非常规油气勘探开发理论技术助力我国油气增储上产

邹才能 赵 群 王红岩 孙 倩 邵 男 胡志明 张辰君 孙玉平 王玫珠 刘德勋

（1.中国石油勘探开发研究院；2.西南石油大学；3.中国石油天然气集团有限公司科技管理部）

非常规油气主要包括致密油（页岩油）、油砂油、致密气、页岩气、煤层气和天然气水合物等。非常规油气资源的有效开发改变了全球油气供给格局。非常规天然气已经成为全球天然气产量增长的主力，非常规油已经成为全球原油产量的重要组成[1-3]。2020年全球非常规油产量5.4×108t，约占原油总产量的13%。其中，致密油与页岩油产量3.8×108t，油砂油产量1.6×108t。2020年全球非常规天然气产量超过1.1×1012m3，约占天然气总产量的29%。其中，页岩气产量7700×108m3，致密气产量3020×108m3，煤层气产量750×108m3。美国非常规油气发展的理论技术及产量规模处于世界领先。针对非常规油气复杂地质特征，中国油气企业探索形成了系列特色理论技术，有效推动了致密气、煤层气和页岩气的勘探开发，成为中国天然气产量的重要组成，致密油与页岩油等勘探评价在多盆地取得重要发现，成为未来国内原油稳产增产的关键领域。2020年，我国非常规天然气产量732×108m3，约占天然气总产量的38%。其中，致密气产量465×108m3，页岩气产量200×108m3，煤层气产量67×108m3。

1 全球非常规油气获革命性进展

美国非常规油气勘探开发取得革命性突破，引领全球相继掀起致密气、煤层气、页岩气、致密油与页岩油开发热潮。

1.1 科技推动非常规油气规模有效开发

1973年、1978年和1990年发生的3次“石油危机”对美国经济发展造成严重冲击。为应对“石油危机”影响，1973年美国尼克松总统首次提出“能源独立”战略。为实现“能源独立”，美国政府瞄准非常规油气资源，以科技攻关和财政扶持举措推动“非常规油气革命”[2]。1976年，美国能源部主导设立了非常规天然气研究项目（UGRP），下设东部页岩气项目（EGSP）、西部致密砂岩项目（WGSP）和煤层甲烷开采项目（MRCP），至2005年项目结束运行周期长达28年。1971年美国常规天然气产量达峰值（5877×108m3）后，在该项目引领下，煤层气、致密气和页岩气等实现有效开发，接力推动天然气产量稳产增产。特别是近10年，在页岩油气产量快速增长的推动下，美国由2010年全球油气第一进口大国，2017年转变为天然气净出口国，2019年实现原油净出口。

1.2 美国非常规油气进展

致密气是最早取得开发突破的非常规天然气。1980年，美国致密气产量占天然气产量的2%，2011年产量达到1690×108m3，之后受页岩气开发突破影响，致密气产量呈降低趋势。借鉴美国成功经验，加拿大、欧洲和中国等多个国家和地区相继实现致密气开发。

1980年美国煤层气开发获突破，2008年产量达到峰值556.7×108m3，2020年产量递减至200×108m3。加拿大煤层气开发于2000年前后取得突破，2010年产量达到峰值94×108m3，2020年产量递减至40×108m3以下。澳大利亚煤层气开发在2004年实现突破，2020年产量超过450×108m3，现已取代美国成为全球最大的煤层气生产国。

1997年美国在Barnett页岩气田采用大型水力压裂技术获高产气井，标志着页岩气开发取得突破。2010年前后随着水平井多段压裂技术突破，页岩气产量加快增长，2020年页岩气产量达7330×108m3。加拿大页岩气开发在2008年取得突破，2013年后因天然气出口路径限制，2020年产量达55×108m3。2013年阿根廷页岩气开发取得突破，2020年产量为115×108m3。

加拿大油砂研究始于20世纪20年代。阿尔伯塔研究委员会长期持续赞助从油砂中分离沥青的研究项目。1967年，加拿大油砂公司（Canadian Oil Sands Ltd.）开始商业化生产油砂油，日产量为1900t。2020年加拿大油砂油产量为1.60×108t，受新冠肺炎疫情影响比上一年产量降低了5%。

美国致密油（页岩油）通常与页岩气共生共采，2020 年产量为3.5×108t，与2019年相比产量降低了5%。受美国引领，加拿大和阿根廷也实现了致密油（页岩油）的有效开发，2020年产量分别为2500×104t和 520×104t。

1.3 美国“非常规油气革命”的三点启示

（1）超前设立颠覆性科技项目，针对传统油气勘探“禁区”，持续创新理论与水平井体积压裂技术。美国在1976设立的非常规天然气研究项目成为非常规天然气发展的基础。

（2）明确非常规发展战略，并以法律为保障，长期不间断给予科技投入和政策扶持，直至该领域全面产业化。在“能源独立”战略推动下，瞄准油气资源潜力巨大的致密砂岩、煤层和页岩储层，通过《能源部重组法案》《原油意外获利法》确立长期科技攻关和财政扶持政策，有力推动了战略目标的实现。

（3）超前布局科技战略，突破常规思维，大胆创新，是美国在能源等诸多领域长期保持世界领先的动力。19世纪70年代石油危机背景下，多数人对美国能源发展持悲观情绪，尼克松政府首次提出“能源独立”战略，并成为美国政府50年来坚守不变的奋斗目标。

2 中国非常规油气勘探开发获战略性进展

10余年来，我国常规油气藏资源品位不断下降，勘探开发关键技术持续创新，非常规油气勘探开发取得了战略性突破，致密气、煤层气和页岩气相继实现规模有效开发，致密油与页岩油取得重要进展，非常规油气正在成为我国油气勘探和可持续增储上产的接替领域。

2.1 非常规天然气

当前，中国陆上各大含油气盆地继续发现大型常规天然气田的概率较低，未来常规天然气产量将以稳产为主，非常规天然气产量持续增长，2020年产量达732×108m3，占天然气总产量的38%。

2.1.1 致密气

2000年，国内学者针对鄂尔多斯盆地提出了坳陷煤系源储共生致密砂岩气成藏理论，指导苏6井获高产（试气无阻流量120×104m3/d，提交探明储量5336×108m3），我国致密气储量进入规模增长期[5-7]。2003年，鄂尔多斯盆地苏里格和大牛地致密气田投产，开启了致密气开发之路。2006年，川中广安须六气藏、吉林长岭登娄库组气藏试采，苏里格“5+1”（长庆石油勘探局、辽河石油勘探局、四川石油勘探局、大港油田集团公司 、华北石油管理局与中国石油长庆油田公司）合作开发模式实施，致密气进入规模开发试验阶段。

2009年，多层多段改造技术成熟配套，我国致密气产量进入快速增长期。通过“十二五”攻关，全国12个致密气田先后投入开发，建成了以苏里格、神木、米脂为代表的鄂尔多斯上古生界致密气田群，在川中建成了须家河组致密气田，在松辽盆地建成长岭致密砂岩气田，在吐哈盆地建成巴喀致密砂岩气藏[5-7]。2014年中国致密气产量达340×108m3，占天然气总产量约25%，成为我国天然气生产的主体之一。

2015—2018年，致密气勘探开发理论技术趋于成熟，我国致密气开发进入产量稳定期。通过不断实践，建立了致密气大型复合砂体分级构型理论，井网优化与深度改造、排水采气相结合，采收率可达50%。

2019—2020年，中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）和中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）等企业通过加大勘探开发力度，致密气产量再创新高。截至2020年底，中国致密气探明地质储量超过5×1012m3，2020年产量达到465×108m3，与2019年相比增长约15%，占全国天然气总产量的24%。

2.1.2 页岩气

作为北美之外最大的页岩气生产国，通过10余年勘探开发攻关，中国以四川盆地及邻区为重点，实现了海相页岩气资源的有效开发[8-9]。

2007年，中国石油勘探开发研究院与美国新田石油公司联合开展“威远地区页岩气联合研究”。2008年，项目组在地质评价基础上，钻探长芯1地质资料井，率先明确了四川盆地五峰组—龙马溪组页岩是中国页岩气的工作重点，并在2009年初步确定了长宁、威远和昭通等页岩气有利区，启动了长宁—威远和昭通产业化示范区建设，提出年产量15×108m3的页岩气发展目标[8-9]。

“十二五”期间，国内学者通过勘探开发实践，初步建立了页岩气勘探开发理论技术，为页岩气产业加快发展奠定了基础。2010年，中国石油钻探了第一口页岩气井——威201直井，在龙马溪组页岩段压裂获测试产量（0.3～ 1.7）×104m3/d，标志着我国页岩气发展进入自主创新阶段[8-9]。2011年，中国石油在宁201-H1水平井进行10段压裂，获测试产量15×104m3/d，明确了川南页岩气开发前景。2012年，中国石化焦页1HF水平井获测试产量20×104m3/d，标志着涪陵页岩气田的发现。2014年，中国页岩气产量达到12×108m3，标志页岩气进入工业化快速发展阶段，中国成为北美之外第一个实现页岩气商业化开发的国家。2015年，中国页岩气产量达到46×108m3，建成涪陵、长宁、威远和昭通页岩气田，基本实现了国家规划预期目标。在页岩气勘探评价理论方面，国内学者在威201直井首次发现北美以外页岩存在于孔径为5～ 100nm的孔隙，针对中上扬子地区海相页岩气成藏特点，提出了超压页岩气成藏理论[10]，提出了常规—非常规油气“有序聚集”理论，并建立了页岩气富集的稳定区连续型“甜点区”和改造区构造型“甜点”2种分布模式[8-9]。针对涪陵页岩气成藏特征，提出“二元富集”理论[11]。在页岩气开发技术方面，提出“人工油气藏”概念和开发理念[8-9]。中国石油和中国石化两家企业针对四川盆地及邻区海相页岩气地质特征，初步形成了适用于埋深3500m以浅的页岩气水平井多段压裂技术系列。

“十三五”期间，中国页岩气有效开发技术趋于成熟，埋深3500m以浅页岩气资源实现有效开发，埋深3500m以深页岩气开发取得突破进展，推动四川盆地海相页岩气成为中国天然气产量增长的重要组成部分，页岩气产业进入跨越发展阶段。以四川盆地埋深3500m以浅的五峰组—龙马溪组海相页岩区为重点，累计探明页岩气地质储量2.0×1012m3，2020年实现产量200×108m3，未来以稳产为主。其中，中国石油在蜀南的长宁、威远和昭通等区块实现页岩气产量116×108m3，中国石化在涪陵、威荣等页岩气田实现页岩气产量84×108m3。“十三五”中国天然气产量增长575×108m3，其中页岩气占产量增长贡献率的27%，已经成为中国天然气产量增长的重要组成部分。埋深超过3500m的深层页岩气具备再上产200×108m3以上的条件，是未来中国页岩气发展的最主要领域。

科技在页岩气产业发展中发挥了重要的引领作用。在地质储层方面，明确了四川盆地及邻区龙马溪组底部3～ 5m高脆性富有机质页岩是最优的水平井“黄金靶体”。“黄金靶体”厚度、压裂改造水平段长、“黄金靶体”钻遇率、加砂强度等是控制气井高产的最主要因素。川南深层页岩储层与深水沉积环境高度叠合，川南深层靠近Ⅰ级断层的水平井测试压力系数为2.0左右，深层页岩储层裂缝发育具有常规—非常规复合裂缝气藏特征。在开发技术方面，形成了地质工程一体化评价技术，水平井多段压裂等关键工程技术实现了第一代向第二代的发展跨越[12]。川南地区页岩气平均单井最终可采储量（EUR）由最初0.5×108m3提高至（1.0～ 1.2）×108m3。

2.1.3 煤层气

中国煤层气产业起步较早，针对高煤阶煤层气形成了特色开发技术，但受多种因素制约，总体发展低于预期。

20世纪80年代，国内学者引入煤层气概念，中国开展了主要含煤盆地煤层气资源潜力评价。1996年，中联煤层气有限责任公司（简称中联煤）成立，探索了不同形式的煤层气对外合作模式。中国石油、中国石化、中联煤、晋城煤业集团（简称晋煤集团）等积极开展煤层气示范试验，逐渐聚焦沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘煤层气开发[13-16]。

局部区块关键工程技术突破，推动煤层气进入开发活跃期。2004年，晋煤集团下属沁水蓝焰煤层气有限责任公司在沁水盆地南部SH-3号煤层气井压裂后自喷产气，并启动了寺河矿区100口煤层气井开发，标志我国煤层气进入规模开发阶段。2006年，中国石油启动沁水盆地5×108m3/a煤层气产能建设，煤层气开发进入活跃发展期。之后，中国石化、晋煤集团与地方企业积极投入煤层气勘探开发，逐渐形成了较为完善的中高煤阶煤层气勘探开发理论与技术，沁水、鄂尔多斯盆地东缘等气田实现商业开发[13-16]。

2012年以来，中国煤层气产业受地质、技术、管理等多因素影响，在经历活跃发展期后进入产量稳定增长期。截至2020年底，中国累计探明煤层气储量7259×108m3，2020年实现煤层气地面开采产量67×108m3，年均增长 5×108m3。

煤层气长期开发实践表明，煤层气地质条件复杂，关键科技问题尚未充分解决，勘探开发技术难以复制，单井产量偏低，煤层气产业发展不充分。中国主要含煤盆地构造复杂，含煤地层沉积后经历多期次构造运动，煤储层具有极强的非均质性[13-16]。沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘已形成成熟技术，实现规模开发，但受储层变化影响，不同区块关键工程技术难以复制[13-16]。尽管煤层气开发面临诸多难题，但沁水盆地、鄂尔多斯盆地东部等主力产气老区仍具有一定上产潜力，深部煤层气开发技术正在突破，有望实现效益开发。二连、海拉尔等盆地低煤阶煤层气在多点获得气井高产，煤层气仍具有较好的上产潜力。

2.2 非常规石油

我国自2008年开始跟踪国际动态，借鉴美国非常规油气勘探开发成功经验，2010年正式提出了“致密油”的概念[17-21]。2010年，中国石油、中国石化等国内企业通过老井复查，在准噶尔、渤海湾、鄂尔多斯和松辽等盆地发现致密油流。2011年，国内召开了首次致密油会议，致密油勘探潜力开始受到重视。2013年，出台行业标准SY/T 6943—2013《致密油地质评价方法》[17]，各探区地质评价被纳入勘探开发日程。2014年，国家致密油研发中心成立，国家973致密油项目启动。

2014年以来，通过致密油与页岩油理论、技术攻关，相继获得鄂尔多斯盆地延长组长7段、松辽盆地青山口组和扶余油层、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组、渤海湾盆地沙河街组、四川盆地侏罗系、三塘湖盆地二叠系、吐哈盆地侏罗系、酒泉盆地白垩系等多套层系13个区块的致密油与页岩油发现，在细粒沉积与纳米油气连续型聚集规律与富集理论、致密储层体积改造与“工厂化”作业模式等方面，取得了重要进展[17-21]。截至2020年底，我国致密油与页岩油整体快速发展，已累计建成产能450×104t/a，年产量约200×104t，在准噶尔、松辽和鄂尔多斯等盆地实施多个致密油与页岩油开发示范项目，一批水平井获得高产，显示了良好的资源与开发前景。

3 中国非常规油气勘探开发理论技术突破

3.1 非常规天然气

近年来，致密气和页岩气勘探开发理论与技术取得较大突破，成为天然气藏勘探开发的重点和热点领域[1-3]。

通过20余年研发攻关和技术创新，形成了针对中国致密气的理论认识和开发关键技术，有力支撑了致密气的规模有效开发。理论认识主要有3个方面[5-7]：（1）广覆式、高成熟煤系源岩持续生气理论；（2）源储大面积紧密接触、近源运聚理论；（3）致密气“多级降压”开发理论。关键技术进步概括为4个方面[5-7]：（1）致密气藏精细描述技术（包含致密气储层地震预测及含气性检测技术、致密气测井评价及气层识别、复合砂体分级构型与井网优化部署）；（2）提高单井产量技术（包含直井分层压裂技术、水平井优化设计和水平井分段压裂技术）；（3）提高采收率技术（包含剩余气分类评价和致密气提高采收率技术）；（4）低成本开发技术（包含快速钻井技术、井下节流与中低压集输技术、数字化生产管理）。

经过10余年勘探开发攻关，四川盆地海相页岩气基础理论认识取得重要进展[8-11]：（1）四川盆地五峰组—龙马溪组海相页岩储层具有高有机质含量和纳米级孔隙度特征；（2）层理类型控制页岩储层品质，四川盆地五峰组—龙马溪组海相页岩发育5类层理；（3）揭示了海相深水陆棚笔石黑色页岩形成机理，建立页岩气“甜点区”和“甜点段”地质理论；（4）川南地区深层优质页岩厚度大、保存条件好、微裂缝发育、异常超高压，页岩气富集高产；（5）基于“人工气藏”理念，多段压裂形成缝网体系、构建流动系统，初步形成页岩气开发理论。关键工程技术获得重大突破[8-11]：（1）水平井多段压裂等关键工程技术指标大幅提升，深层页岩气开发技术日趋成熟；（2）通过地质工程一体化，实现页岩气开发最优化，成为页岩气高效开发的关键；（3）借助地下光纤监测、人工智能大数据和数字化井场等新技术，页岩气开发成本有望继续降低。

3.2 非常规石油

近年来，中国陆相致密油（页岩油）在理论技术研发和勘探开发实践中取得了3方面研究进展[17-21]：（1）初步创立中国陆相湖盆细粒沉积、富有机质页岩分布、有机质富集理论，创新中国陆相纳米油气连续聚集、“甜点区”形成与富集理论，揭示了中国陆相致密油与页岩油地质特征与富集规律，纹层状富有机质页岩是主力烃源岩，发育陆源碎屑、内碎屑等多种类型有利储层，初步建立夹层型、纹层型、页岩型3类页岩油分类标准，明确了有利储集相带、近烃源中心、稳定的构造背景是富集高产共性主控因素。（2）揭示了致密油（页岩油）开发非线性渗流及“L”形生产规律，建立非线性渗流数学模型，形成了非线性渗流理论；提出了有效动用系数概念，形成了井网适应性快速评价方法；研发了非线性渗流数值模拟软件，填补了国内外空白；井网优化调整技术在长庆、大庆、吉林、华北、新疆五大油区应用效果显著。（3）初步形成致密油（页岩油）勘探开发关键技术系列，包括多尺度储层孔喉系统与储层表征、资源分级评价，选区与目标评价优选体系，“六性三质”甜点区评价指标体系（六特性包括岩性、烃源性、物性、含油性、脆性、地应力各向异性；三品质包括地质、工程和效益），地震响应及工程评价与“甜点区/段”评价预测技术，水平井优快钻完井、水平井细分切割体积压裂改造技术与“工厂化”作业新模式，首次形成了基于非线性渗流理论为基础的井网优化调整、长水平井小井距大井丛布井及有效开发技术。

4 发展方向思考

“十三五”期间，我国非常规油气勘探开发取得“革命性”突破，实现了从常规油气向非常规油气的工业化发展。2020年，中国非常规油气产量超过7000×104t油当量，成为我国“稳油增气”的最现实资源，战略意义重大。其中，非常规油是产量稳定的“砝码”，预计2030年产量将占原油总产量的20%；非常规气是产量增长的“主力”，2030年产量有望超天然气总产量的50%。

4.1 非常规油气发展的“三个创新”

非常规油气革命性跨越式发展得益于理论、技术、管理“三个创新”。（1）理论创新，打破了常规渗透性储层、经典圈闭油气成藏的概念，突破了直井达西渗流开发的传统技术路线，提出了连续型“甜点区”非常规油气理论，为非常规油气地质新学科的建立奠定了基础。（2）技术创新，打破了直井为主的井筒方式，通过非常规油气水平井、平台式、体积压裂的探索与实践，创建了“人工油气藏”理论与技术。（3）管理创新，突破科技、管理、市场分界，建立一体化最优降成本体制与机制。

4.2 非常规油气发展的“三个必然”

非常规油气在地质理论、开发技术、管理模式等方面不同于常规油气，产业发展具有“三个必然”趋势。（1）常规—非常规油气有序聚集的基本规律，指导油气勘探开发从常规进入非常规油气新阶段，是石油工业发展的必然历史趋势。（2）非常规油气开发需建立“人工油气藏”理论技术，实现地下页岩油原位转化、地下煤炭气化、地下水平井压裂体积开发，通过颠覆性创新，突破瓶颈技术是非常规油气开发的必然要求。（3）非常规油气开发向深层、新区新领域、原位改质油化与气化等方向发展，开发难度不断加大，未来持续中低油价趋势，创新低成本技术是非常规油气开发的必然路径，“低成本战略”将成为油公司发展的生命线。

4.3 “十四五”非常规油气发展重点方向

“十四五”时期，做好非常规油气领域战略规划部署，努力谋划实现非常规油气“三个突破”。（1）实现川南海相“深层规模效益开发突破”，积极开展深层页岩气开发攻关试验，推动深层页岩气资源规模有效动用，助力我国天然气产量再上新台阶。（2）以中低成熟度、中高成熟度页岩油开发为代表的“页岩油突破”，创新油气开发理念，分别采用水平井体积压裂技术路线、地下原位转化，建立页岩油地下“人造渗透率”和“人造炼厂”，保障国内原油产量生产底线。（3）以煤炭地下气化为代表的“煤制气突破”，将煤炭在地下加热，生成氢气、甲烷等气体产物，结合二氧化碳捕获、利用与封存技术（CCUS），实现煤炭清洁化利用，推动我国天然气快速上产。

“十四五”期间，继续加大国内油气勘探开发力度，加大理论技术创新力度，用科技支撑当前，引领未来非常规油气发展。我国非常规油气发展潜力大，理论突破、技术研发仍需加大科技投入，提升自主创新力度，促进人才队伍与实验室建设。大力发展非常规油气，为保障国家能源安全奠定资源基础，为油气储量增长、产量增加提供资源保障。

5 结束语

借鉴北美非常规油气发展经验，中国非常规油气勘探开发取得了战略性突破，相继实现了致密气、煤层气和页岩气的规模有效开发，致密油与页岩油获重大突破，对我国油气勘探领域拓展和油气工业发展产生了深远影响。

非常规油气理论、技术、管理“三个创新”，推动非常规油气实现跨越式发展。2020年中国非常规天然气产量为732×108m3，占天然气总产量的38%；致密油（页岩油）在准噶尔、鄂尔多斯和松辽等多个盆地开发试验及示范区建设获战略性突破，成为国内原油稳产增产的关键领域。

非常规油气在地质理论、开发技术、管理模式等方面不同于常规油气，产业发展呈现从常规油气进入非常规油气新阶段、通过颠覆性创新突破瓶颈技术、科技创新实现低成本发展的“三个必然”趋势。

努力谋划实现非常规油气以川南海相古老储层开发为代表的“页岩气突破”，以中低成熟度、中高成熟度页岩油开发为代表的“页岩油突破”和以煤炭地下气化为代表的“煤制气突破”，夯实中国油气发展的非常规资源基础。2030年，非常规天然气产量占天然气总产量的比例有望超过50%，非常规油产量占原油总产量的比例预计达到20%。