中国页岩油规模化效益化开发探析

段文凯

(西南石油大学 地球科学与技术学院，四川 成都 610500)

2022年年底，中共中央、国务院印发了《扩大内需战略规划纲要(2022-2035年)》，纲要第三十二条措施“强化能源资源安全保障”中，明确提出“推动页岩气稳产增产、提升页岩油开发规模，引导和鼓励社会资本进入油气勘探开采领域”。国内页岩油规模效益开采已上升至国家战略规划的高度。笔者就这一主题，深入国内第一大油气田—长庆油田，进行调研了解，并以长庆油田页岩油规模效益开发为基础，对页岩油的概念特征、规模效益开发的意义、美国页岩油开发的借鉴、国内目前规模效益开发存在等问题，进行了深入的研究和思考。结合长庆油田页岩油开发的主要做法，提出了相应的解决措施。

1 页岩油规模化效益化开发的意义

按照2020年国家颁布的《页岩油地质评价方法》(GB/T 38718—2020)定义，页岩油是指“赋存于富有机质页岩层系中的石油”。富含有机质页岩层系烃源岩内粉砂岩、细砂岩、碳酸盐岩单层厚度≤5m，累计厚度占页岩层系总厚度比例<30%。无自然产能或低于工业石油产量下限，需采用特殊工艺技术措施才能获得工业石油产量。 因具有“自生自储、非构造高点控制、资源丰度低”等地质特征，要实现经济、有效开发，必须经过大规模人工压裂改造。北美页岩油规模效益开发，不但降低了美国对外原油依存度，悄悄地改变了世界能源版图，更是掀起了世界主要能源国家的“页岩油革命”。页岩油规模效益开发，对目前世界能源格局及我国能源结构的重要意义如下：

1)石油天然气仍是全球能源供应的“压舱石”。为积极应对环境和气候的变化，世界各国都在积极推进能源结构向绿色低碳转变。但油气资源在能源消费结构中的核心地位能否被大幅度取代，目前争议还很大。有数据显示，从全球一次能源消费中煤炭、油气资源、非化石能源的占比看，2020年分别为27%、56%、17%。预计到本世纪中叶，三者占比分别为4%、49%和47%，石油和天然气占比虽然从56%下降为49%，下降了7个百分点，但从绝对比例来看，仍然占据核心地位，在世界能源安全供应中，“压舱石”作用不可替代。根据有关机构预测，到本世纪中叶，全球人口和经济总量将分别达到100亿人口和200万亿美元，人口和经济总量的增长，能源需求会不断扩大。在解决能源贫困、推动欠发达国家和地区的工业化进程中，石油天然气等传统化石能源仍将是关键核心要素。因此，在可预见的在未来一段时间内，化石能源仍将是主导。

2)肩负着全球能源安全保障、稳油增气和绿色低碳三大使命。随着油气资源勘探开发历程的不断推进，高品位、高产高效易开发的常规油气资源不断枯竭，非常规油气的贡献作用和地位将会越发凸显，页岩油气、致密油气和煤层气将无可置疑的成为下一步战略资源的接替者，承担全球能源“安全保障、稳油增气、绿色低碳”三大使命。页岩油相较于煤炭来讲，更符合环境保护与可持续发展的要求。

3)有效解决我国能源供需矛盾，降低对外依存度，端牢能源饭碗。习近平总书记强调，能源的饭碗必须端在自己的手中。随着经济的进一步快速发展，我国油气需求增长速度远大于油气产量的增长速度，供需矛盾日益凸显，目前原油进口量已达总需求的70%，是世界上最大的能源进口国。常规油气资源在不断枯竭，与此同时，页岩油资源储量大、分布广，是能源接替的重要组成部分。加大页岩油的勘探开发力度，研究新理论和新工艺，实现其规模效益开发是必然选择。

4)加快我国“双碳”目标的早日实现。2020年，我国能源消费总量为49.8亿吨标煤，其中化石能源和非化石能源的占比分别为84.3%和15.7%，化石能源占据绝对地位。随着国内早起大庆油田、玉门油田等陆上常规油田开发进入中晚期和稳产期，上产能力下降，在满足我国经济快速发展、有效解决资源接替方面，非常规油气规模化开发将发挥巨大潜力，也必将对国民经济发展发挥重要意义。

5)推动我国油气勘探理论创新和技术进步。页岩油储量大，规模效益开发可迅速增加动用程度。推动油气勘探理论创新和技术进步。我国的页岩油资源丰富，技术可采资源量43.52亿t(EIA .Sep 24，2015)，居世界第三位。根据美国能源信息署(EIA)资料显示，中国页岩油储量4.36亿t，居世界第一。页岩油成藏理论打破了传统地质学关于“油气资源只能赋存于非致密层”的传统认识，有利于推动我国油气勘探理论创新和技术进步。

2 北美页岩油开发突破的借鉴意义

美国页岩油生产主要集中在Permian，EagleFord和Bakken三大油气区块，其原油产量占总产量的80%以上。北美页岩油的开发经历了发现、认识突破、快速发展三个阶段。1973年石油危机爆发以后，美国提出了能源独立战略，核心是提高能源自给率。2012年，美国的石油对外依存度从2005年的60%下降到了52%，下降的主要原因除能源效率提升、天然气对煤炭、石油的替代外，页岩油产量快速增长起到了主要作用。EIA估计，墨西哥湾深水油气和页岩油气将是美国今后几十年原油产量增长的主要领域。页岩油成本主要包括钻井成本、完井成本、设备成本和运营成本，近年来北美页岩油平均完全成本在30～50美元/桶之间。在油价60美元/桶左右，仍有丰厚的利润空间。北美页岩油能够实现规模效益快速开发，主要因素有：

1)突破了关键技术，并将其推广至规模应用。美国页岩油核心技术包括压裂技术和水平井技术，这些核心技术的研发和规模应用，大幅提升了页岩油产量，降低了开采成本，提升了经济效益。

2)政府主导完成了大量的基础性和区域性资源调查、评价、研究工作。特别是重点矿区资源的评价，极大地促进了页岩油资源的开发。

3)灵活的融资渠道。页岩油产量递减率很高，需要依靠大量投资方能维持油井产量稳定，新井产量第一年为600桶/天，每年递减约40%，按照每口井投资700万美元、日增油1000桶测算，要弥补40%递减，需要新增1.67口井、1170万元投资成本，因此，要实现稳产，需要源源不断的资金投入。美国石油企业间的充分竞争，充分满足油气公司需求的服务市场等“软实力”，为页岩油的规模效益开发提供了充足的资金保障、技术保障和竞争保障。

3 我国页岩油规模效益开发存在的主要问题

我国页岩油开发目前仍处于基础理论攻关和规模经济性开发试验阶段，扩大资源发现规模、实施规模效益开发，还存在“技术难度高、风险高、前期投入资金高”的“三高”特点，规模效益开发面临的突出问题主要是：有资源、有储量，开采困难，投资大，成本高，效益低。

1)有资源、有储量，家底丰厚。据国际能源署预测，我国陆相页岩油资源量约1500亿吨、可采资源量约30～60亿吨，仅次于美国、俄罗斯，远高于国内常规油气资源量，被认为国内最具潜力和战略性的石油接替资源。且页岩油地质分布以陆相为主，几乎主要的盆地都有分布，只要明确页岩油的赋存状态和富集高产规律，就可以保证勘探成功率，是未来重要的战略性接替资源。2010年以来，我国借鉴北美页岩油开发经验，加快页岩油产业发展，成为全球第三个实现页岩油气规模开采的国家，但“产量仅占国内油气当量的6.7%”，资源优势难以转化为产量优势，与之相对应的是，2021年我国石油对外依存度72%。

2)开采难度大，技术要求差异大，突破难度大。与北美海相页岩油相比，我国陆相页岩油具有“分布面积小、成熟度低、非均质性强、密度大、含蜡高、可流动性差、甜点预测不确定性高”等7个显著特征。 与常规油相比，页岩油更多是以吸附状态出现，不论是油藏孔隙度、还是含油饱和度都更低，游离态的油更少。在开采过程中，存在着结垢堵塞、长水平井井筒处理遇阻频繁、占井周期长、部分水平井产能未完全发挥等问题，产量递减快是最核心的表现。从技术层面来看，“水平井+分段体积压裂”主体工艺技术不断成熟，但仍存在“基础理论研究薄弱、关键工具产品依赖国外进口、钻采工艺模仿北美、不同区块工程技术水平差异大”等主要问题。

3)投资大，成本高，效益低。与北美相比，我国页岩油藏地质条件复杂，开发技术与管理模式仍在探索完善中，无法形成规模效益。虽然各油气田企业也在大力倡导学习推广北美页岩油“勘探开发和地质工程一体化管理模式”，但传统的“接力式”的勘探开发模式仍发挥着主导作用，不能形成全产业链的系统管理模式，真正意义上的一体化团队融合效果还不能显现，协同效应不能发挥。因页岩油开发主要技术是“水平井+体积压裂”，压裂要打进去砂子、液体，把砂子带进去，这样就有很多额外的投资，且初期产量在1年后递减约40%，1口水平井投资相当于常规井3口投资，导致投资成本相当高。相比于30美元/桶的美国巴肯页岩油开发成本，国内页岩油高出其两到三倍，在国际油价一定的情况下，效益开发任重道远。

4 长庆油田页岩油规模效益开发历程及主要做法

位于鄂尔多斯盆地的长庆油田，是我国产量规模最大的油气田企业。其地质特征属于国际上典型的低渗、低压、低丰度，油气储层致密，将油气从地下开采出来异常困难，俗称“磨刀石上闹革命”。通过持续10余年的不断探索和攻关，截止目前，长庆油田建成了200万t页岩油开发示范基地，总产量占国内页岩油产量三分之二。

1)探索阶段。2011—2015年，长庆油田参照当时中国致密油的定义，将长7段油层归类于致密油，积极推进地质综合研究，学习国外非常规油气“水平井+体积压裂”的开发理念，建成了西2**水平井攻关试验区，积极开展多项技术攻关，未取得实质性成果。

2)攻关阶段。2015～2021年，随着对长7段页岩油地质认识的不断深入，探索形成了“勘探开发、地质工程、科研生产”三个一体化技术体系，按照平台小工厂、区域大工厂的思路，开展工厂化作业，在台长负责制的基础上，设立“设计+生产”双台长；实现了“现场数据、后台系统、专家远程决策指挥”的数智化支持模式；在考核方面，通过“方案单审、投资单列、成本单核、产量单计、效益单评”的方式，进行项目全生命周期考核，大幅提高了页岩油勘探开发的管理水平和质量管控能力。

3)取得的成效。

一是率先建成我国首个百万吨级页岩油开发示范区。通过近10年坚持不懈的探索和攻关，成功发现国内最大的页岩油油田——庆城油田，率先建成我国首个百万吨级页岩油开发示范区，引领了国内页岩油勘探开发。

二是在技术方面掌握了一体化的技术体系。在地质方面，通过开展地质、物探、测井、工程等多学科一体化攻关试验，形成了页岩油的“甜点”评价技术；在钻完井方面，形成了“大井丛、多层系、立体式”的水平井优、快技术；在体积压裂方面，形成了集“造缝、蓄能、驱油”一体化的水平井技术体系。

三是转变思路，调整部署，实现规模效益建产。在长7段落实页岩油含油范围约3000平方公里，在鄂尔多斯盆地湖盆中部发现了“10亿t级、单砂体厚度小于 5 m 的夹层型页岩油—庆城大油田”，随后部署的城*1井和城*2井两口水平井，均获得日产上百t的高产工业油流，页岩油勘探取得重大突破。

四是按照“多层系、立体式、大井丛、工厂化”的开发思路，截至目前已经顺利建成了100万t的国家级页岩油示范区，通过持续滚动开发投入，预计到 2030年，将建成500万t/a产能力，将为国内页岩油的规模化、效益化开发提供积极有效的创新实践。

五是建成了亚洲陆上最大的页岩油长水平井平台。华H1**作为国家科技重大专项页岩油开发示范工程重点平台，共部署水平井31口，占地约45亩，该平台建设属于国家级重大科研专项，取得了亚洲“水平井平台最大、单井平均水平段最长、累计水平井段最多、有效控制储量最大、缝控动用储量最大”等五项历史性突破，预测产油能力较常规井增加超过10倍。打造了“隐形”采油航母。创造了水平井钻井最短周期7.75天等18项纪录，完成总进尺15万米，提速达42%。实现了效率和效益的最大化。是陇东页岩油勘探开发实现的又一次革命性跨越。

5 页岩油规模效益开发的主要建议

1)深化地质理论认识和前期评价，明确地质储量，高效指导生产部署。针对页岩油的地质特征，持续开展细粒沉积体系及成因机制、有机质富集主控因素、储集条件、成藏机理等理论研究，形成甜点分布等一系列工业化图件，高效指导生产部署。深化纹层型及页理型两种类型页岩油储集性、含油性、烃类赋存状态及可动性认识，进一步明确富集机理、甜点评价标准。开展渗流机理研究，建立适应性油藏模型。探索攻关泥页岩层系复杂岩性压裂改造技术，超前准备泥页岩钻井及压裂适用性工艺，为有效动用页岩油提供技术支撑。

2)突破水平井钻井、压裂等“卡脖子”技术，将丰富的地质储量变成技术可采储量。页岩油是保障国家能源安全的重要战略性接替资源。长庆油田开发的鄂尔多斯盆地页岩油资源丰富，但油藏地质特征“先天不足”，资源禀赋差、储层致密，孔隙不到头发丝的三十分之一，堪称“磨刀石中的磨刀石”，且长庆页岩油开发区域环境多为环境敏感区、水资源保护区、煤矿重叠区、工业园区等，要做到规模效益开发，必须用到压裂技术，而水力压裂就是一种有效手段。

长庆油田页岩油的开发，长期致力于探索适用于“规模效益和全生命周期管理”的技术体系。在开发技术方面，创造型的研究总结了“闷、排、采、增、补”系列技术，能够最大化EUR；在产能恢复方面，探索总结了“三个延伸”的技术体系；在井筒治理方面，形成了“五防”系列技术，包括持续聚焦井筒工艺配套，持续探索自产液热洗规律等，井筒综合治理水平大幅提升，单井作业频次不断降低；在综合防治方面，提出了“连续油管+井下开关器”工厂化快速投产和智能电潜无杆采油模式，综合统筹了地面与智能化的配套设施，“加砂难、造缝难、排液难”的问题得到了有效解决。陇东页岩油示范区华H1**平台，实现了大平台高效施工、安全智能生产，平均单井投产周期从半个月缩短到两天，优化比例约87%，大幅提升了见油周期；水平井二氧化碳补能试验取得关键性突破，实现了可采储量的最大化。

3)建立一体化团队运行模式，将地质可采储量变成经济可采储量。长庆油田在页岩油水力压裂实验场建设过程中，以地质油藏模型为核心，通过成立一体化的项目研究团队、一体化的现场实施团队、一体化的专家咨询团队，有效集结各方面、各专业的优势研究力量，对现有技术进行完善，对新技术开展孵化，以目标和成果为导向，全面实现页岩油开发的合作共赢、共同发展。在一体化团队中，既包括地质、勘探、工艺、钻井、压裂、经营、财务等多专业，也包括中国石油大学(北京)、中国石油勘探开发研究院、中国石油工程技术研究院、洲际海峡能源、斯伦贝谢等单位和专家。多学科、跨领域团队运行模式，共同协调解决技术攻关问题。

4)多项政策集中发力，切实实现页岩油规模效益开发。北美页岩油实现规模效益开发，除技术突破之外，政府政策扶持、资本运作也为其提供了关键的催化作用。我国页岩油开发，同样需要多项政策的集中发力。一是国家政策支持。包括加大页岩油科研投入力度，择机设立页岩油等非常规油气资源的风险勘探专项管理基金，积极倡导、组织多层次、多维度、政府资金和民间资本广泛参与的联合技术攻关，将页岩油勘探开发的关键技术纳入国家油气科技重大专项，建设国家级页岩油技术攻关示范区和先导试验区，在土地、水源、资源税收政策等方面给予大力的支持，促进页岩油勘探开发尽快实现关键性战略性的突破。二是参照目前的致密气、煤层气补贴政策，实施页岩油开发相关的财政政策补贴。积极出台一些能够大力支持页岩油勘探开发的补贴、税收优惠政策，鼓励企业加大页岩油的勘探和开发力度。补贴政策可以直接增加油气田企业的经营效益，企业用盈余收益再加大研发投入，取得技术进步以后进一步降低成本费用，增加产量的同时又能增加国家税收收入，降低我国原油进口的依赖，形成良性的循环拉动和促进作用。三是出台激励政策，引导和鼓励社会资本进入油气勘探开采领域。切实落实《扩大内需战略规划纲要(2022-2035年)》，包括与世界先进能源企业、民营企业合资合作等，共同推动国内页岩油规模效益开发。