中國工程院院士袁士義說，北美海相致密油和頁巖油通過科技創新引發了產業革命，主體開采技術持續升級，年產規模達億噸級。我國為陸相沉積油藏，非均質嚴重，不能套用北美技術，攻關形成了陸相致密油開發技術體系，年產規模已達千萬噸級。我國陸相頁巖油資源與開發潛力很大，開發理論技術研究和礦場試驗已經取得了顯著的進展和效果，在長慶油田建成了我國首個年產200萬噸頁巖油生產示范基地，在新疆、大慶、勝利等油田設立了3個國家級頁巖油示范區，頁巖油開發技術迭代升級和提高采收率等核心技術方法研究取得了新進展。

鉆井隊員工在南川頁巖氣田鉆井平臺操控全液壓“鐵鉆工”。沈志軍 攝

勝利油田民豐區塊12號臺正在進行3口頁巖油井的壓裂施工。朱克民 攝

目前，我國初步形成了針對不同類型頁巖油的開采技術系列，實現了頁巖油有效開采，但存在單井產量和累計產量低、區塊采收率低（大都小于10%）等問題。近年來發展的二氧化碳前置壓裂、密切割均勻壓裂、無水壓裂、提高垂直縫高壓裂等新工藝，以及區塊整體立體開采、頁巖油盡早補能和二氧化碳吞吐/驅替提高采收率等新技術具有廣闊的應用前景。需加快攻關、不斷迭代升級配套技術，加快形成適用不同類型頁巖油的壓裂模式、開發模式和提高采收率技術系列，努力使單井EUR（評估的最終可采儲量）達5萬噸以上，力爭區塊采收率達到20%以上，實現區塊整體規模立體效益開發，盡快推動我國頁巖油年產量達千萬噸以上，成為我國原油長期穩產的有效接替資源。

頁巖油氣立體開發技術

頁巖革命改變了世界能源格局。2023年，全球頁巖油氣產量為12.6億噸油當量，占全球油氣總產量的14.9%。美國依靠兩次“頁巖革命”，使頁巖油氣產量快速增長，從石油進口國轉變為輸出國，實現了能源獨立。2023年，全球頁巖氣產量8706億立方米，其中美國產量8312億立方米，占比95%；全球頁巖油產量4.75億噸，其中美國產量4.3億噸，占比91%；我國頁巖油產量435萬噸，頁巖氣產量250億立方米。

中國工程院院士，中國石化總工程師、首席科學家孫煥泉指出，立體開發能夠大幅度提高頁巖油氣資源動用率和采收率，經過立體開發調整、整體立體開發等階段，已成為北美頁巖油氣主要開發方式。同時，工程技術的快速迭代，支撐了立體開發高質高效發展。鉆井技術由密集井工廠鉆井向自動化鉆井迭代，超長水平段（普遍大于3000米）、超級“一趟鉆”（造斜段+水平段“一趟鉆”）、超級井工廠（單平臺16口井）、強化鉆井參數成為常態，大幅降低了鉆井周期和建井成本。壓裂技術則由單層體積壓裂向多層立體壓裂迭代，簇間距縮減至10米以內，加砂強度達到5噸/米，水平段單位長度產量提高30%以上；同步分流壓裂、拉鏈式等施工作業模式的推廣，使壓裂效率每天由2~4段增為12~18段；以砂代陶，一體化變黏滑溜水使單段壓裂成本大幅降低。

“立體開發+技術迭代”推動頁巖油氣產量持續上升、成本持續下降。2023年，美國頁巖油氣主產區鉆機數為617臺，不及2014年峰值的一半，但投產井數量僅下降11%，產量提升1.5倍，二疊盆地頁巖油桶油成本由2014年的80美元降至29美元。

孫煥泉說，頁巖油氣立體開發是一種高效、系統化的開發模式。它是基于頁巖油氣沉積特征、儲集特點和“甜點”分布，進行立體井網設計，通過優快鉆井、立體壓裂，在多維空間改造形成“人工油氣藏”，以實現頁巖油氣藏儲量動用率、采收率、收益率（3R）最大化。其中，地質-工程“甜點”描述是基礎，縫網協同優化是關鍵，工程提速提效是保障。

頁巖油氣立體開發的關鍵要素包括雙點（地質“甜點”是資源基礎，工程“甜點”是改造基礎）、雙網（壓裂縫網是動用關鍵，人工井網是控制關鍵）、雙提（工程提速是效率保障，工程提效是效益保障）。

頁巖油氣立體開發技術體系包括頁巖儲層精細描述與建模技術、頁巖壓后儲量動用表征技術、立體開發政策優化技術、立體開發配套工程工藝技術、頁巖油氣監測評價技術。

頁巖儲層非均質性描述是立體開發的基礎。宏觀尺度地質特征非均質性決定了立體開發的分區差異，儲層微觀尺度非均質性決定了立體開發的層系劃分。

物質基礎、應力隔層、縱向裂縫發育程度是頁巖油氣立體開發層系劃分的關鍵參數。涪陵頁巖氣田焦石壩區塊基于頁巖品質、應力、裂縫特征精細研究，明確了不同分區的開發層系劃分，形成了二層、三層差異化立體開發分區技術政策。勝利濟陽頁巖油則根據地質“甜點”分層和泥巖隔層厚度、高應力層分布組合層段，結合壓裂實際縫高，確定了立體開發層系，如將牛莊洼陷劃分為沙三下、沙四純上、沙四純下3套開發層系5層立體開發。

立體開發井距、井網要最大程度減少井間、層間負向干擾，達到“通而不竄”，實現儲量動用最大化。涪陵頁巖氣田焦石壩區塊立體開發確定了同層系300米、不同層系150米平面投影井距的立體開發技術政策，立體開發階段89%的老井正面受效，平均增加EUR2600萬立方米。在勝利濟陽博興洼陷，綜合考慮天然裂縫發育程度、壓力干擾的正向和負向作用、鄰井壓力響應等因素，采用微地震監測、一體化模擬、礦場實踐等方式，優化井距與壓裂規模適配關系，確定了樊頁平1井組合理井距為350~400米。

頁巖油氣要保證在黃金靶窗穿行。礦場試驗表明，涪陵頁巖氣田焦石壩上部氣層⑦小層資源富集次于⑧小層，但工程改造能夠形成最大的改造體積，所以⑦小層為上部氣層黃金靶窗。蘇北盆地小斷塊發育，水平井難以實施，采用定向井（直井）分段壓裂，優選阜二段Ⅰ/Ⅱ亞段紋層發育、可動油含量高、可壓裂性好的水平井黃金靶窗位置射孔，采用“大規模注液+高強度加砂+變排量穩縫”壓裂工藝，實現了造長縫、遠支撐，收到擬水平井開發效果。紅201井測試獲最高日產油79.1噸，已累計產油1.9萬噸，預測EUR3.5萬噸。

頁巖油氣壓后縫網具有極強的應力敏感特征，合理配產能夠有效提高單井EUR。在涪陵頁巖氣田白馬區塊，放大壓差生產合理配產方式對單井EUR的影響程度可達到10%。勝利濟陽頁巖油示范區建立了以初期快排降水、穩定期合理控壓為核心的全周期生產調控模式，通過長周期保持裂縫有效導流能力、頁巖油在縫網空間的流動能力及儲集層能量有序釋放，控壓生產單井EUR在4萬~6萬噸。

立體開發壓裂要突出人工縫網與剩余氣控制程度的匹配性。涪陵頁巖氣立體開發調整中，沿水平段分類定制了“適度改造-精細改造-強化改造”工藝參數組合，以及交錯/定向射孔、暫堵轉向等工藝對策，實施后，改造縫網擴展形態與剩余氣展布匹配度達91%。濟陽頁巖油斷裂系統發育，整體同步壓裂易造成局部應力集中，存在套變、壓竄風險，通過兼顧井筒安全和壓裂改造體積最優，在差異化壓裂設計基礎上，優化壓裂施工順序，減小應力集中，有效控制套變套損，實現縫控體積最優化。牛頁一區井組每百段套變段數由8段降至0.8段。

壓后取芯可以評價人工縫網。涪陵頁巖氣田三層立體開發焦石壩66井組共有9口生產井，已累計產氣6.5億立方米，預計采收率48.1%，設計實施了3種不同井型6口取芯井，累計取芯1122.96米、識別出水力裂縫3384條，巖芯裂縫中取到支撐劑10處，由此得到了諸多壓裂認識。

目前，中國石化頁巖油氣立體開發成效顯著。涪陵頁巖氣田立體開發井日貢獻氣量占氣田總產量的50.2%，焦石壩區塊儲量動用率達到85.4%，三層立體開發區采收率提高至44.6%，2022年起實現凈現金流為正。勝利頁巖油產量實現跨越式增長，2023年產油29.6萬噸，2024年日產油水平升至1900噸，平均單井EUR達4.4萬噸。蘇北頁巖油產量持續快速增長，2023年產油8.5萬噸，2024年日產油水平升至400噸，年產量目標10萬噸。

孫煥泉說，要持續攻關頁巖油提高采收率技術，包括基于建模數模一體化的剩余油氣精細描述技術、多套層系水平井井組立體開發優化技術、前置超臨界二氧化碳壓裂改造技術、井筒重建與復雜結構井應用技術、新型納米注劑提高采收率技術、頁巖油注二氧化碳吞吐/驅油與封存機理及提高采收率技術、基于新型表面活性劑的壓裂補能一體化技術、全生命周期技術協同排采工藝等，還要強化大數據、人工智能的應用。

頁巖油二氧化碳前置壓裂技術

頁巖儲層孔喉細微、排驅壓力高，二氧化碳比水更容易進入微裂縫和納米孔喉，既能增加地層彈性能量、擴大裂縫波及范圍、增強壓裂效果，又可以提升原油流動能力。

吉木薩爾頁巖油試驗表明，二氧化碳前置壓裂對低黏區、高黏區均有明顯提產作用，2022年在高黏區開展壓裂試驗，一年期每千米頁巖段累計產油量提高了27%，自噴期延長了300天以上，具備擴大應用條件。長慶頁巖油二氧化碳壓裂試驗井比普通壓裂井壓力保持水平更高，試驗初期日產油達20.6噸。濟陽頁巖油縫網形成難、改造范圍小、縱向穿層難，應用二氧化碳前置壓裂技術收到了明顯效果。

頁巖油密切割受控壓裂/小井距立體疊合布井

目前國內頁巖油開發部署大多井距較大、壓裂縫較長、壓裂段數較少、簇數較多，導致井間和縫間儲量實際控制不足，盡管單井初期產量較高，但井間和縫間儲量難以有效動用，區塊預測采收率低，總體開發水平有待進一步提升。

沿水平段密切割、受控壓裂出100~150米（取決于單井控制儲量）放射狀半縫長，形成以水平井段為軸的近似圓柱形或方柱形密縫體，在區塊內以多個柱形密縫體疊加整體立體布井方式開發，預期可以有效縮短井距、大幅提高區塊采收率。

目前，該技術已在長慶油田等頁巖油開采中試驗，成效明顯。

穿層壓裂提高垂直裂縫高度方法

我國陸相頁巖油儲層砂泥巖交互頻繁、發育大量低角度層理縫，穿層壓裂提高垂直壓裂縫高可以溝通更多的層理縫。

該技術已應用于北美、澳大利亞的頁巖氣、煤層氣等非常規氣藏。長慶油田在華H100平臺共設計穿層壓裂14段，成功率85.7%，試驗證明可大幅度提高頁巖油產能。先微波震動再壓裂，同樣是實現穿層壓裂提高垂直裂縫高度的方法，目前正在深化機理性研究，開展室內與礦場試驗。

頁巖油非水壓裂方法

頁巖油儲集層通常僅有油氣兩相，沒有水相存在，大規模水力壓裂將大量的水帶入儲層，盡管可以增壓改造采出部分頁巖油，但同時造成儲層水鎖等傷害，目前水力壓裂開采方式采收率大多小于10%。采用非水壓裂，如利用液態二氧化碳替代傳統水基壓裂液，有望在實現壓裂改造的同時大幅增強開發效果。二氧化碳干法加砂壓裂技術目前已具有無水相、無殘渣、返排快等優點，在減小儲層傷害方面優勢明顯。

2022年9月，吉林油田實施單井（段）加砂量近50立方米、液量1000立方米以上中等規模干法二氧化碳蓄能壓裂增產作業試驗，見油速度快、產油周期長，增產效果明顯。長慶油田開展二氧化碳加可溶球座細分切割體積壓裂試驗，大幅提升了地層能量，延長了油井有效生產時間，同時，二氧化碳干法壓裂一口井可以節約用水1萬立方米、埋存二氧化碳1200萬立方米。

頁巖油盡早補充地層能量提高采收率技術

頁巖油采用壓裂開采模式整體采收率低。特別是存在天然裂縫的頁巖油藏，隨著開采壓力降低，天然裂縫將會閉合，且具有不可逆特征，導致流動通道堵塞難以恢復，需要盡可能早地補充地層能量。早期補能方法包括重復壓裂、注氣吞吐/驅替等，其中，二氧化碳吞吐是當前最為推薦的方法，如能實現多輪吞吐或驅替，可大幅度提高頁巖油采收率。

長慶、新疆、大港等油田開展頁巖油二氧化碳吞吐及驅替試驗，已見到一定的效果。官東地區頁巖油開展典型3口井井組注二氧化碳吞吐補能/驅替先導試驗，采取“中間井吞吐，兩側井同步燜井/放噴采油”的方式，注入二氧化碳276噸，3口井均見到增產效果，井組日產量由吞吐前的10.8噸提升至最高23.6噸，發揮了本井補能與鄰井驅替作用，有效期已達459天，階段增油1962.5噸。

納米賦能超臨界二氧化碳壓裂-置換-驅替一體化

油氣藏地質及開發工程全國重點實驗室主任趙金洲說，美國海因斯維爾頁巖氣田單井初始產量超過40萬立方米/日，單井EUR達1.84億立方米，而四川盆地川南頁巖氣田單井初始產量小于25萬立方米/日，單井EUR為1.15億立方米。中美頁巖氣產量差距大的一個重要原因，就是頁巖氣以吸附和游離狀態賦存于頁巖中，但我國吸附氣占比高，超過40%，而美國不到20%。

基于我國頁巖氣的特殊性，納米賦能超臨界二氧化碳壓裂-置換-驅替一體化是頁巖氣大規模開發的必經之路。因為超臨界二氧化碳壓裂在頁巖氣儲層中起裂壓力更低，能夠壓裂形成更復雜的縫網，提高頁巖氣產量；二氧化碳在頁巖中的吸附能力和吸附有序性遠高于甲烷，可有效置換甲烷，提高頁巖氣采收率；超臨界二氧化碳能夠進入大于其分子的空間驅替孔隙和裂縫的游離態甲烷，提高頁巖氣采收率；頁巖儲層埋存二氧化碳潛力大，埋存量遠大于頁巖氣開發與利用全過程的二氧化碳排放量。