页岩油是我国未来原油可持续发展的重要接替资源。随着国民经济快速发展，国内能源消费持续增长，2020年，我国原油产量达到1.95亿吨，对外依存度达到73.5%。目前，我国东部陆上石油处于中高勘探程度，且老油田进入开发后期，面临高含水、储量动用难等问题，给原油产量硬稳定带来了诸多挑战。

    “十三五”期间，我国中高成熟度页岩油地质资源量达到283亿吨，具备增储上产的巨大潜力。加大页岩油勘探开发力度，对保障国家能源安全、东部老油田实现可持续发展具有重要意义。

    加强关键科学问题与技术攻关是实现页岩油规模效益开发的关键。我国陆相含油气盆地分割性强，后期构造活动期次多，发育淡水、半咸水与咸水湖泊等多种页岩类型，相带变化快，岩性复杂，非均质性强，页岩油赋存方式多样，不同类型含油气盆地页岩油的赋存机理与资源潜力研究薄弱。页岩热演化程度普遍偏低，原油密度较大、含蜡量高、可流动性差，试采井试采周期短、流动规律不清，给开发技术政策的制定带来挑战。当前，我国页岩油工程工艺技术虽然取得一定进步，但适应性有待提高，钻完井效率和成本与北美相比仍存在较大差距，需要产学研结合，加强不同类型陆相页岩油富集机理与流动机理研究，持续攻关页岩油勘探开发工程技术、装备及配套工具，促进页岩油产业发展。

    地质工程经济一体化是实现页岩油提产降本增效的有效模式。全生命周期管理是非常规资源高效动用最有效的组织模式。即使在低油价时期，北美页岩油气公司通过钻机升级、地质工程一体化提升钻井作业效率，大幅缩减钻井周期，实现了储产量的稳定增长与降本增效。我国涪陵页岩气田等产建区勘探开发的实践也表明，地质工程经济一体化是气田实现效益开发的必然选择。

    根据我国页岩油储层的地质特征，必须加强地质工程经济一体化攻关，做好试采井及井组产能预测、开发规律研究，优化井网井距，精细描述钻井、压裂岩石物理模型，完善水平井钻井技术提速集成及一趟钻配套方案，改进大型丛式井多套层系压—驱—采一体化技术及配套技术，进一步优化井工厂施工流程和作业顺序，推进自动化钻井、智能压裂等技术的规模应用，从而实现陆相页岩油的效益开发。