中国石油页岩油气勘探开发的观察与思考

　　页岩油气是中国油气发展的重要战略接替资源，加强页岩油气勘探开发，是保障国家能源安全、助力端牢端稳能源饭碗的现实需要和必然选择。

　　十余年来，中国石油持续加大页岩油气勘探开发力度，大力推进页岩油气勘探开发技术攻关，页岩油气在储量产量、理论技术、组织管理等方面取得新成效，引领国内页岩油气勘探开发迈上跨越式发展新台阶。特别是2020年至2022年，中国石油新增原油产量的72%为页岩油、新增天然气产量的30%为页岩气，页岩油气已经成为集团公司油气增储上产的重要力量。据国家能源局公布的数据，2022年国内页岩油产量突破300万吨，是2018年的3.8倍；页岩气产量达到240亿立方米，较2018年增加122%。页岩油气正加速从非主流走向主流、从非常规走向“常规”，逐渐走到油气舞台的中央，为保障国家能源安全贡献力量。

　　时间奔涌向前，奋斗永不停歇。位于四川省威远县新场镇的中国第一口页岩气井——中国石油威201井，伴着郁郁葱葱的山川，平稳运行了13个春夏秋冬。

　　十余年砥砺奋进，中国石油页岩油气勘探开发经历学习借鉴、探索试验和开发建产三个阶段，先后获得一批重要发现和重大突破，展示了巨大的页岩油气资源潜力。

　　储量方面，中国石油探明和落实了两个10亿吨级页岩油规模增储区，在中深层和深层形成两个万亿立方米页岩气大气区。长庆油田建成百万吨级页岩油开发示范区，大庆古龙陆相页岩油国家级示范区加快建设，新疆油田吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区已探明储量超过1亿吨……中国石油页岩油气探明储量稳步增长，为页岩油气从非常规迈入常规化开发提供了先决条件。

　　产量方面，2022年，中国石油页岩油年产量首次突破300万吨、页岩气年产量达140亿立方米，保持良好增长势头。尤其是近三年来，中国石油持续深化页岩油气资源评价，加快推动页岩油气增储上产，页岩油气勘探开发按下高质量发展“加速键”，储量和产量跃上新台阶。

　　横向看，2022年，中国石油在油气产量当量持续上升的基础上，页岩油产量占中国石油国内原油总产量的比例接近3%，页岩气产量占天然气总产量的比例接近10%，而这两个比例在2018年分别仅为0.8%、3.9%。

　　纵向看，从2011年首次在陆相页岩油中发现纳米级孔和页岩油，到2019年页岩油年产量突破100万吨，中国石油用了8年；而页岩油年产量从100万吨到突破200万吨，再跃升至300万吨，中国石油分别仅用了2年、1年。一年一个大台阶，一个接一个新高度。2010年中国第一口页岩气井——威201井获得页岩气测试产量，助推页岩气在2011年被正式批准为我国第172个独立矿种。从获得测试产量到2019年页岩气年产量突破50亿立方米，中国石油用了9年；而从50亿立方米再到100亿立方米，中国石油只用了1年；2022年页岩气产量更是达到140亿立方米，实现了页岩气高效开发的跨越式发展。

　　常规与非常规是辩证关系。非常规源于常规，又超越常规。常规的理念、技术、方法解决不了非常规的问题。当非常规变得司空见惯时，就成了常规。

　　不同于常规油气，开发页岩油气犹如在毛细血管里采血，需要在仅为头发丝直径1/270的石头缝里“挤”出油气。勘探开发页岩油气资源，靠的只能是理论认识的不断突破、响当当的创新技术和实实在在的油气装备。

　　十余年奋楫笃行，中国石油创建了陆相页岩油“原生源储”富集理论和海相页岩气“三控”富集高产理论，制定了《页岩油地质评价方法》和《页岩气地质评价方法》国家标准，先后指导鄂尔多斯、准噶尔、松辽、渤海湾、柴达木等盆地页岩油的资源评价，指导四川盆地长宁、威远、昭通、泸州等区块页岩气工业化建产区的资源评价，支撑页岩油气开发加速进入规模化发展新阶段。

　　中国石油挺进深层超深层、掘金页岩油气“富矿”的信心和底气，来自十年如一日矢志科技创新所形成的系列页岩油气勘探开发技术，来自年复一年砥砺探索攻关试验所锤炼出的一件又一件“大国重器”。

　　十余年接续攻关，中国石油已形成涵盖页岩油气地质评价、开发、工程的三大技术序列和以页岩油气平面甜点评价、地质体精细建模、地质工程一体化方案设计等为代表的十项关键技术，开发研制了系列自动化钻机、电驱压裂装备、连续管作业装备、旋转地质导向钻井系统等页岩油气勘探开发的科技利器，助力集团公司初步实现页岩油气规模有效开发。

　　在关键核心技术和“大国重器”持续创新突破的有力支撑下，中国石油页岩油气勘探开发佳音频传：2021年4月，西南油气田足203H2-1井完钻井深7318米、水平段长2852米，创中国页岩气井深最深和深层页岩气水平段最长两项纪录；2021年6月，国家级页岩油开发示范区长庆油田华H90-3井顺利完井，水平段长度达5060米，刷新了亚洲陆上水平井最长水平段纪录；2022年5月，渤海钻探承钻的宁209H47-10井水平段单日完成钻井进尺828米，创中国页岩气井单日进尺最高纪录……这只是中国石油页岩油气非凡跨越的几个侧影。

　　井深更深。川渝页岩气井平均井深从2018年的4841米增长到2021年的5039米，新疆吉木萨尔页岩油井平均井深从2019年的4965米加深到2022年的5801米。

　　水平段更长。长庆陇东页岩油井在完钻井数量稳步增长的情况下，水平井平均水平段长度从2018年的1682米延伸到2021年的1814米。

　　钻井周期更短。新疆吉木萨尔页岩油井挺进更深层的同时，平均钻完井工期从2019年的91.2天压减至2022年的40.3天。

　　机械钻速更快。长庆陇东页岩油平均机械钻速从2017年的每小时15.7米提升到2021年的每小时23.8米，增幅达51.6%。

　　在油气开发低碳化、数字化趋势下，中国石油所属油气田企业创新推进电驱压裂等清洁低碳化装备技术的应用，不断提高页岩油气开发的数字化和智能化水平，推动新能源与页岩油气勘探开发融合发展，助力建设绿色智能油气田。

　　近三年来，中国石油深入推进页岩油气高效勘探效益开发，加快从“技术可行”向“经济可行”转变，创新形成了以“项目全生命周期管理，一体化统筹、专业化协同、市场化运作、社会化支持、数字化转型、绿色化发展”为内涵的“一全六化”管理模式，同时推进大井丛、平台化、工厂化作业模式和“一队多机”服务模式，助推页岩油气规模开发效益建产。

　　在新的组织管理模式下，长庆陇东、新疆吉木萨尔、大庆古龙等页岩油区域钻井周期分别缩短38.8%、43.3%和42.7%，平均压裂效率提升超20%。2021年6月底建成的长庆油田华H100平台，平均单井钻井周期缩短为14.4天，达到国际先进水平。

　　非常规油气勘探开发，是一个不断探索尝试、创新提升的上台阶的过程。十余年创新突破，中国石油页岩油气开发走过了“由0到1”的快速发展阶段。页岩油气加快发展，成为油气增储上产的生力军，目前正逐步进入规模建产、高效开发的高质量发展阶段。但不可否认的是，当前实现页岩油气的主流化、常规化仍任重道远。

　　国际先进国家和地区在页岩油气开发领域已经形成成熟的技术组合，在钻完井周期、单井EUR、建产效率和成本控制方面取得显著成效。相比国际先进水平，国内页岩油气开发的成本仍相对较高，工艺技术和关键装备仍不能满足规模建产高效开发的需要。

　　推进页岩油气开发从非主流走向主流、从非常规迈入“常规”，需要树牢非常规的理念，采取非常规的举措，大力推进技术创新和管理革新，不断提高项目全生命周期管理的效率和水平，推动页岩油气开发成本持续下降，努力构建具有中国石油特色的页岩油气效益开发新模式。

　　随着开发理念和技术装备的创新突破，国内页岩油气产量将持续增长。中国石油正以更稳健的速度、更昂扬的姿态加快推进页岩油气迈向主流化、常规化开发目标。（中国石油报 记者 陈钦强）