在亞洲陸上最大的頁巖油長水平井平臺——國家級頁巖油示范區華H100平臺，長慶油田部署的31口水平井全部完井。

　　與常規井相比，這一平臺占地面積減少6成以上，實現了以最少的用地動用地下最多的儲量。在地面僅占30多畝地，但在地下實際開采儲層面積達4萬多畝，地上占一點，地下采一片，打造了隱形“采油航母”。

　　7月23日至24日，致密氣高效開發技術研討會在西安召開。近600名專家共同總結“十三五”期間我國致密氣勘探開發取得的成果，展望“十四五”致密氣發展的新目標、新技術、新趨勢。

　　目前，我國油氣資源已進入常規和非常規并重的開發階段，非常規油氣占全國累計探明油氣儲量的41%，非常規油氣產量占油氣總產量的20%。中國科學院院士、國家能源頁巖氣研發(實驗)中心主任、中國石油勘探開發研究院副院長鄒才能說：“從定位上說，我國已經實現從常規油氣向非常規油氣的跨越式發展，非常規油氣勘探開發取得革命性突破，在‘十三五’期間實現了工業化發展。”

　　新領域尋求突破 實現資源接替

　　自然資源部油氣資源戰略研究中心發布的《2020年全國油氣資源勘查開采形勢分析報告》顯示，2019年，全國石油新增探明技術可采儲量1.61億噸，儲量接替率為84.3%。今年，國家能源局召開的2021年頁巖油勘探開發推進會指出，2020年全國原油產量達1.95億噸，比上年增長1.6%，實現連續兩年產量回升。為進一步做好原油穩產增產，需要突破資源接替、技術創新和成本降低等多重難題，在頁巖油等新的資源接續領域尋求戰略突破。

　　按照有機質熱成熟度的高低，我國陸上頁巖油分為中低成熟度和中高成熟度兩大類。中高成熟度頁巖油在我國起步較早，現實性強，已開展相關工業試驗。中低成熟度頁巖油資源總量巨大，需要通過地下原位加熱，把多類有機物降質改造，產生輕質油和天然氣。目前正在進行先導試驗研究，一旦取得技術和經濟突破，有望在我國油氣增儲上產建設中發揮重要支撐作用，前景可期。

　　頁巖油作為長慶油田二次加快發展的最現實接替資源，如何實現規模效益開發尤為關鍵。由長慶油田歷經十幾年勘探發現的10億噸級慶城大油田，儲層位于鄂爾多斯盆地長7生油層，屬于極難有效開發的頁巖油資源。長慶油田通過持續攻關，探索形成鄂爾多斯盆地頁巖油高效開發模式。這一模式為挖掘非常規資源潛力開創了新路徑，為國內油氣資源低成本高效開發提供了有益借鑒和啟示。2020年3月，隴東國家級頁巖油示范區百萬噸產能建設全面啟動，標志著慶城10億噸級大油田進入規模開發階段。

　　頁巖氣的開發難度，首先是儲集空間小，主要存儲在比磨刀石還要致密的巖石中，儲集空間一般為納米孔隙，平均80納米，約為頭發絲直徑的1/600。其次賦存狀態與常規氣不同，主要以吸附態、游離態形式賦存在儲層中，開采初期產量以游離氣貢獻為主，中后期氣藏壓力降低，吸附氣解吸后才逐漸被采出。目前，中國石油在川南頁巖氣田經過10余年的勘探開發，形成了成熟的3500米以淺頁巖氣勘探開發六大主體技術系列，實現3500米以淺規模效益開發，并在深層頁巖氣勘探開發方面持續取得重大突破。

　　打破常規理念 樹立行業標桿

　　國內油氣勘探開發歷經半個多世紀的發展，東部主力油田已進入開發中后期；西部原油處于上升期，上產主力基本為致密油和頁巖油，穩產上產任務依然艱巨。

　　新疆油田瑪湖10億噸級大油區進入規模開發階段，產能建設、原油生產雙雙突破百萬噸，已成為中國石油開發上產的重點區域。中國石油在瑪湖地區有利勘探區域內，已對10個含油層系全面布控、立體解剖，滿凹含油格局全面形成。在瑪湖地區，中國石油創新理念、技術和思路，科學編制開發方案，推廣“大井叢、平臺式、工廠化”“水平井+體積壓裂”的建產模式，推進瑪湖地區整體高效開發。按照發展規劃，2019年至2030年瑪湖地區將新建產能1000多萬噸，預計2025年瑪湖地區原油年產量達到500萬噸并穩產6年以上。

　　根據全國第四次油氣資源評價，我國致密氣資源主要分布在鄂爾多斯、四川、松遼、塔里木等盆地，資源量為21.9萬億立方米，技術可采資源量為11.3萬億立方米，勘探開發潛力巨大。加快我國致密氣的開發利用，對緩解我國天然氣對外依存度不斷攀升的不利局面、保障國家能源安全具有重要戰略意義。2020年，致密氣占中國石油天然氣產量的比例已達26.6%。

　　2020年以來，長慶油田不斷挑戰非常規油氣開發極限，堅持自主創新，掌握了水平井優快鉆井、體積壓裂關鍵核心技術，攻克了致密氣、頁巖油開發的世界難題，建成百萬噸級頁巖油開發區塊和10億立方米致密氣水平井高效井區，提前3年實現年產油氣當量6000萬噸。

　　2008年以來，煤層氣公司承擔國家科技重大專項項目和股份公司煤層氣重大科技專項，開展中低階煤煤層氣開發技術攻關，成為全國煤層氣技術的引領者。創新形成中低階煤煤層氣富集地質理論和勘探開發7個技術系列，建成國家級煤層氣科技創新平臺，組建“兩院一中心”科技創新機構。2009年，煤層氣公司收回國外知名企業久攻不下的保德區塊，開始勘探開發，2013年建成5億立方米產能，2014年達到設計產能，高效建成我國首個規模最大的中低階煤煤層氣田，被國家煤層氣科技重大專項專家組譽為“樹立了中國中低階煤煤層氣開發的標桿”。

　　搶抓新機遇 助力中國石油高質量發展

　　從常規到非常規，關鍵是突破常規的理論、技術和方法。

　　在理論上，中國石油打破了常規滲透性儲層、經典圈閉油氣成藏的概念，突破了直井達西滲流開發的技術路線，提出了連續性“甜點區”非常規油氣理論。技術上，創新了水平井工廠化技術，顛覆了傳統圈閉型“油氣藏”生產模式，提出了非常規油氣水平井平臺式體積壓裂技術，制造“人造滲透率”形成“人工油氣藏”，突破了依靠達西滲流開發的傳統理論和技術。產量上，非常規油氣在我國油氣總產量中占比超過22%，特別是頁巖氣儲量和產量大幅增加。2020年7月，自然資源部發布《全國石油天然氣資源勘查開采通報（2019年度）》顯示：2019年，全國頁巖氣探明儲量達1.8萬億立方米，產量達154億立方米；致密氣產量近400億立方米，煤層氣產量近60億立方米，致密油產量近200萬噸。

　　我國具備支撐頁巖油商業化生產的資源稟賦。根據2019年自然資源部初步評價，中高成熟度頁巖油地質資源量為145億至215億噸，中低成熟度頁巖油技術可采資源量為200億至250億噸，具有良好的勘探開發潛力。中國工程院院士趙文智表示：“要實現‘頁巖油革命’，還需二者接續發展。”頁巖油氣在我國勘探開發程度較低，是石油工業未來重要的發展方向之一。培育世界一流的綜合一體化油田工程技術服務公司、推動更高水平的市場開放與對外合作，是實現頁巖油商業化、規模化開采的另一大動力。

　　趙文智指出：“考慮到老油田產量遞減現狀以及未來新發現油田品質、儲量規模與節奏等，保持原油年產2億噸應視為保持國家油氣供應安全的‘壓艙石’，要千方百計予以保證。”

　　搶抓非常規油氣資源的發展新機遇，既是國家能源安全需要，也是開發我國油氣資源稟賦的必然。

　　實踐者說

　　長慶油田公司首席技術專家：吳正

　　提高采收率是油氣田開發工作者永恒的主題。蘇里格致密砂巖氣藏規模開發后，就開始了提高采收率的攻關技術試驗。在已開發的老區塊中，從地質與氣藏工程方面進行研究，開展密井網試驗，優化井網井距，將沒有動用的儲量“激活”，以最少的井數動用地下更多的儲量。

　　蘇里格氣田中區共開辟3個加密井網試驗區，先后實施加密井60口，實現了井網密度每平方公里2.7至4.4口，開展干擾試驗47井組。通過井網加密試驗獲得的鉆井、測井、錄井等動態資料綜合分析，精細刻畫砂體結構、規模、展布形態，結果表明：致密砂巖有效儲層規模小、數量多，開發初期井網井間仍存在沒有控制的有效砂體。通過密井網試驗進一步評價了單井泄流范圍主要分布，建立了井間干擾概率與井網密度的關系，揭示了蘇里格氣田中區井網密度、采收率、收益率、干擾概率的內在關系，研究表明將井網密度提高到每平方公里2至3口，可提高采收率6%以上。在蘇里格氣田，采收率每提高一個百分點，就相當于為國家多貢獻天然氣200億立方米。

　　在鉆采工藝技術方面，通過完善直井連續分層壓裂提升多層系動用效果；水平井分段壓裂技術升級換代大幅提升單井產量；排水采氣技術提高單井累積產氣量；研發系列化泡排劑及自動加注裝置進而提效降本；研制速度管柱關鍵工具及國產連續油管，大幅降低技術應用成本；自主研發柱塞氣舉技術，成為低產氣井穩產利器。通過致密氣提高采收率技術攻關，蘇里格氣田已實現230億立方米以上規模穩產7年。（徐佳采訪）

　　大港油田公司首席技術專家：金鳳鳴

  大港油田自2013年開展深盆湖相頁巖油探索以來，首先在滄東凹陷孔二段利用官108-8井連續取芯500米，通過厘米~毫米級巖芯精細描述，以及上萬塊次的巖性、物性、含油性分析聯測，建立了頁巖油綜合研究 “鐵柱子”，取得了頁巖油富集理論認識：環湖多物源的半深水—深水沉積頁巖，發育長英質、混合質、灰云質三種頁巖類型，具有高頻紋層、高有機質、高長英質、低黏土質的“三高一低”特征，在中等熱演化窗（Ro 0.7%～1.2%）形成頁巖油留滯富集，明確了頁巖油有利勘探方向。

　　在此基礎上，部署鉆探官東1701H、官東1702H兩口水平井，單井獲最高日產油67噸、試采20噸以上達307天，率先實現我國從深盆湖相頁巖中采出工業油流的重大突破，打破了頁巖只生油不能產油的傳統觀念，變不可能為可能。進一步探索歧口凹陷深盆湖相頁巖油，沙三段鉆探濱56-1H井再獲日產38.4噸的穩定工業油流，沙一段風險鉆探歧頁1H又獲日產油80立方米高產，黃驊坳陷實現了3套烴源巖層系頁巖油的全面突破。

　　同時，在多口井壓裂過程中發生套變，試采產量低，深盆湖相頁巖油勘探開發面臨無效益的風險。大港油田組建專業聯合攻關團隊，創新提出“打準打長主富集層、低成本滑溜水石英砂密切割體積壓裂，先控壓后放壓再保壓的合理排采工作制度”等關鍵技術對策，官頁1-1-9H等4口井日產油達131至208立方米，奠定了頁巖油效益開發基礎。

　　目前，大港油田頁巖油已形成日產超300噸、年產10萬噸的開發示范區。相關理論認識與關鍵技術成果推廣，為我國頁巖油發展提供了有益借鑒。（劉英采訪）   

　　攻關之路

　　非常規理念和技術撬動非常規資源

　　（長慶油田隴東頁巖油產能建設項目組經理 吳志宇）

　　鄂爾多斯盆地中生界延長組長7段發育豐富的源內非常規石油資源，是中國非常規夾層型陸相頁巖油的典型代表。2011年，集團公司制定長慶油田發展規劃時，將上述油藏作為重點攻關對象。

　　長慶油田依托國家和中國石油重大科技攻關專項，組成2000多人的攻關團隊，十年如一日，矢志自主創新，形成了五大技術系列18項配套技術，實現了單井產量的大幅提升，促生了慶城10億噸級頁巖油田的發現；研發了一批高性能低成本、完全國產的拳頭產品，打破依賴國外的被動局面，節約成本近20億元。

　　在成藏理論方面，揭示了陸相淡水湖盆超富有機質形成機理，創建了“超富有機質供烴、微納米孔喉共儲、高強度持續富集”的源內非常規石油成藏模式，拓展了勘探新領域。

　　在儲層預測評價方面，實現地質和工程“雙甜點”有效預測，預測符合率達85%，水平井有效儲層鉆遇率較以往提高15%以上，識別的“甜點”段一次壓開成功率提高到93.7%。

　　在開發方式方面，揭示了致密儲層滲吸作用強、驅替作用弱的規律，發展了非常規油藏滲流理論，創建了超前補能、滲吸置換的準自然能量開發方式，創新形成“小井距、立體式、長水平井”效益建產布井模式。并完善了水平井橢圓不穩定滲流理論，制定了一體化生產制度，實現了源內非常規油藏的有效動用。

　　在鉆井和儲層改造方面，創新形成以“三維剖面優化設計、實鉆軌跡精確控制、強抑制防塌鉆井液體系、增強增韌固井工藝”為核心的長水平井優快鉆完井技術，平臺最大井數由6口增至31口，最長水平段由2500米延長至5060米；破解了強非均質性低壓油藏如何增大改造體積和長期穩產的技術瓶頸，創建了以“高密度細分切割、可溶球座硬封隔、多級暫堵軟封隔、壓前補能和壓后悶井置換”為核心的水平井“造縫、補能、驅油”一體化體積壓裂技術，儲量縫控程度由50%提高至90%以上，單井EUR由1.8萬噸提升至2.6萬噸。 （徐佳 李楷采訪）

　　三個突破，推動頁巖氣效益開發

　　（西南油氣田公司氣田開發管理部 劉文平）

　　頁巖氣勘探開發難度遠遠大于常規氣。

　　開發頁巖氣，首先要解決“頁巖氣在哪里、資源潛力怎么樣、能不能商業開發”等問題。“十二五”期間，通過借鑒國外頁巖氣勘探開發技術和經驗，先后引進多家國際知名油公司，在川南地區五峰組~龍馬溪組開展聯合攻關，但是由于該套地層經歷多期構造運動，地層地質年代老、成熟度高，地質工程條件和地表條件均比北美復雜，勘探開發難度遠超北美。國際知名油公司殼牌和bp公司引入北美技術進行開發，效果不佳，先后退出。為此，中國石油在引進消化的基礎上，自主創新形成了以“地質評價、開發優化、優快鉆井、體積壓裂、工廠化作業、清潔開發”為主體的六大勘探開發技術，優選了長寧、威遠和昭通三個建產區，明確了有利區層，落實了頁巖氣資源潛力，實現了清潔效益開發，建成了“四川長寧—威遠國家級頁巖氣產業示范區”。

　　“十三五”以來，天然氣價格波動較大，要想效益開發必須在基礎理論和關鍵技術方面實現新的突破。中國石油通過深化地質認識，堅持頁巖氣勘探開發一體化，創新形成了“沉積成巖控儲、保存條件控藏、Ⅰ類儲層連續厚度控產”的“三控”頁巖氣富集高產理論，進一步聚焦有利區帶和縱向“甜點”層；創新形成了地質工程一體化高產井培育方法，建立了地質工程一體化技術路線和“一體化研究、一體化設計、一體化實施和一體化迭代”的工作流程，構建了“室內研究決策+現場實時調整”的高效工作模式，實現了從無到有、從定性到定量、從理論到實踐三個突破，大幅提高了單井產量，實現了高產井的批量復制。

　　通過創新形成的“一項理論、六大主體技術、一種方法”，建成了國內首個“萬億儲量、百億產量”頁巖氣大氣區，使頁巖氣成為中國石油天然氣儲量產量新的增長極。

　　亮點技術

　　頁巖油體積開發井網部署優化技術：此項技術是依據人工裂縫縱向擴展能力，開展層系劃分、組合，實現縱向資源充分動用。通過建立水平井產量與段長關系，結合鉆井和壓裂作業能力，綜合經濟效益優化水平井段長度。綜合RTA分析、一體化縫網模擬、變井距礦場試驗技術確定合理人工裂縫長度，建立縫網約束下油藏模型，綜合資源動用、EUR、采收率、效益評價模擬確定合理井距、段簇間距和部署模式。在吉木薩爾頁巖油，已實現縱向四套層系組合，單層200米、立體交錯100米、5至8米密切割體積開發，在實現資源充分動用的同時，試驗平臺單井初期日產50噸。（宋鵬 高陽）

　　瑪湖礫巖致密油注烴氣混相驅技術：針對瑪湖油區伴生氣資源豐富，油藏埋深大、壓力系數高、易混相及常規水驅適用性差的特點，積極開展水平井體積壓裂后烴類氣體混相驅技術攻關試驗，明確了已開發區典型區塊混相能力及提采機理，形成基于人工壓裂縫網的烴類氣驅注采參數優化技術。在瑪18井區開展現場試驗，通過優化注氣介質，確定瑪湖地區注烴類氣體采用濕氣注入，混相壓力可降低12兆帕，注氣成本每標方可節約0.5元。 （宋鵬 秦明）

　　川南3500米以淺頁巖氣規模有效開發理論、技術及應用：圍繞“優選建產區、規模效益清潔開發、批量復制高產井”目標，聯合開展理論、技術和方法攻關，創新形成本土化的“沉積成巖控儲、保存條件控藏、Ⅰ類儲層連續厚度控產”的“三控”頁巖氣富集高產理論、勘探開發六大主體技術和地質工程一體化高產井培育方法，掌握了川南3500米以淺頁巖氣規模有效開發的理論和關鍵技術，實現了高產井批量復制。 （黃媚 李武廣）

　　鄂爾多斯盆地源內非常規慶城大油田勘探突破與規模開發：本項目針對鄂爾多斯盆地源內非常規油藏地質理論研究及勘探開發技術攻關的關鍵難點，主要攻關成果包括：1.創新形成了陸相淡水湖盆大型源內非常規石油成藏理論。2.創新形成了源內非常規地球物理預測評價關鍵技術。3.創建了源內非常規油藏滲吸置換超前補能開發方式。4.自主研發了大井叢長水平井優快鉆井及體積壓裂增產技術。5.創建了源內非常規石油開發全生命周期組織管理新模式。 （時建超 尤博）

　　黃驊坳陷深盆湖相頁巖油勘探開發技術：大港油田基于渤海灣盆地黃驊坳陷滄東凹陷孔二段深盆湖相頁巖層系連續500米取芯、1.2萬塊次分析聯測，發現斷陷深盆區發育“高頻紋層、高有機質、高長英質、低黏土質”湖相頁巖，在中等熱演化階段形成頁巖油留滯富集；建立了基于鏡質體反射率Ro、超越效應S1/TOC、測井電阻率和脆性指數為核心的頁巖油富集層、富集區評價方法； 創新了“打準打長主富集層、低成本滑溜水石英砂密切割體積壓裂，先控壓后放壓再保壓的合理排采工作制度”等頁巖油效益開發關鍵技術對策。

　　現場實施后，單井最高日產油208立方米，取得了從深盆湖相頁巖中采出穩定工業油流的重大突破。（劉英）