘探开发关键技术适应性差，面临资源接续矛盾突出，关键理论技术有待攻关，数字化、智能化建设程度低，以及体制机制不适应等问题。
本文系统阐述了国内外非常规油气勘探开发进展，深入剖析国内非常规油气效益开发主要面临资源战略接替、开发关键技术、管理体制机制、数字化智能化绿色化（以下简称数智绿色）建设等挑战，借鉴北美“页岩革命”的经验启示，从国内非常规油气地质条件出发，提出了非常规油气资源规模效益开发的对策与建议，以期推动中国非常规油气资源高质量发展。
1 非常规勘探开发进展非常规油气是指用传统工程工艺技术无法获得自然工业产量、通过大规模压裂改造储层或化学方式转化油气等新技术才能经济开采的油气资源[19, 40-41]，主要包括页岩油气、致密油气、煤层气、可燃冰、油页岩等资源类型。非常规油气资源具有源储共生或源储一体、富集规律复杂、钻采成本高、动用难度大等特点[2, 7, 12, 15-27]，但分布面积广、资源总量大、勘探开发前景广阔。
全球非常规油气剩余技术可采资源总量约为8605×108t油当量[42]，约占整个油气资源总量的58%，是常规油气资源量的1.38倍，其中非常规油资源量5554×108t，非常规气资源量383×1012m3[42]（图 1）。目前世界油气工业的勘探开发领域正从常规向非常规延伸，非常规油气已经成为勘探开发的主流趋势，其有效开发改变了全球油气供给格局。2023年，世界石油产量为44.5×108t，其中非常规原油占比15%，成为全球原油产量的重要组成部分；世界天然气产量为4.28×1012m3，其中非常规天然气占比25%[19, 42-44]，成为全球天然气产量增长的主力。美国和中国是世界上非常规油气规模快速发展的两个大国。
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图 1 世界油气资源类型及剩余技术可采资源量图[42-44] Fig. 1 Global oil and gas resource types and remaining technological recoverable resource amount [42-44] 油气当量换算：按照国际标准，1t油≈1255m3气 |
北美非常规油气资源量位居世界前列，非常规原油剩余可采资源量约为2944×108t，约占全球总非常规原油可采资源量的53%，非常规天然气可采资源量约为98×1012m3，约占全球非常规天然气可采资源量的26%[42]。美国曾经为全球最大的能源进口国，2005年石油对外依存度高达67%，通过“页岩革命”，油气产量年均增速12%，油气对外依存度逐年降低，2019年实现能源独立，成为石油净出口国。2023年北美页岩油气产量为10.92×108t油当量，占北美油气总产量的76%，其中页岩油年产量约为4.3×108t，页岩气年产量约为8312×108m3[19, 43-44]（图 2）。由供需革命引起的“页岩革命”改变了美国的能源结构，使其实现了能源独立，美国由油气进口大国转变为出口大国，影响了世界能源格局。
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图 2 2000—2023年美国页岩油气产量图[42-44] Fig. 2 Shale oil and gas production in the United States during the 2000-2023[42-44] |
美国在长期的非常规油气勘探开发过程中创新形成了相对完善的油气地质理论、先进的工程工艺技术及系统的配套装备，部分非常规油气理论和技术处于世界领先地位。通过国家政策扶持，创新非常规油气地质理论、迭代升级工程工艺技术，实现了能源独立。2011年以来，美国依靠长期政策支持、技术迭代、优化管理，单井EUR大幅提升，由1.8×104t上升至5.2×104t，桶油完全成本由110美元降低至29美元。
从美国非常规油气效益开发中主要得出3点经验启示。（1）颠覆性的理论创新是“页岩革命”的基石。敢于突破传统油气成藏富集理论和勘探禁区，地质学家认识到页岩不只是烃源岩，还具有油气储集能力，勘探从源外转向源内，创新性提出了“连续型油气聚集”理论[45-46]，积极开拓了非常规油气新领域。“源储一体，连续聚集”是非常规油气地质理论科学发展的重要标志和理论内核[46-47]，理论创新造就了美国“页岩革命”。（2）迭代升级的高效钻井、压裂技术是产业迅猛发展的两把“利剑”。水平井钻井技术和高效压裂技术是美国能源革命的两大关键技术系列，通过优化水平井设计、提高压裂效率、采用智能化设备和数字化管理等手段，不断迭代升级工程工艺技术，实现了非常规油气资源的高效开发。（3）超前的能源布局和长期的政策扶持是产业发展的强力推手。美国确立能源独立国家战略，超前布局和坚守推进，并大力发展非常规油气，以保障能源供应，确保美国能源领域始终保持全球领先。加大在非常规油气资源重点领域的科技投入力度和税收、财政补贴等政策支持力度，从国家政策等方面推动全面产业化战略目标实现。
1.2 国内非常规勘探开发进展中国非常规油气资源丰富，正成为油气增储上产的重要领域之一。2000年以来，通过20多年的深化研究和攻关实践，中国在多个盆地实现了页岩油气、煤层气、致密油气等勘探突破和效益开发，展现出良好的发展形势。
1.2.1 勘探开发现状据新一轮全国油气资源评价，国内非常规油气资源规模较大，为常规油气资源量的1.5~2倍，其中非常规油地质资源量为514.5×108t，非常规天然气地质资源量为172.9×1012m3。
2021年之前，煤层气勘探开发以1500m以浅的中浅层煤层气为主，形成沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大产业基地。2021年之后，随着煤层气“有效支撑”压裂工艺技术的发明和推广应用[21]，突破了1500m以深的深层煤层气效益开发界线，鄂尔多斯的大宁—吉县、神府、临兴、大牛地，以及延川南、四川盆地南川、准噶尔盆地五彩湾等地捷报频传[20-24]，取得深层煤层气重大突破，水平井日产气量多在(3~10)×104m3，煤层气勘探开发已经进入快速发展的新阶段，预计2025年中国煤层气产量有望达到100×108m3。
自2000年开始了以泥页岩为主的源内勘探，进源/近源勘探成为热点[13]。海相页岩气率先实现重大突破，其中四川盆地及周缘奥陶系五峰组—志留系龙马溪组已发现涪陵、长宁、威远、泸州、太阳、南川等大中型页岩气田[1, 6, 13, 17, 19]，累计提交探明储量近3.0×1012m3（图 3）；四川盆地及周缘寒武系筇竹寺组和二叠系大隆组、吴家坪组、茅口组，以及鄂尔多斯盆地奥陶系乌拉力克组的海相页岩气实现重大战略突破[27-30]，筇竹寺组最高测试日产气125.76×104m3，显示出较大的勘探开发潜力。海陆过渡相、陆相页岩气也取得积极进展，鄂尔多斯盆地、南华北盆地石炭系—二叠系海陆过渡相页岩最高测试日产气7.97×104m3，四川盆地侏罗系陆相页岩气在川东北普光、川东涪陵、川中平昌等地区陆续有突破，最高测试日产气11.45×104m3，预计2025年中国页岩气产量有望达到300×108m3。
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图 3 2000—2023年中国页岩气、煤层气探明储量及年产气量分布图 Fig. 3 Cumulative proven reserve amount and annual gas production of shale gas and coalbed methane in China during the 2000-2023 |
页岩油勘探起步相对较晚，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组、松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组一段、鄂尔多斯盆地陇东三叠系延长组7段、渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段及济阳坳陷古近系沙河街组三段—四段、苏北盆地古近系阜宁组、四川盆地侏罗系自流井组—凉高山组等页岩油勘探开发实现了突破[31-38]。2022年，鄂尔多斯盆地探明了12.56×108t的页岩油储量，预计到2025年，吉木萨尔、古龙、济阳、陇东等页岩油示范区/基地页岩油年产量达670×104t以上。
总体上，中浅层志留系海相页岩气、中浅层煤层气已实现效益开发，深层—超深层海相页岩气、深层煤层气、中高成熟度页岩油实现了勘探突破，海陆过渡相、陆相页岩气、超深层煤层气、中低成熟度页岩油尚处于探索阶段，同时非常规油气新区带、新层系、新类型领域（简称“三新”领域）众多，勘探程度、地质认识程度整体偏低，实现规模效益开发任重道远。
1.2.2 理论认识与关键技术进展（1）自主创新一批地质理论，有效指导勘探发现和开发建产。
创立了页岩油气“二元富集”等地质理论[1-7, 48-56]，建立了“海陆相页岩生烃模式”，揭示了“连续型”页岩油气富集规律[19]，研发了“地质+工程+经济”甜点评价体系[26, 57-62]，实现四川盆地及周缘海相页岩气，准噶尔、渤海湾、鄂尔多斯、苏北等盆地陆相页岩油重大突破[63-66]，发现了一批大中型页岩油气田。提出“缝网压裂、立体开发”等理念, 形成“小井距、长水平段、小夹角、低高差、强改造”多层立体开发技术体系[55, 67-69]，实现“人工油气藏”规模效益开发，有效指导和推动了四川、松辽、渤海湾济阳及鄂尔多斯等盆地页岩油气规模建产，但在其他盆地或坳陷尚未形成规模效益开发。
（2）攻关研发一批关键工艺技术，提产降本取得积极进展。
集成了3800m以浅页岩气效益开发技术和工程工艺、设备装备等配套的技术体系。创新集成了“井身结构优化+高效配套工具+强化参数”为核心的“工厂化”优快钻井技术[67-69]，攻关形成了“多簇密切割+双暂堵+高强度加砂+全电动”为核心的复杂缝网压裂技术[58, 61, 67-69]。自主研发了高效PDC钻头、入井工作液体系、7000型电驱压裂橇及首套175MPa压裂装备等配套工具和材料，有力支撑了非常规油气高质量发展，但页岩油、煤层气等尚未形成针对性工艺技术系列。
1.2.3 体制机制模式国家从政策法规、油田从生产运营模式、地方从企地配合等方面，形成了社会主义市场经济体制下全新的科技创新模式，促进了非常规油气高速发展。
国家层面出台相关政策，扶持非常规油气产业发展，于1994年、2011年先后设立煤层气、页岩气为独立矿种，在矿权出让、财政补贴、资源税优惠等方面出台相关政策。国家能源局批准设立了涪陵、威远—长宁、大庆古龙、胜利济阳等7个页岩油气示范区，集中开展技术攻关、生产实践和体制创新，引领非常规油气产业发展。构建“技术+管理”运营模式，加快推进效益开发，油田企业创新实践“科研生产、地质工程、勘探开发、技术经济”等一体化模式，积极推进提质降本增效。
2 中国非常规资源效益开发面临的主要挑战中国各油田企业以大力提升油气勘探开发力度、保障国家能源安全为己任，按照“常非并进、海陆并举”的发展思路，非常规勘探开发取得了阶段性成果，但仅在四川、鄂尔多斯、渤海湾、准噶尔等重点盆地的重点层系初步实现了规模开发，资源规模更大、地质条件更为复杂的“三新”领域进展缓慢，在深入分析国内外非常规油气勘探开发现状及发展趋势基础上，提出国内非常规油气仍然面临以下4个方面的挑战。
2.1 资源接替的挑战非常规油气资源是国内未来资源接替的重要组成部分，但地质条件复杂、资源品位较低，战略接替阵地不足。页岩气主要在四川盆地志留系中浅层海相页岩气实现了规模开发，2023年中国页岩气年产量超250×108m3[39]，寒武系、二叠系、志留系深层—超深层海相页岩气仅实现了勘探突破[70-74]，海陆过渡相、陆相页岩气尚处于探索初期[73-76]，“三新”领域成藏机理和富集规律认识不清，甜点区和甜点段不易落实，制约着资源发现和动用。煤层气主要在鄂尔多斯盆地、沁水盆地中浅层实现了规模开发，深层煤层气取得了多点突破，超深层煤层气还未涉猎，缺乏对深层—超深层煤层气赋存机理、差异富集成藏规律、资源评价和储层评价方法、气水渗流机理等方面系统深入的研究，制约了深层—超深层煤层气的规模勘探开发[77]。页岩油在准噶尔、松辽、鄂尔多斯、苏北、四川等盆地的中高成熟度页岩油领域实现了勘探突破，启动了产能建设，但产量规模较小，中低成熟度页岩油尚处于探索阶段，陆相页岩油成藏机理、储层特性、流动规律等认识不深入，具有中国地质特色的陆相页岩油地质开发理论体系尚未形成，制约了页岩油产业发展[78]。
2.2 关键技术的挑战非常规单井钻采成本高，单井产能和EUR相对偏低，海相深层—超深层及陆相页岩油气仍未实现规模效益开发，主要面临技术、成本、效益的挑战。国内不同盆地、不同层系的非常规油气成藏主控因素和富集规律差异大[1-2, 8-10, 12, 25, 33, 51-55, 66, 79]，高质量勘探关键技术亟须优化；渗流机理复杂，生产规律不明确，多富集层段协同开发模式尚未建立，效益开发技术与对策亟须完善。关键的工程工艺技术是非常规资源实现效益开发的核心之一，但不同盆地或地区地质条件差异较大，需要创新针对性的工程工艺技术[80-82]，从而提高单井产量、降低钻采投资。
2.3 管理体制机制的挑战现行的体制机制还不能更好适应非常规油气认识、工程工艺技术的快速迭代及应变需求，一体化、市场化的理念仍需深化，全生命周期高效组织运营管理模式亟待持续优化提升，转变管理理念面临较大挑战。页岩气勘探开发初期，国家开展了相关补贴等政策，大力促进了页岩气的高效开发，但目前新兴的页岩油缺少税收和补贴等相关政策。运行机制不完善，北美创新常规与非常规油气一体化运营模式，而国内多专业、大兵团联合作战模式尚未定型。管理模式尚不成熟，全生命周期管理模式有待进一步完善，完全成本偏高，成本管控任重道远。
2.4 数字化智能化绿色化建设的挑战随着科技发展和社会进步，数智绿色建设成为石油石化行业未来发展方向[83]，但目前数字化程度不高，影响了效率和质量；智能化技术与国际先进水平有较大差距，限制了行业的创新能力和发展潜力；绿色化建设水平不高，绿色低碳发展压力大。需要加快推进信息化与工业化的深度融合，推进转型及优化升级，提高竞争力和可持续发展能力。
3 中国非常规资源效益开发对策及建议为推动非常规油气资源大发展，须全面统筹资源、技术、管理、成本、效益全要素，以全生命周期评价为主线，坚持问题导向，在战略谋划、技术创新、运营管理、数智绿色等方面一体化系统推进（图 4），通过理念重塑、科技赋能、资源整合、流程再造和管理变革，优化产业发展新路径，构建非常规油气发展新格局，走好中国油气发展新征程。由于不同盆地、不同资源类型、不同层系差别大，同一个流程不能解决所有问题，需要针对性攻关研究。
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图 4 非常规油气产业发展路径图 Fig. 4 Development path of unconventional oil and gas industry |
全球非常规油气资源总量大，具有较好的勘探开发潜力，但国内油气资源地质条件相对较差、国际市场份额较少，非常规资源战略接替不足，需要谋划油气资源发展战略，统筹国内国际两条主线，拓展资源阵地、厚植资源根基，保障能源安全。
3.1.1 谋划发展战略，加强顶层设计针对中国非常规油气复杂的地质特点和产业未来的发展趋势，制定“战略突破、战略展开、战略推广”三步走的总体发展战略，按照“分类评价、突出重点、示范引领”的思路，统筹推进勘探开发、地质工程、科研生产、技术经济一体化，明确各个阶段的发展方向及总体目标，打造中国非常规战略接替阵地。第一步，“十四五”后两年（2024—2025年），为战略突破阶段，全面完成“七年行动计划”的既定目标，高质量建成3个国家级页岩油示范区。制定相关政策，集中科技攻关，页岩气主攻四川盆地志留系深层—超深层、寒武系、二叠系，以及鄂尔多斯盆地奥陶系等海相页岩气；煤层气主攻鄂尔多斯、沁水等盆地深层、中—浅层煤层气；页岩油主攻中高成熟度页岩油，实现高效开发。第二步，“十五五”（2026—2030年），为战略展开阶段，形成规模生产能力。持续深化科技创新，页岩气展开四川、鄂尔多斯等盆地海相页岩气，突破鄂尔多斯、四川等盆地海陆过渡相页岩气；煤层气展开鄂尔多斯、沁水等盆地深层煤层气、中—浅层煤层气，突破准噶尔、四川等盆地深层煤层气；页岩油展开中高成熟度页岩油，突破中低成熟度页岩油[84]；降本增效平稳推进。第三步，“十六五”（2031—2035年），为战略推广阶段，页岩气推广海相、海陆过渡相页岩气，突破陆相页岩气；煤层气推广浅层—深层煤层气，突破超深层煤层气；页岩油推广低—高成熟度页岩油，突破页岩油原位转化；非常规油气不同领域的新类型新层系是油气产量的重要组成部分，加大勘探突破、加快规模上产，实现中国非常规油气大规模商业化生产。
3.1.2 深化资源评价，夯实资源基础近年来，国家持续探索放开油气勘查开发市场，相继推出了一系列改革新举措、新办法，对中国矿产资源和油气行业影响深远，带来了新的战略机遇[85-87]。各油田企业要以油气大突破和增储上产为目标，主动拥抱政策，积极求变创新，发现更多油气资源，保障国家能源安全。
一是建议油公司层面制定矿权战略行动方案，各油田企业要加强矿权新政的研究，把握发展机遇，提前谋划布局，统筹勘探评价—探明储量—探转采一体化部署，加强地质工程一体化攻关，尽快实现探转采，维护非常规资源发展阵地。二是立足区带和矿权内的分类分级资源潜力评价，用好矿权新政，秉承高效勘探理念，加大以烃源岩为主要目的层的非常规风险勘探和常规探区内的立体勘探评价力度，坚持常非并进、油气并举，力争实现大突破、大发现，提高油气资源的综合利用效率和经济效益。三是各大油公司加大“内部矿权流转”力度[85]，针对久攻不克的复杂区、潜力区，统筹发挥上游板块整体优势，以新思路、新理念、新技术、新体制加快流转矿权的资源发现，实现储量升级和有效动用。四是加强矿权战略选区，以“十四五”资源评价为契机，加大各盆地资源评价力度，深入评价空白区资源潜力，建立潜力区块“储备库”，提出矿权登记建议，扩大战略接替阵地。
3.1.3 拓展中外合作，扩大资源市场秉持“开放合作、互利共赢”理念，积极践行“走出去”油气发展战略，发挥海外公司优势，加强“一带一路”沿线国家的油气战略合作，与国外优质资源方建立长期稳定的合作关系，拓展海外资源阵地。积极参与国际项目合作，学习外方先进的技术、经验和管理理念，提升自身的技术创新水平。充分利用国内油田企业的技术优势和管理经验，为外方提供优质服务，提高国际市场的影响力和竞争力。同时积极关注国际市场的变化和需求，及时调整境外战略，抓住有利机遇，扩大资源获取渠道和范围。
3.2 全生命周期评价，提升非常规油气采出程度非常规油气储层致密，孔缝结构和渗流机理复杂，为提高采出程度，需要从重点探评井长期试采、试验井组评价及整体开发3个方面开展全生命周期评价。通过探评井长期试采，明确生产特征和开发规律，为分阶段精细管理提高单井可采储量（EUR）提供依据。在单井生产规律认识的基础上，围绕开发有利区开展井组试验，落实适应不同地质条件下的开发技术政策，为规模开发奠定基础。建模数模一体化，开展部署参数与单井产能敏感性研究，进一步完善开发技术政策，支撑整体部署优化及调整挖潜，尽可能实现储量动用率和油气田采收率最大化，提升效益开发水平。
3.2.1 单井长期试采，明确生产特征和规律非常规储层为低孔、特低渗储层，自然产能较低甚至没有自然产能，需要大规模压裂改造提升单井产能[67-69]。非常规储层孔隙结构复杂，导致渗流机理复杂，井生产周期相对较长，生产过程中气液变化规律复杂，需要深化微观渗流机理研究，细分生产阶段，并采取不同的排液工艺，尽可能延长单井生命周期，提高单井EUR。对页岩气而言，储层主要由纳米级有机质孔、无机孔和微米级—毫米级裂缝组成，气体在纳米孔隙中的流动不同于在常规孔隙中的流动，存在微尺度效应，且同时存在渗流、扩散和吸附解吸，裂缝中为达西渗流，微观渗流机理复杂。基于三维数字岩心，建立页岩压裂后微观多相流动模拟方法，明确基质孔隙、微裂缝、水力裂缝内压裂液赋存状态。基于压裂后气液赋存状态及流动机理，页岩气井全生命周期划分为控压、排液、措施3个主要阶段[55, 59]，不同压力体系可细分不同生产阶段。针对不同阶段气液变化规律，形成差异化管理对策。控压阶段以“延长自喷期”为目的，通过节点分析+携液分析，优化配产，尽可能延长自喷生产周期。排液阶段以“稳定生产”为核心，通过应用“复合”排采工艺，提高气井生产时率。措施阶段以“降压排采”为核心，采用地面增压（包括二次增压）、人工举升等措施，降低气藏井底流压至敏感解吸压力，甚至降至0MPa，充分释放吸附气，提高气井产能（图 5）。
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图 5 页岩气生产阶段划分及不同阶段对应管理对策 Fig. 5 Division of shale gas production stages and corresponding management countermeasures |
在探井长期试采基础上，深化地质研究，在不同类型、相同构造的不同部位部署试验井组，开展井组评价，落实关键开发技术政策，主要包括开发层系、井网井距、水平段长、布井模式及压裂规模等关键参数。重点开展气藏精细描述，在静态指标优选的基础上，综合考虑纵向应力及水力裂缝纵向扩展规律，合理划分开发层系，并基于压裂缝网模拟及产能，综合确定不同层系最优穿行靶窗。以“效益开发和储量动用程度最大化”为目标，综合考虑构造、地应力等因素影响，优化井网井距及水平段长等，形成适应不同分区的差异化井网部署模式。强化保存和地应力分布规律研究，通过地质工程一体化、压模数模一体化研究，形成差异化改造方案，最终通过井组试验落实不同构造部位气井产能及适应性的开发技术政策，为整体部署提供依据。
3.2.3 建模数模一体化，提高动用率和采收率非常规油气藏采收率普遍低于常规油气藏采收率，精细挖潜提高储量动用率和采收率是实现效益最大化的关键。基于试验井组落实开发技术政策后，编制整体开发方案，并实现规模建产。油气田开发进入递减阶段，通过开展建模数模一体化研究，利用多尺度孔缝全耦合数模方法，客观评价一次井网储量动用程度和采出程度，准确刻画不同地质条件下非常规油气储量动用状况，明确剩余油气分布规律。基于剩余油气定量刻画结果，开展井网完善，精准挖潜提高产建区采收率，实现油气藏效益最大化。
3.3 全链条技术迭代，推进非常规效益开发践行创新驱动发展理念，坚持“增产、降本”两条主线，协同创新基础理论研究，攻克关键工程工艺技术，打造非常规油气原创技术策源地，培育创新人才高地，以高水平科技自立自强推动非常规产业高质量发展。
3.3.1 坚持问题导向，攻克关键核心技术立足海相页岩气、陆相页岩油、深层煤层气等勘探开发全过程，围绕最大程度控制储量、最大程度改造储层、最大程度提高产能，梳理问题清单，聚焦“卡脖子”关键技术，采用地质工程一体化，联合攻关形成五大技术系列（图 6），为非常规油气规模效益开发提供技术支撑。
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图 6 非常规油气勘探开发关键技术系列图 Fig. 6 Key technology series for unconventional oil and gas exploration and development |
（1）地质综合评价技术。针对陆相页岩油岩相复杂、精细表征难，海相页岩气富集规律差异大，甜点预测精度不高等基础地质研究问题，重点开展岩相识别与评价、赋存机理与吸附气解吸规律研究、多属性融合甜点预测、三维地质建模、甜点分类分级评价及智能化甜点快速识别评价等攻关，搭建全要素模型成果集成平台，加强地质+工程+经济三位一体的甜点效益分级评价体系研究，提高勘探部署质量和探井成功率，同时为井网部署、优快钻井、高效压裂提供可靠的地质基础。
（2）开发优化设计技术。国内陆相页岩油、深层页岩气的关键开发技术政策正处于试验探索阶段，对标北美页岩油气开发技术，国内重点开展非常规油气渗流机理、差异化生产调控、多尺度数值模拟、开发技术政策优化设计[59, 67]及大数据人工智能优化设计等研究，建立页岩油气开发机理试验及表征技术，以及流固耦合数值模拟技术等多尺度数值模拟技术，明确页岩油气渗流机理，为开发部署提供理论支撑。深化页岩油气渗流机理研究认识，加强页岩油气CO2提高采收率室内研究及现场试验，建立页岩油气提高采收率技术序列，实现储量动用率最大化、产能最大化、开发收益最大化。
（3）绿色钻井工程技术。针对国内陆相页岩油、深层—超深层页岩气机械钻速低、复杂状况频发、钻完井周期长、成本高等，以及薄煤层水平井成井困难等问题，按照“单项攻关、集成配套”的思路，深化地层压力、坍塌压力、漏失压力、破裂压力“四压力”剖面研究，开展井身结构优化、“一趟钻”提速技术、井筒完整性防控、绿色环保钻井及全自动智能钻井等技术攻关，实现钻井绿色、安全、经济、高效。
（4）高效压裂工艺技术。非常规油气是通过大规模压裂改造形成复杂缝网而提高单井产能。针对缝网扩展规律认识不清、井间干扰易套损、套变以及压裂成本高等问题，加强地质工程一体化融合，重点开展压裂裂缝启裂延伸机理、一体化模拟和可视化技术、压裂大数据智能分析、高效压裂工艺优化技术以及压裂实时在线指挥系统等关键技术攻关，创新研发175MPa压裂装备、超低浓度滑溜水等新工具新材料，实现缝控储量最大化、降本增效。
（5）高效排采与地面配套技术。开展合理返排生产制度攻关，建立气水、油水两相返排生产流动模型，结合井筒携液理论，研究压裂液返排和全生命周期生产特征，构建压后排采技术[84]。地面配套重点开展标准化智能设计、橇装化地面装备、油气水高效处理、全流程智能管控及绿色化多能互补等技术攻关，实现地面设计标准化、工厂预制化、施工模块化、作业机械化、管理信息化。
3.3.2 坚持目标导向，推进“高效示范区”建设紧密围绕储量动用、单井产能及开发效益最大化为根本目标，以非常规页岩油气示范区、煤层气示范项目建设为有力抓手，“产学研用”深度融合，建立学习曲线，采用先进的理念、技术和管理运行模式思考、设计、优化开发方案，以地质理论创新引领勘探突破，以技术进步促进降本增效，建立以大平台立体开发、高效钻井及缝网改造为核心的开发模式，全力提升非常规勘探开发水平，引领和示范国内同类型非常规油气藏高效开发。
（1）示范井攻关。加快新技术、新工艺、新工具及新材料的研发和应用，强化区域装备配套标准的建设，培育高素质施工队伍和工程技术团队，建立工程管理体系，提升工程技术指标，打造示范井样板工程。
在“示范井”建设过程中突出甲方主导，以“选好区、布好井、穿好层、压好缝、降好本、管好井”为理念[60]，全生命周期为主线，一体化统筹协同推进。围绕地质工程难点，通过精细油气藏描述、井位部署及钻完井设计优化，地质工程一体化设计，提高设计的针对性和可操作性。针对重点区域，分析不同层段的工程难点，开展钻头、提速工具的一体化研选和个性化定制开发，不断迭代升级、提升产品性能。针对钻完井过程入井液频繁转换难题，开展钻完井液一体化优化，强化钻完井全过程储层保护。整合定向、测井、录井、导向4项专业技术，利用定测录导一体化作业平台，提高钻井时效及储层钻遇率。推进“技术、运行、监督、数据”管理支撑平台运行一体化，强化专家远程决策，有力支撑示范井样板工程建设。
（2）示范区建设。以示范井为基础、提升单井EUR为目标，打造高产井示范样板工程，对标国外非常规开发先进水平，按照“勘探开发、科研生产、地质工程、投资效益”一体化思路[58-59, 66-69]，强化基础研究成果转化，积极推进页岩油、页岩气、煤层气国家级示范区建设，打造走在前的国家级示范区，引领非常规资源效益发展。
在示范区建设过程中强化技术创新、示范引领，形成基础理论、开发技术政策、工程工艺技术、管理模式、绿色低碳5个方面示范。加强基础研究，建立不同类型页岩油气甜点评价体系与标准，明确富集高产主控因素，创新不同类型页岩油气勘探开发地质理论，引领发展方向。加强页岩油气赋存机理、渗流机理和生产规律研究，明确不同类型页岩油气适宜的开发技术政策，主导开发技术创新发展。通过钻完井、压裂改造、采气、地面工艺等关键技术的集成配套，建立“井工厂”施工模式，实现钻井、压裂、试气的整体优化组合，提高施工效率、降低综合成本，打造页岩油气高效建产模式。创新形成高效排液+采油气一体化工艺技术，建立适合于山地、水网、沙漠等不同地表、不同压力、不同含水的高效脱水、集输工艺技术体系，构建生产运营信息化管控平台，形成页岩油气高效管理模式。践行绿色低碳发展理念，建成节约土地、保护绿水青山、工程技术配套的示范区，引领中国非常规油气高质量发展。
3.3.3 坚持创新驱动，培育创新人才高地利用页岩油气富集机理与高效开发全国重点实验室、煤层气国家技术研发中心等国家级创新平台，创新非常规油气富集机理等理论认识，加快成果转化，打造国家级示范基地。加大高层次领军人才培育力度，全面深化人才强企战略，在保障国家能源安全上展现央企担当。
（1）建设创新平台。加大“国家级示范区”、自然科学基金和高级别项目群的申报和联合攻关力度，充分发挥院士专家工作站、高校及科研院所的学科优势、人力资源优势、信息优势和学术环境优势，发挥油公司的技术优势，围绕深层—超深层页岩气、陆相页岩油、深层煤层气等有效开发的核心技术展开攻关。依托全国及省重点实验室和各大油公司、高校及科研院所的重点实验室等，针对性地开展油气成藏机理、页岩油气藏高效勘探开发等基础性前瞻性研究，提升共性基础原创供给能力。搭建校企共建实验室，围绕重点攻关课题，形成一批强化创新链的基础理论成果。充分发挥“产—学—研—用”联合攻关的优势和企业的主体责任，推动与高校技术协作，挖掘科研院所在基础地质、开发机理、基础实验研究优势，补充完善企业科研理论短板，打造产业链“小巨人”。
（2）培育人才高地。加强科技领军人才的选拔，以国家科学技术部“创新人才推进计划重点领域创新团队”、国资委“优秀科技创新团队”及各大油公司创新团队为基础，系统制定培养国家级人才、行业领军人才、青年骨干人才梯队及国家级科技创新团队等战略规划。加大高层次人才引进力度，对“高精尖缺”人才实施“一人一策”协议引进，为非常规油气勘探开发提供坚强有力的人才支撑。配套建立高层次领军人才引领下的“领军、拔尖、骨干、后备”4级人才库，加速企业人才梯次培养力度。
3.4 全要素资源统筹，增强非常规开发活力聚焦控投资、降成本、增效益，深化全产业链、全要素创新创效。以高度开放、竞争的市场环境，打造内外部竞争机制，做好市场队伍引进、监督管理、评价考核等工作，实现提质增效。
3.4.1 统筹推行四个一体化，提产提速提效围绕经济效益最大化，需要一体化研究部署，全过程优化决策，探索科研生产、地质工程、勘探开发、技术经济一体化运作模式，加快成果快速转化，实现提产提速提效[88-89]。
科研生产一体化，重点聚焦基础研究，打造全链条创新平台，聚焦需求导向，强化多专业创新布局，聚焦问题导向，强化前后方联合攻关，实现全方位创新提质。地质工程一体化，主要开展一体化地质设计、一体化钻井跟踪、一体化压裂优化，提高优质甜点钻遇率和缝控储量，实现全过程迭代提升。勘探开发一体化，深化油气藏规律认识，勘探开发资料共建共享，整体规划开发井网，甩开勘探拓展增储阵地，开发整体评价实现增储建产。技术经济一体化，从非常规油气藏角度出发，地上地下系统优化，迭代提升单井EUR，从经济视角出发，倒逼降本提效方向，协同优化立体井网，最终实现全生命周期降本增效。
3.4.2 创新多元合作模式，推进互惠共赢创新管理机制，引入有技术、有实力的合作方，探索“风险共担、互惠共赢”的合作模式，实现资源共享、优势互补、平等互利，协同推进非常规油气的勘探突破和规模效益开发。
积极探索内部合作、企地合作、中中合作及中外合作等开发模式。深化甲乙方合作模式，建立以合同为基础，以利益共享为原则，以风险分担为保障的长期稳定的合作关系，明确各方的权利和义务，规范各方的行为和责任，促进协同创新和共赢发展。积极推进创新型公司运行模式，推动能源央企设立独立非常规油气开发企业或项目经理部，充分授权，构建责权利统一的全生命周期项目闭环管理，充分调动积极性，实现提质增效。加强多元项目合作，双方立足各自优势，积极探索共建模式，建立合作机制，共同开展科技攻关、管理创新，大力提升研究水平、技术能力和管理效能。
3.4.3 推进市场化运作模式，激发创新活力有效推进市场化运作与社会化支持是全球油气行业最普遍、最现实、最高效的组织模式[87]。坚持“创新优先、成本领先”理念，充分利用市场资源配置优势，探索竞争、活跃、多元的市场化运作机制，建立以市场化价格为基础的技术服务体系，不断驱动降本提质增效，实现多方共赢。采用市场的方式组织生产力，通过市场对资源的配置来激发各种要素的活力[79]。以页岩油气为代表的非常规油气勘探开发投资高，效益开发难度大，积极推进市场化运作模式，大力开展低成本工程工艺技术攻关，实现降本增效提产，确保非常规油气经济有效开发。
3.5 全过程绿色智能，打造产业发展新格局新一代信息技术蓬勃发展为油田企业数字化转型、智能化发展带来新的重大机遇[89]。各油田企业要把握数字化、网络化、智能化、绿色化发展机遇，充分利用信息技术，将先进的信息化技术与油田主营业务深度融合，加快实现数据赋能，全面重塑技术管理变革，持续践行安全绿色低碳理念，构建大科研、大运营和大环保体系，加快打造中国非常规产业发展新格局。
3.5.1 整合海量数据共享，构建大科研体系按照“数据统一、平台统一、信息共享”的原则，整合集成盆地级/油气田级静态、动态数据资源库，各油田企业地震、钻井、录井、测井、试采、分析实验、油气生产、动态监测、地面管网、地质图件、研究成果等各类动静态数据进行整合集成，实现集中统一管理，一站式服务，释放数据资源。利用大数据、5G、数字孪生、云计算、物联网、机器学习等信息化技术，构建勘探开发一体化智能化协同平台，通过多学科交互融合分析，深度挖掘价值信息，实现科研高效化、部署智能化、决策科学化、效益最大化。
3.5.2 推进技术管理变革，构建大运营体系以技术进步推进管理变革、流程变革，通过技术管理变革，提高企业的创新能力、生产效率和竞争力，实现高质量发展。数字化、网络化、智能化为企业组织扁平化提供了技术支撑，使组织管理层级走向网络化协同，压缩管理层级、管理单元，建立适应数字化、智能化发展的新型组织架构，提高运营效率和效益。按照“全域数据、全面一体化、全生命周期、全面闭环”的理念，结合非常规油气物联网、云平台、智能诊断分析等，实现智能油气井、智能站场、智能管线的前端设计和生产运营。
3.5.3 践行安全绿色低碳，构建大环保体系坚持“绿水青山就是金山银山”理念，构建安全绿色低碳的油气田生产及勘探开发模式，统筹发展与安全。利用信息化技术实时监控、智能截断，提升本质安全，加强电网、管网、路网、讯网和水网5网建设，实现资源的高效利用和环境的保护。全面推广网电钻井、全电压裂，返排液循环利用，降低能耗和排放，提高钻井效率和安全性。实施大平台土地节约化和土地复垦工程，集约土地利用，全面实现节能、减排、提质、增效。通过这些措施，实现绿色安全低碳的开发模式，为高质量发展贡献力量。
4 结论（1）中国非常规油气资源丰富，是油气增储上产的重要领域，通过20多年的深化研究和攻关实践，自主创新了一批地质理论，攻关研发了一批关键工艺技术，形成了一批体制机制模式，有效推动多个盆地实现页岩油气、煤层气、致密油气等非常规油气勘探突破和效益开发，展现出良好的发展形势，非常规油气的勘探开发正逐渐进入高速发展阶段。
（2）中国非常规油气产业发展面临资源战略接替不足、效益开发关键技术体系亟须迭代升级、管理体制机制亟须优化提升、数智绿色建设亟须大力发展四大挑战，建议加强全领域战略谋划扩大非常规资源基础、深化全生命周期评价提高单井产量和采收率、强化全链条技术创新和迭代推进非常规效益开发、聚焦全要素资源统筹增强非常规开发活力、提升全过程绿色智能化打造非常规发展新格局，走好非常规油气发展新征程，为保障国家能源安全作出新的贡献。
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