□李倩文 陈新军

    我国陆相页岩油分布层系多、范围广、资源潜力大，对石油企业而言，实现陆相页岩油规模效益开发，推动我国陆相页岩油革命，是在现有油气资源禀赋下的必然选择。

    近年来，各油田企业不断加大页岩油勘探开发力度，鄂尔多斯、准噶尔、松辽、渤海湾等盆地页岩油勘探开发相继取得重大突破，在资源评价、开发提产、理论研究、工程技术等方面取得了一系列重要进展，先后设立了新疆吉木萨尔、大庆古龙、胜利济阳3个国家级页岩油示范区。当前，我国陆相页岩油勘探开发已取得以下进展。

    一是资源基础雄厚，储量丰富。中国石化矿区内页岩油地质资源量约占全国地质资源量的1/3，主要分布于渤海湾、江汉、苏北、鄂尔多斯、四川、松辽、南襄等7个盆地。截至2022年底，中国石油落实页岩油三级储量44亿吨，探明国内首个10亿吨级页岩油田庆城大油田；中国石化累计新增页岩油控制储量1.13亿吨。

    二是产量快速增长，初步实现规模开发。我国陆相页岩油勘探开发先后经历了研究探索、勘探突破、试验攻关、开发建产等阶段，年产量快速增长，目前已初步实现规模开发。

    三是理论认识不断发展和完善。在地质理论方面，从陆相产油理论到陆相生油理论的转变，实现了重大理论创新，“源储一体、全盆找油”的非常规石油地质理论取得成功实践；建立了页岩油地质评价标准，初步形成基于页岩油地质工程一体化甜点选区与目标评价优选体系，规范和指导我国页岩油勘探开发；形成了甜点精细评价与控制技术，优质甜点预测精度与钻遇率大幅提升；揭示了中低成熟度页岩油原位转化机理，依托基础实验确定了关键评价参数，评价出我国中低成熟度页岩油资源潜力。

    四是工程技术水平显著提高。建立了符合页岩油特点的开发评价方法、技术标准，基本形成了以“长水平井、小井距、大井丛、立体式、细分切割体积压裂”为核心的体积压裂关键技术体系，创新形成了地质工程一体化体积开发部署技术，实现多层一次性动用；创新发展了长水平井、大井丛、立体式布井模式，工厂化、平台化工程作业模式，有效节约征地面积，提高单井产量和采收率，缩短钻井周期，降低开发投资。

    我国页岩油快速发展成绩有目共睹，然而，由于我国陆相页岩油赋存地质条件复杂，无法完全复制美国理论与技术模式，要实现高质量勘探、规模效益开发，还面临技术、管理等诸多挑战。在当前油价长期震荡的形势下，要实现我国陆相页岩油的规模效益开发，建议从基础理论、开发技术、提产降本3个方面加大攻关力度，加速推动我国陆相页岩油革命。

    加强基础理论研究，开展具有中国特色的陆相页岩油理论技术攻关。要积极探索陆相页岩产油机理，加快形成中高成熟度和中低成熟度两大类页岩油理论技术体系，集中研究陆相页岩油甜点区和甜点层赋存机理和富集规律，深化相态与渗流等页岩油开发理论研究，创建陆相页岩油“体积开发”理论体系。

    加强工程技术攻关，降低单井成本。应建立不同类型页岩油差异化最优靶层标准，集成多学科精细甜点优选技术，提高效益开发甜点钻遇率；优化大平台部署，打造具有示范区特色的高效工厂化作业模式标杆；提升钻完井技术，降低单井成本；探索压裂、增能、补能一体化技术，提高采收率；加强开发参数个性化、地质工程一体化研究，强化精细体积开发，制定科学合理的开发技术策略，提高单井最终可采储量；加快地下实验室建设，深化开发规律再认识，支撑技术升级换代；推进智慧油田平台建设，提升综合效益。

    创新组织管理方式，促进提产降本增效。要以国家级页岩油示范区建设为基础，以试点示范带动新技术应用，先行先试，提高我国页岩油勘探开发成效；加强地质工程经济一体化研究，缩减钻井周期，提升钻井作业效率，实现降本增效；贯彻全生命周期管理理念，推进页岩油的高效动用和有效组织；强化管理方式创新，鼓励合资合作和技术共享，加快智能化新技术运用，不断降低页岩油勘探开发成本，实现规模化、效益化的良性发展；完善相关配套政策，探索创新管理体制机制，加大财政支持和政策补贴力度，提升开发效益。

    （作者单位：石油勘探开发研究院）