中國頁巖油規模化效益化開發探析

段文凱

(西南石油大學 地球科學與技術學院，四川 成都 610500)

2022年年底，中共中央、國務院印發了《擴大內需戰略規劃綱要(2022-2035年)》，綱要第三十二條措施“強化能源資源安全保障”中，明確提出“推動頁巖氣穩產增產、提升頁巖油開發規模，引導和鼓勵社會資本進入油氣勘探開采領域”。國內頁巖油規模效益開采已上升至國家戰略規劃的高度。筆者就這一主題，深入國內第一大油氣田—長慶油田，進行調研了解，并以長慶油田頁巖油規模效益開發為基礎，對頁巖油的概念特征、規模效益開發的意義、美國頁巖油開發的借鑒、國內目前規模效益開發存在等問題，進行了深入的研究和思考。結合長慶油田頁巖油開發的主要做法，提出了相應的解決措施。

1 頁巖油規模化效益化開發的意義

按照2020年國家頒布的《頁巖油地質評價方法》(GB/T 38718—2020)定義，頁巖油是指“賦存于富有機質頁巖層系中的石油”。富含有機質頁巖層系烴源巖內粉砂巖、細砂巖、碳酸鹽巖單層厚度≤5m，累計厚度占頁巖層系總厚度比例<30%。無自然產能或低于工業石油產量下限，需采用特殊工藝技術措施才能獲得工業石油產量。 因具有“自生自儲、非構造高點控制、資源豐度低”等地質特征，要實現經濟、有效開發，必須經過大規模人工壓裂改造。北美頁巖油規模效益開發，不但降低了美國對外原油依存度，悄悄地改變了世界能源版圖，更是掀起了世界主要能源國家的“頁巖油革命”。頁巖油規模效益開發，對目前世界能源格局及我國能源結構的重要意義如下：

1)石油天然氣仍是全球能源供應的“壓艙石”。為積極應對環境和氣候的變化，世界各國都在積極推進能源結構向綠色低碳轉變。但油氣資源在能源消費結構中的核心地位能否被大幅度取代，目前爭議還很大。有數據顯示，從全球一次能源消費中煤炭、油氣資源、非化石能源的占比看，2020年分別為27%、56%、17%。預計到本世紀中葉，三者占比分別為4%、49%和47%，石油和天然氣占比雖然從56%下降為49%，下降了7個百分點，但從絕對比例來看，仍然占據核心地位，在世界能源安全供應中，“壓艙石”作用不可替代。根據有關機構預測，到本世紀中葉，全球人口和經濟總量將分別達到100億人口和200萬億美元，人口和經濟總量的增長，能源需求會不斷擴大。在解決能源貧困、推動欠發達國家和地區的工業化進程中，石油天然氣等傳統化石能源仍將是關鍵核心要素。因此，在可預見的在未來一段時間內，化石能源仍將是主導。

2)肩負著全球能源安全保障、穩油增氣和綠色低碳三大使命。隨著油氣資源勘探開發歷程的不斷推進，高品位、高產高效易開發的常規油氣資源不斷枯竭，非常規油氣的貢獻作用和地位將會越發凸顯，頁巖油氣、致密油氣和煤層氣將無可置疑的成為下一步戰略資源的接替者，承擔全球能源“安全保障、穩油增氣、綠色低碳”三大使命。頁巖油相較于煤炭來講，更符合環境保護與可持續發展的要求。

3)有效解決我國能源供需矛盾，降低對外依存度，端牢能源飯碗。習近平總書記強調，能源的飯碗必須端在自己的手中。隨著經濟的進一步快速發展，我國油氣需求增長速度遠大于油氣產量的增長速度，供需矛盾日益凸顯，目前原油進口量已達總需求的70%，是世界上最大的能源進口國。常規油氣資源在不斷枯竭，與此同時，頁巖油資源儲量大、分布廣，是能源接替的重要組成部分。加大頁巖油的勘探開發力度，研究新理論和新工藝，實現其規模效益開發是必然選擇。

4)加快我國“雙碳”目標的早日實現。2020年，我國能源消費總量為49.8億噸標煤，其中化石能源和非化石能源的占比分別為84.3%和15.7%，化石能源占據絕對地位。隨著國內早起大慶油田、玉門油田等陸上常規油田開發進入中晚期和穩產期，上產能力下降，在滿足我國經濟快速發展、有效解決資源接替方面，非常規油氣規模化開發將發揮巨大潛力，也必將對國民經濟發展發揮重要意義。

5)推動我國油氣勘探理論創新和技術進步。頁巖油儲量大，規模效益開發可迅速增加動用程度。推動油氣勘探理論創新和技術進步。我國的頁巖油資源豐富，技術可采資源量43.52億t(EIA .Sep 24，2015)，居世界第三位。根據美國能源信息署(EIA)資料顯示，中國頁巖油儲量4.36億t，居世界第一。頁巖油成藏理論打破了傳統地質學關于“油氣資源只能賦存于非致密層”的傳統認識，有利于推動我國油氣勘探理論創新和技術進步。

2 北美頁巖油開發突破的借鑒意義

美國頁巖油生產主要集中在Permian，EagleFord和Bakken三大油氣區塊，其原油產量占總產量的80%以上。北美頁巖油的開發經歷了發現、認識突破、快速發展三個階段。1973年石油危機爆發以后，美國提出了能源獨立戰略，核心是提高能源自給率。2012年，美國的石油對外依存度從2005年的60%下降到了52%，下降的主要原因除能源效率提升、天然氣對煤炭、石油的替代外，頁巖油產量快速增長起到了主要作用。EIA估計，墨西哥灣深水油氣和頁巖油氣將是美國今后幾十年原油產量增長的主要領域。頁巖油成本主要包括鉆井成本、完井成本、設備成本和運營成本，近年來北美頁巖油平均完全成本在30～50美元/桶之間。在油價60美元/桶左右，仍有豐厚的利潤空間。北美頁巖油能夠實現規模效益快速開發，主要因素有：

1)突破了關鍵技術，并將其推廣至規模應用。美國頁巖油核心技術包括壓裂技術和水平井技術，這些核心技術的研發和規模應用，大幅提升了頁巖油產量，降低了開采成本，提升了經濟效益。

2)政府主導完成了大量的基礎性和區域性資源調查、評價、研究工作。特別是重點礦區資源的評價，極大地促進了頁巖油資源的開發。

3)靈活的融資渠道。頁巖油產量遞減率很高，需要依靠大量投資方能維持油井產量穩定，新井產量第一年為600桶/天，每年遞減約40%，按照每口井投資700萬美元、日增油1000桶測算，要彌補40%遞減，需要新增1.67口井、1170萬元投資成本，因此，要實現穩產，需要源源不斷的資金投入。美國石油企業間的充分競爭，充分滿足油氣公司需求的服務市場等“軟實力”，為頁巖油的規模效益開發提供了充足的資金保障、技術保障和競爭保障。

3 我國頁巖油規模效益開發存在的主要問題

我國頁巖油開發目前仍處于基礎理論攻關和規模經濟性開發試驗階段，擴大資源發現規模、實施規模效益開發，還存在“技術難度高、風險高、前期投入資金高”的“三高”特點，規模效益開發面臨的突出問題主要是：有資源、有儲量，開采困難，投資大，成本高，效益低。

1)有資源、有儲量，家底豐厚。據國際能源署預測，我國陸相頁巖油資源量約1500億噸、可采資源量約30～60億噸，僅次于美國、俄羅斯，遠高于國內常規油氣資源量，被認為國內最具潛力和戰略性的石油接替資源。且頁巖油地質分布以陸相為主，幾乎主要的盆地都有分布，只要明確頁巖油的賦存狀態和富集高產規律，就可以保證勘探成功率，是未來重要的戰略性接替資源。2010年以來，我國借鑒北美頁巖油開發經驗，加快頁巖油產業發展，成為全球第三個實現頁巖油氣規模開采的國家，但“產量僅占國內油氣當量的6.7%”，資源優勢難以轉化為產量優勢，與之相對應的是，2021年我國石油對外依存度72%。

2)開采難度大，技術要求差異大，突破難度大。與北美海相頁巖油相比，我國陸相頁巖油具有“分布面積小、成熟度低、非均質性強、密度大、含蠟高、可流動性差、甜點預測不確定性高”等7個顯著特征。 與常規油相比，頁巖油更多是以吸附狀態出現，不論是油藏孔隙度、還是含油飽和度都更低，游離態的油更少。在開采過程中，存在著結垢堵塞、長水平井井筒處理遇阻頻繁、占井周期長、部分水平井產能未完全發揮等問題，產量遞減快是最核心的表現。從技術層面來看，“水平井+分段體積壓裂”主體工藝技術不斷成熟，但仍存在“基礎理論研究薄弱、關鍵工具產品依賴國外進口、鉆采工藝模仿北美、不同區塊工程技術水平差異大”等主要問題。

3)投資大，成本高，效益低。與北美相比，我國頁巖油藏地質條件復雜，開發技術與管理模式仍在探索完善中，無法形成規模效益。雖然各油氣田企業也在大力倡導學習推廣北美頁巖油“勘探開發和地質工程一體化管理模式”，但傳統的“接力式”的勘探開發模式仍發揮著主導作用，不能形成全產業鏈的系統管理模式，真正意義上的一體化團隊融合效果還不能顯現，協同效應不能發揮。因頁巖油開發主要技術是“水平井+體積壓裂”，壓裂要打進去砂子、液體，把砂子帶進去，這樣就有很多額外的投資，且初期產量在1年后遞減約40%，1口水平井投資相當于常規井3口投資，導致投資成本相當高。相比于30美元/桶的美國巴肯頁巖油開發成本，國內頁巖油高出其兩到三倍，在國際油價一定的情況下，效益開發任重道遠。

4 長慶油田頁巖油規模效益開發歷程及主要做法

位于鄂爾多斯盆地的長慶油田，是我國產量規模最大的油氣田企業。其地質特征屬于國際上典型的低滲、低壓、低豐度，油氣儲層致密，將油氣從地下開采出來異常困難，俗稱“磨刀石上鬧革命”。通過持續10余年的不斷探索和攻關，截止目前，長慶油田建成了200萬t頁巖油開發示范基地，總產量占國內頁巖油產量三分之二。

1)探索階段。2011—2015年，長慶油田參照當時中國致密油的定義，將長7段油層歸類于致密油，積極推進地質綜合研究，學習國外非常規油氣“水平井+體積壓裂”的開發理念，建成了西2**水平井攻關試驗區，積極開展多項技術攻關，未取得實質性成果。

2)攻關階段。2015～2021年，隨著對長7段頁巖油地質認識的不斷深入，探索形成了“勘探開發、地質工程、科研生產”三個一體化技術體系，按照平臺小工廠、區域大工廠的思路，開展工廠化作業，在臺長負責制的基礎上，設立“設計+生產”雙臺長；實現了“現場數據、后臺系統、專家遠程決策指揮”的數智化支持模式；在考核方面，通過“方案單審、投資單列、成本單核、產量單計、效益單評”的方式，進行項目全生命周期考核，大幅提高了頁巖油勘探開發的管理水平和質量管控能力。

3)取得的成效。

一是率先建成我國首個百萬噸級頁巖油開發示范區。通過近10年堅持不懈的探索和攻關，成功發現國內最大的頁巖油油田——慶城油田，率先建成我國首個百萬噸級頁巖油開發示范區，引領了國內頁巖油勘探開發。

二是在技術方面掌握了一體化的技術體系。在地質方面，通過開展地質、物探、測井、工程等多學科一體化攻關試驗，形成了頁巖油的“甜點”評價技術；在鉆完井方面，形成了“大井叢、多層系、立體式”的水平井優、快技術；在體積壓裂方面，形成了集“造縫、蓄能、驅油”一體化的水平井技術體系。

三是轉變思路，調整部署，實現規模效益建產。在長7段落實頁巖油含油范圍約3000平方公里，在鄂爾多斯盆地湖盆中部發現了“10億t級、單砂體厚度小于 5 m 的夾層型頁巖油—慶城大油田”，隨后部署的城*1井和城*2井兩口水平井，均獲得日產上百t的高產工業油流，頁巖油勘探取得重大突破。

四是按照“多層系、立體式、大井叢、工廠化”的開發思路，截至目前已經順利建成了100萬t的國家級頁巖油示范區，通過持續滾動開發投入，預計到 2030年，將建成500萬t/a產能力，將為國內頁巖油的規模化、效益化開發提供積極有效的創新實踐。

五是建成了亞洲陸上最大的頁巖油長水平井平臺。華H1**作為國家科技重大專項頁巖油開發示范工程重點平臺，共部署水平井31口，占地約45畝，該平臺建設屬于國家級重大科研專項，取得了亞洲“水平井平臺最大、單井平均水平段最長、累計水平井段最多、有效控制儲量最大、縫控動用儲量最大”等五項歷史性突破，預測產油能力較常規井增加超過10倍。打造了“隱形”采油航母。創造了水平井鉆井最短周期7.75天等18項紀錄，完成總進尺15萬米，提速達42%。實現了效率和效益的最大化。是隴東頁巖油勘探開發實現的又一次革命性跨越。

5 頁巖油規模效益開發的主要建議

1)深化地質理論認識和前期評價，明確地質儲量，高效指導生產部署。針對頁巖油的地質特征，持續開展細粒沉積體系及成因機制、有機質富集主控因素、儲集條件、成藏機理等理論研究，形成甜點分布等一系列工業化圖件，高效指導生產部署。深化紋層型及頁理型兩種類型頁巖油儲集性、含油性、烴類賦存狀態及可動性認識，進一步明確富集機理、甜點評價標準。開展滲流機理研究，建立適應性油藏模型。探索攻關泥頁巖層系復雜巖性壓裂改造技術，超前準備泥頁巖鉆井及壓裂適用性工藝，為有效動用頁巖油提供技術支撐。

2)突破水平井鉆井、壓裂等“卡脖子”技術，將豐富的地質儲量變成技術可采儲量。頁巖油是保障國家能源安全的重要戰略性接替資源。長慶油田開發的鄂爾多斯盆地頁巖油資源豐富，但油藏地質特征“先天不足”，資源稟賦差、儲層致密，孔隙不到頭發絲的三十分之一，堪稱“磨刀石中的磨刀石”，且長慶頁巖油開發區域環境多為環境敏感區、水資源保護區、煤礦重疊區、工業園區等，要做到規模效益開發，必須用到壓裂技術，而水力壓裂就是一種有效手段。

長慶油田頁巖油的開發，長期致力于探索適用于“規模效益和全生命周期管理”的技術體系。在開發技術方面，創造型的研究總結了“悶、排、采、增、補”系列技術，能夠最大化EUR；在產能恢復方面，探索總結了“三個延伸”的技術體系；在井筒治理方面，形成了“五防”系列技術，包括持續聚焦井筒工藝配套，持續探索自產液熱洗規律等，井筒綜合治理水平大幅提升，單井作業頻次不斷降低；在綜合防治方面，提出了“連續油管+井下開關器”工廠化快速投產和智能電潛無桿采油模式，綜合統籌了地面與智能化的配套設施，“加砂難、造縫難、排液難”的問題得到了有效解決。隴東頁巖油示范區華H1**平臺，實現了大平臺高效施工、安全智能生產，平均單井投產周期從半個月縮短到兩天，優化比例約87%，大幅提升了見油周期；水平井二氧化碳補能試驗取得關鍵性突破，實現了可采儲量的最大化。

3)建立一體化團隊運行模式，將地質可采儲量變成經濟可采儲量。長慶油田在頁巖油水力壓裂實驗場建設過程中，以地質油藏模型為核心，通過成立一體化的項目研究團隊、一體化的現場實施團隊、一體化的專家咨詢團隊，有效集結各方面、各專業的優勢研究力量，對現有技術進行完善，對新技術開展孵化，以目標和成果為導向，全面實現頁巖油開發的合作共贏、共同發展。在一體化團隊中，既包括地質、勘探、工藝、鉆井、壓裂、經營、財務等多專業，也包括中國石油大學(北京)、中國石油勘探開發研究院、中國石油工程技術研究院、洲際海峽能源、斯倫貝謝等單位和專家。多學科、跨領域團隊運行模式，共同協調解決技術攻關問題。

4)多項政策集中發力，切實實現頁巖油規模效益開發。北美頁巖油實現規模效益開發，除技術突破之外，政府政策扶持、資本運作也為其提供了關鍵的催化作用。我國頁巖油開發，同樣需要多項政策的集中發力。一是國家政策支持。包括加大頁巖油科研投入力度，擇機設立頁巖油等非常規油氣資源的風險勘探專項管理基金，積極倡導、組織多層次、多維度、政府資金和民間資本廣泛參與的聯合技術攻關，將頁巖油勘探開發的關鍵技術納入國家油氣科技重大專項，建設國家級頁巖油技術攻關示范區和先導試驗區，在土地、水源、資源稅收政策等方面給予大力的支持，促進頁巖油勘探開發盡快實現關鍵性戰略性的突破。二是參照目前的致密氣、煤層氣補貼政策，實施頁巖油開發相關的財政政策補貼。積極出臺一些能夠大力支持頁巖油勘探開發的補貼、稅收優惠政策，鼓勵企業加大頁巖油的勘探和開發力度。補貼政策可以直接增加油氣田企業的經營效益，企業用盈余收益再加大研發投入，取得技術進步以后進一步降低成本費用，增加產量的同時又能增加國家稅收收入，降低我國原油進口的依賴，形成良性的循環拉動和促進作用。三是出臺激勵政策，引導和鼓勵社會資本進入油氣勘探開采領域。切實落實《擴大內需戰略規劃綱要(2022-2035年)》，包括與世界先進能源企業、民營企業合資合作等，共同推動國內頁巖油規模效益開發。