在亚洲陆上最大的页岩油长水平井平台——国家级页岩油示范区华H100平台，长庆油田部署的31口水平井全部完井。
与常规井相比，这一平台占地面积减少6成以上，实现了以最少的用地动用地下最多的储量。在地面仅占30多亩地，但在地下实际开采储层面积达4万多亩，地上占一点，地下采一片，打造了隐形“采油航母”。
7月23日至24日，致密气高效开发技术研讨会在西安召开。近600名专家共同总结“十三五”期间我国致密气勘探开发取得的成果，展望“十四五”致密气发展的新目标、新技术、新趋势。
目前，我国油气资源已进入常规和非常规并重的开发阶段，非常规油气占全国累计探明油气储量的41%，非常规油气产量占油气总产量的20%。中国科学院院士、国家能源页岩气研发(实验)中心主任、中国石油勘探开发研究院副院长邹才能说：“从定位上说，我国已经实现从常规油气向非常规油气的跨越式发展，非常规油气勘探开发取得革命性突破，在‘十三五’期间实现了工业化发展。”
宁209H10页岩气钻井平台。
新领域寻求突破 实现资源接替
自然资源部油气资源战略研究中心发布的《2020年全国油气资源勘查开采形势分析报告》显示，2019年，全国石油新增探明技术可采储量1.61亿吨，储量接替率为84.3%。今年，国家能源局召开的2021年页岩油勘探开发推进会指出，2020年全国原油产量达1.95亿吨，比上年增长1.6%，实现连续两年产量回升。为进一步做好原油稳产增产，需要突破资源接替、技术创新和成本降低等多重难题，在页岩油等新的资源接续领域寻求战略突破。
按照有机质热成熟度的高低，我国陆上页岩油分为中低成熟度和中高成熟度两大类。中高成熟度页岩油在我国起步较早，现实性强，已开展相关工业试验。中低成熟度页岩油资源总量巨大，需要通过地下原位加热，把多类有机物降质改造，产生轻质油和天然气。目前正在进行先导试验研究，一旦取得技术和经济突破，有望在我国油气增储上产建设中发挥重要支撑作用，前景可期。
页岩油作为长庆油田二次加快发展的最现实接替资源，如何实现规模效益开发尤为关键。由长庆油田历经十几年勘探发现的10亿吨级庆城大油田，储层位于鄂尔多斯盆地长7生油层，属于极难有效开发的页岩油资源。长庆油田通过持续攻关，探索形成鄂尔多斯盆地页岩油高效开发模式。这一模式为挖掘非常规资源潜力开创了新路径，为国内油气资源低成本高效开发提供了有益借鉴和启示。2020年3月，陇东国家级页岩油示范区百万吨产能建设全面启动，标志着庆城10亿吨级大油田进入规模开发阶段。
页岩气的开发难度，首先是储集空间小，主要存储在比磨刀石还要致密的岩石中，储集空间一般为纳米孔隙，平均80纳米，约为头发丝直径的1/600。其次赋存状态与常规气不同，主要以吸附态、游离态形式赋存在储层中，开采初期产量以游离气贡献为主，中后期气藏压力降低，吸附气解吸后才逐渐被采出。目前，中国石油在川南页岩气田经过10余年的勘探开发，形成了成熟的3500米以浅页岩气勘探开发六大主体技术系列，实现3500米以浅规模效益开发，并在深层页岩气勘探开发方面持续取得重大突破。
打破常规理念 树立行业标杆
国内油气勘探开发历经半个多世纪的发展，东部主力油田已进入开发中后期；西部原油处于上升期，上产主力基本为致密油和页岩油，稳产上产任务依然艰巨。
新疆油田玛湖10亿吨级大油区进入规模开发阶段，产能建设、原油生产双双突破百万吨，已成为中国石油开发上产的重点区域。中国石油在玛湖地区有利勘探区域内，已对10个含油层系全面布控、立体解剖，满凹含油格局全面形成。在玛湖地区，中国石油创新理念、技术和思路，科学编制开发方案，推广“大井丛、平台式、工厂化”“水平井+体积压裂”的建产模式，推进玛湖地区整体高效开发。按照发展规划，2019年至2030年玛湖地区将新建产能1000多万吨，预计2025年玛湖地区原油年产量达到500万吨并稳产6年以上。
根据全国第四次油气资源评价，我国致密气资源主要分布在鄂尔多斯、四川、松辽、塔里木等盆地，资源量为21.9万亿立方米，技术可采资源量为11.3万亿立方米，勘探开发潜力巨大。加快我国致密气的开发利用，对缓解我国天然气对外依存度不断攀升的不利局面、保障国家能源安全具有重要战略意义。2020年，致密气占中国石油天然气产量的比例已达26.6%。
2020年以来，长庆油田不断挑战非常规油气开发极限，坚持自主创新，掌握了水平井优快钻井、体积压裂关键核心技术，攻克了致密气、页岩油开发的世界难题，建成百万吨级页岩油开发区块和10亿立方米致密气水平井高效井区，提前3年实现年产油气当量6000万吨。
2008年以来，煤层气公司承担国家科技重大专项项目和股份公司煤层气重大科技专项，开展中低阶煤煤层气开发技术攻关，成为全国煤层气技术的引领者。创新形成中低阶煤煤层气富集地质理论和勘探开发7个技术系列，建成国家级煤层气科技创新平台，组建“两院一中心”科技创新机构。2009年，煤层气公司收回国外知名企业久攻不下的保德区块，开始勘探开发，2013年建成5亿立方米产能，2014年达到设计产能，高效建成我国首个规模最大的中低阶煤煤层气田，被国家煤层气科技重大专项专家组誉为“树立了中国中低阶煤煤层气开发的标杆”。
抢抓新机遇 助力中国石油高质量发展
从常规到非常规，关键是突破常规的理论、技术和方法。
在理论上，中国石油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技术路线，提出了连续性“甜点区”非常规油气理论。技术上，创新了水平井工厂化技术，颠覆了传统圈闭型“油气藏”生产模式，提出了非常规油气水平井平台式体积压裂技术，制造“人造渗透率”形成“人工油气藏”，突破了依靠达西渗流开发的传统理论和技术。产量上，非常规油气在我国油气总产量中占比超过22%，特别是页岩气储量和产量大幅增加。2020年7月，自然资源部发布《全国石油天然气资源勘查开采通报（2019年度）》显示：2019年，全国页岩气探明储量达1.8万亿立方米，产量达154亿立方米；致密气产量近400亿立方米，煤层气产量近60亿立方米，致密油产量近200万吨。
我国具备支撑页岩油商业化生产的资源禀赋。根据2019年自然资源部初步评价，中高成熟度页岩油地质资源量为145亿至215亿吨，中低成熟度页岩油技术可采资源量为200亿至250亿吨，具有良好的勘探开发潜力。中国工程院院士赵文智表示：“要实现‘页岩油革命’，还需二者接续发展。”页岩油气在我国勘探开发程度较低，是石油工业未来重要的发展方向之一。培育世界一流的综合一体化油田工程技术服务公司、推动更高水平的市场开放与对外合作，是实现页岩油商业化、规模化开采的另一大动力。
赵文智指出：“考虑到老油田产量递减现状以及未来新发现油田品质、储量规模与节奏等，保持原油年产2亿吨应视为保持国家油气供应安全的‘压舱石’，要千方百计予以保证。”
抢抓非常规油气资源的发展新机遇，既是国家能源安全需要，也是开发我国油气资源禀赋的必然。
实践者说
长庆油田公司首席技术专家：吴正
提高采收率是油气田开发工作者永恒的主题。苏里格致密砂岩气藏规模开发后，就开始了提高采收率的攻关技术试验。在已开发的老区块中，从地质与气藏工程方面进行研究，开展密井网试验，优化井网井距，将没有动用的储量“激活”，以最少的井数动用地下更多的储量。
苏里格气田中区共开辟3个加密井网试验区，先后实施加密井60口，实现了井网密度每平方公里2.7至4.4口，开展干扰试验47井组。通过井网加密试验获得的钻井、测井、录井等动态资料综合分析，精细刻画砂体结构、规模、展布形态，结果表明：致密砂岩有效储层规模小、数量多，开发初期井网井间仍存在没有控制的有效砂体。通过密井网试验进一步评价了单井泄流范围主要分布，建立了井间干扰概率与井网密度的关系，揭示了苏里格气田中区井网密度、采收率、收益率、干扰概率的内在关系，研究表明将井网密度提高到每平方公里2至3口，可提高采收率6%以上。在苏里格气田，采收率每提高一个百分点，就相当于为国家多贡献天然气200亿立方米。
在钻采工艺技术方面，通过完善直井连续分层压裂提升多层系动用效果；水平井分段压裂技术升级换代大幅提升单井产量；排水采气技术提高单井累积产气量；研发系列化泡排剂及自动加注装置进而提效降本；研制速度管柱关键工具及国产连续油管，大幅降低技术应用成本；自主研发柱塞气举技术，成为低产气井稳产利器。通过致密气提高采收率技术攻关，苏里格气田已实现230亿立方米以上规模稳产7年。
大港油田公司首席技术专家：金凤鸣
大港油田自2013年开展深盆湖相页岩油探索以来，首先在沧东凹陷孔二段利用官108-8井连续取芯500米，通过厘米~毫米级岩芯精细描述，以及上万块次的岩性、物性、含油性分析联测，建立了页岩油综合研究 “铁柱子”，取得了页岩油富集理论认识：环湖多物源的半深水—深水沉积页岩，发育长英质、混合质、灰云质三种页岩类型，具有高频纹层、高有机质、高长英质、低黏土质的“三高一低”特征，在中等热演化窗（Ro 0.7%～1.2%）形成页岩油留滞富集，明确了页岩油有利勘探方向。
在此基础上，部署钻探官东1701H、官东1702H两口水平井，单井获最高日产油67吨、试采20吨以上达307天，率先实现我国从深盆湖相页岩中采出工业油流的重大突破，打破了页岩只生油不能产油的传统观念，变不可能为可能。进一步探索歧口凹陷深盆湖相页岩油，沙三段钻探滨56-1H井再获日产38.4吨的稳定工业油流，沙一段风险钻探歧页1H又获日产油80立方米高产，黄骅坳陷实现了3套烃源岩层系页岩油的全面突破。
同时，在多口井压裂过程中发生套变，试采产量低，深盆湖相页岩油勘探开发面临无效益的风险。大港油田组建专业联合攻关团队，创新提出“打准打长主富集层、低成本滑溜水石英砂密切割体积压裂，先控压后放压再保压的合理排采工作制度”等关键技术对策，官页1-1-9H等4口井日产油达131至208立方米，奠定了页岩油效益开发基础。
目前，大港油田页岩油已形成日产超300吨、年产10万吨的开发示范区。相关理论认识与关键技术成果推广，为我国页岩油发展提供了有益借鉴。
攻关之路
非常规理念和技术撬动非常规资源
（长庆油田陇东页岩油产能建设项目组经理 吴志宇）
鄂尔多斯盆地中生界延长组长7段发育丰富的源内非常规石油资源，是中国非常规夹层型陆相页岩油的典型代表。2011年，集团公司制定长庆油田发展规划时，将上述油藏作为重点攻关对象。
长庆油田依托国家和中国石油重大科技攻关专项，组成2000多人的攻关团队，十年如一日，矢志自主创新，形成了五大技术系列18项配套技术，实现了单井产量的大幅提升，促生了庆城10亿吨级页岩油田的发现；研发了一批高性能低成本、完全国产的拳头产品，打破依赖国外的被动局面，节约成本近20亿元。
在成藏理论方面，揭示了陆相淡水湖盆超富有机质形成机理，创建了“超富有机质供烃、微纳米孔喉共储、高强度持续富集”的源内非常规石油成藏模式，拓展了勘探新领域。
在储层预测评价方面，实现地质和工程“双甜点”有效预测，预测符合率达85%，水平井有效储层钻遇率较以往提高15%以上，识别的“甜点”段一次压开成功率提高到93.7%。
在开发方式方面，揭示了致密储层渗吸作用强、驱替作用弱的规律，发展了非常规油藏渗流理论，创建了超前补能、渗吸置换的准自然能量开发方式，创新形成“小井距、立体式、长水平井”效益建产布井模式。并完善了水平井椭圆不稳定渗流理论，制定了一体化生产制度，实现了源内非常规油藏的有效动用。
在钻井和储层改造方面，创新形成以“三维剖面优化设计、实钻轨迹精确控制、强抑制防塌钻井液体系、增强增韧固井工艺”为核心的长水平井优快钻完井技术，平台最大井数由6口增至31口，最长水平段由2500米延长至5060米；破解了强非均质性低压油藏如何增大改造体积和长期稳产的技术瓶颈，创建了以“高密度细分切割、可溶球座硬封隔、多级暂堵软封隔、压前补能和压后闷井置换”为核心的水平井“造缝、补能、驱油”一体化体积压裂技术，储量缝控程度由50%提高至90%以上，单井EUR由1.8万吨提升至2.6万吨。
三个突破，推动页岩气效益开发
（西南油气田公司气田开发管理部 刘文平）
页岩气勘探开发难度远远大于常规气。
开发页岩气，首先要解决“页岩气在哪里、资源潜力怎么样、能不能商业开发”等问题。“十二五”期间，通过借鉴国外页岩气勘探开发技术和经验，先后引进多家国际知名油公司，在川南地区五峰组~龙马溪组开展联合攻关，但是由于该套地层经历多期构造运动，地层地质年代老、成熟度高，地质工程条件和地表条件均比北美复杂，勘探开发难度远超北美。国际知名油公司壳牌和bp公司引入北美技术进行开发，效果不佳，先后退出。为此，中国石油在引进消化的基础上，自主创新形成了以“地质评价、开发优化、优快钻井、体积压裂、工厂化作业、清洁开发”为主体的六大勘探开发技术，优选了长宁、威远和昭通三个建产区，明确了有利区层，落实了页岩气资源潜力，实现了清洁效益开发，建成了“四川长宁—威远国家级页岩气产业示范区”。
“十三五”以来，天然气价格波动较大，要想效益开发必须在基础理论和关键技术方面实现新的突破。中国石油通过深化地质认识，坚持页岩气勘探开发一体化，创新形成了“沉积成岩控储、保存条件控藏、Ⅰ类储层连续厚度控产”的“三控”页岩气富集高产理论，进一步聚焦有利区带和纵向“甜点”层；创新形成了地质工程一体化高产井培育方法，建立了地质工程一体化技术路线和“一体化研究、一体化设计、一体化实施和一体化迭代”的工作流程，构建了“室内研究决策+现场实时调整”的高效工作模式，实现了从无到有、从定性到定量、从理论到实践三个突破，大幅提高了单井产量，实现了高产井的批量复制。
通过创新形成的“一项理论、六大主体技术、一种方法”，建成了国内首个“万亿储量、百亿产量”页岩气大气区，使页岩气成为中国石油天然气储量产量新的增长极。
亮点技术
页岩油体积开发井网部署优化技术：此项技术是依据人工裂缝纵向扩展能力，开展层系划分、组合，实现纵向资源充分动用。通过建立水平井产量与段长关系，结合钻井和压裂作业能力，综合经济效益优化水平井段长度。综合RTA分析、一体化缝网模拟、变井距矿场试验技术确定合理人工裂缝长度，建立缝网约束下油藏模型，综合资源动用、EUR、采收率、效益评价模拟确定合理井距、段簇间距和部署模式。在吉木萨尔页岩油，已实现纵向四套层系组合，单层200米、立体交错100米、5至8米密切割体积开发，在实现资源充分动用的同时，试验平台单井初期日产50吨。
玛湖砾岩致密油注烃气混相驱技术：针对玛湖油区伴生气资源丰富，油藏埋深大、压力系数高、易混相及常规水驱适用性差的特点，积极开展水平井体积压裂后烃类气体混相驱技术攻关试验，明确了已开发区典型区块混相能力及提采机理，形成基于人工压裂缝网的烃类气驱注采参数优化技术。在玛18井区开展现场试验，通过优化注气介质，确定玛湖地区注烃类气体采用湿气注入，混相压力可降低12兆帕，注气成本每标方可节约0.5元。
川南3500米以浅页岩气规模有效开发理论、技术及应用：围绕“优选建产区、规模效益清洁开发、批量复制高产井”目标，联合开展理论、技术和方法攻关，创新形成本土化的“沉积成岩控储、保存条件控藏、Ⅰ类储层连续厚度控产”的“三控”页岩气富集高产理论、勘探开发六大主体技术和地质工程一体化高产井培育方法，掌握了川南3500米以浅页岩气规模有效开发的理论和关键技术，实现了高产井批量复制。
鄂尔多斯盆地源内非常规庆城大油田勘探突破与规模开发：本项目针对鄂尔多斯盆地源内非常规油藏地质理论研究及勘探开发技术攻关的关键难点，主要攻关成果包括：1.创新形成了陆相淡水湖盆大型源内非常规石油成藏理论。2.创新形成了源内非常规地球物理预测评价关键技术。3.创建了源内非常规油藏渗吸置换超前补能开发方式。4.自主研发了大井丛长水平井优快钻井及体积压裂增产技术。5.创建了源内非常规石油开发全生命周期组织管理新模式。
黄骅坳陷深盆湖相页岩油勘探开发技术：大港油田基于渤海湾盆地黄骅坳陷沧东凹陷孔二段深盆湖相页岩层系连续500米取芯、1.2万块次分析联测，发现断陷深盆区发育“高频纹层、高有机质、高长英质、低黏土质”湖相页岩，在中等热演化阶段形成页岩油留滞富集；建立了基于镜质体反射率Ro、超越效应S1/TOC、测井电阻率和脆性指数为核心的页岩油富集层、富集区评价方法； 创新了“打准打长主富集层、低成本滑溜水石英砂密切割体积压裂，先控压后放压再保压的合理排采工作制度”等页岩油效益开发关键技术对策。
现场实施后，单井最高日产油208立方米，取得了从深盆湖相页岩中采出稳定工业油流的重大突破。
