——中国石油推进页岩油气

开发锻造“中国方案”观察（中）

我国的页岩革命如何才能实现？层层追问，核心在于如何实现有效益的开发。

我国地质条件复杂，非常规资源开发必须把高效做到极致，才可能触及效益开发的“及格线”。

近年来，中国石油各大页岩油气生产基地迭代技术、创新管理方式，走上了全生命周期管理、一体化统筹、专业化协同、市场化运作、社会化支持、数智化管理和绿色化发展的开发道路，逐步形成了以“一全六化”为代表的页岩革命“方法论”体系，支撑国内页岩油气高效开发。

“我国的页岩革命‘方法论’是对管理方式、生产关系和生产力的革命。”中国石油股份公司副总地质师、勘探开发研究院党委书记李国欣说。

这套“方法论”如何解决我国非常规资源效益开采难题？记者近日走进几大页岩油气主产区，寻找其背后的逻辑。

如何确定走什么路——

因地制宜撬动资源：走自主创新的特色之路

21世纪以来，美国通过技术创新、资本运作与政策支持实现了页岩油气的大规模商业化开发。然而，由于地质条件、技术路线、参与主体、社会制度等差异，我国的页岩油气开发相较美国开发过程更复杂，开发成本也更高。

我国页岩油气要实现效益开发，难在何处？

难在油气储层薄、埋藏深。从油气储层看，我国的页岩以陆相沉积为主，储层较薄，难以找准“油脉”。油气埋深也与成本息息相关。油气开发行业有句俗话：深度决定难度。而中国科学院相关研究显示，我国埋深超过3500米的深层页岩气占总资源量的65%以上。

难在控制产量递减速度，维持长期稳产。中国石油勘探开发研究院非常规研究所一级工程师赵素平指出，我国页岩油气储层具有低孔低渗的特性，意味着油气难采出、难流动。这使得页岩油气井的产量递减速度明显快于常规油气井。

一口井的生命周期，该从经济角度还是资源角度衡量？这是中美页岩油气开发在指导思想上的显著差异。李国欣认为，我国页岩革命主体是国家石油公司，国有资产保值增值与保障国家能源安全的责任决定了要最大程度且低成本地拿出可采储量。

在建设示范区之前，曾有国外能源企业前往新疆油田吉庆油田作业区考察。相较北美，该作业区资源禀赋差、开采难度大、开发利润低，外资普遍不愿介入开发。有外企代表直言“这样的地方在美国毫无开采价值”。

“即使在后期产量递减，北美的页岩油单井日产量也能达到几十吨，而这一数字已经相当于我国页岩油产量最高的长庆油田新井日产量。”长庆油田勘探开发研究院院长屈雪峰坦言。

长庆油田页岩油开发分公司执行董事、党委书记马立军认为，国内页岩油开发的核心问题是提高采收率和控制产量递减。全生命周期管理的目的和落脚点就是提高单井EUR（单井估算最终可采储量）。

多位专家学者指出，尽管我国的页岩革命在模仿中起步，但页岩油气的种种特殊性使中国石油人需要通过自主创新，走出一条符合我国地质条件的具有中国特色的新路。

如何破解低效难题——

生产关系变革：“全生命周期管理”助推全流程提质增效

2014年，国际油价遭遇断崖式下跌，引发北美页岩油气行业成本革命。油气生产商开始加强内部运营管理，依靠技术创新降低开发成本、提高单井产量，将页岩油的桶油开采成本降低一半多。

与彼时的美国相似，降本增效是我国页岩革命面临的首要问题。

在这一问题上，吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区作出了示范。“吉木萨尔的开发思路即以全生命周期管理理念保障经济效益，再通过‘六化’落实。特别是专业化协同，地质专业解决‘油在哪’，工程专业解决‘怎么打得快、压得好’，最终使桶油成本显著下降，实现规模效益开发。”新疆油田勘探开发研究院院长齐洪岩这样概括。

该示范区地处准噶尔盆地东部，地层类似“千层饼”结构，含油储层是夹在其中厚度不足2米的“奶油”。既要精准定位到油层，又要通过压裂尽量沟通更多油层，把“羊肠小道”里的油赶到“高速公路”上，才能最大程度采出资源。

这个过程中的每一步都离不开多专业协同。如同全科医生看病，不是“头痛医头、脚痛医脚”，而是从整个人体角度看病。考虑的方向越多，综合信息越多，越有利于下一步开发。

“很多地方在组织模式上还没实现真正的地质工程一体化，吉木萨尔成立专班后，把它落实了。”新疆油田采油工艺研究院工程方案研究所一级工程师王俊超说。

2024年初，新疆油田成立吉木萨尔页岩油产能建设工作专班。作为示范区产建与生产主体，专班由主要领导挂帅，下设10个专业组，由甲乙方单位人员组成，变以往“铁路警察各管一段”的组织形式为“建管一体”，分工明确，责任共担。

王俊超参与了吉木萨尔页岩油的开发方案设计。据他回忆，施工开始后，自己和同事们拿着方案去现场反复对比、修改。最多的时候，仅采油工艺研究院就有20多位工程师加入专班并进驻现场。

令他印象深刻的是，仅一个泵注程序方案在2年间就迭代了7轮，每次液砂修正都精确到小数点后一位。这一类似电脑芯片的程序直接关系到成本，靠控减液量这一项就节约了上亿元。“人不到现场去，绝对不会想到优化这一点。”王俊超说。

在距离主产区最近的吉木萨尔县，专班设置了自己的“前线指挥部”。在这里，研究院学者、施工队伍负责人、地质与工程专业工程师们面对面办公，哪个环节有问题站起来直接问。他们说，在这里，甲乙方都是共同奋战的好战友。

页岩油气开采的主要成本在打水平井和体积压裂上。在吉木萨尔，市场化运作推动单井投资下降了40%。

在钻井环节，吉木萨尔打破区域壁垒，引入多家钻井队伍同台竞技，同时优化计价规则。以往钻井队按日结算工费，干的时间越长越挣钱。吉木萨尔创新实行“米费制”，相同的作业时间内，钻进长度越长结算越多，钻得越快越挣钱。在“米费制”激励下，近5年吉木萨尔页岩油水平井水平段“一趟钻”（钻井过程中不换钻头）完成率由12.5%上升至56%。

以全生命周期管理为指导，中国石油各页岩油气主产区以生产关系变革带动提效。西南油气田新层系资212井测试日产气量152.6万立方米，刷新国内页岩气高产纪录；大庆古龙页岩油钻井周期从最初的113天缩短至平均20天内；长庆庆城页岩油产能用工总量仅为传统模式的12%至15%，实现“少井多产”。

怎样提高采收率——

产学研融合：技术理论突破引领高质量可持续开发

采收率，是反映储层动用程度的关键指标，也是影响开发效益的核心指标之一。简单来讲，采收率的提升相当于直接增加可采储量。

由于油气储层低孔低渗，我国页岩油气天然采收率远低于常规资源采收率。加之开发难度大、成本居高不下，导致页岩油气效益开发成为难题。

“提高采收率相当于提高资源利用率，要在有效益的前提下尽可能动用低品位资源。”赵素平认为，我国页岩油气资源以低品位资源为主，需要通过技术创新或成本优化，把这些原先常规技术采不出、采出来不经济的油气资源转化为经济可采储量。

从方法论的角度来看，甲方主导的项目制模式，对甲方“科研结合生产”的能力提出了更高要求。在一体化统筹组织模式下，甲方通常“以生产问题为导向”开展集中科研攻关，推动了理论认识与工程技术创新。

“我们最早开发页岩油的时候，大部分工艺技术学习北美，想要搞适合吉木萨尔的工艺，都不知道怎么入手。”王俊超告诉记者，如今的吉木萨尔页岩油主体开发工艺，正是基于2019年中国石油与中国石油大学（北京）、西南石油大学、长江大学合作的一项课题成果形成的。

这项课题揭示了吉木萨尔页岩油的立体富集规律，将油气富集区域从20米的“箱体”定位至5米的“甜点体”，再到1.5米的“黄金靶体”，吉木萨尔的钻遇率也从43.4%提升至87%，整体采收率提高约5%。

“油田提问，大学解答”——这种快节奏的产学研交流，使得来自生产现场的科研课题一经攻关，就能很快返回现场实践，显著加速了页岩油技术创新进程，支撑我国页岩油气开发挑战低品位资源这一“无人区”。

大庆油田古龙页岩油实现超长水平井技术重大突破，形成“打得快、打得好”的钻完井“古龙模板”；大港油田创新采用体积含油率法，为页岩油开发提供资源量数据支撑；西南油气田形成“三控”富集高产理论与高产井培育方法，实现中深层页岩气规模效益开发……通过以地质工程一体化为代表的专业化协同，中国石油各页岩油气主产区因地制宜、创新发展精细开发工艺，推动整体采收率提升。

“非常规资源开发必须走与地质条件深度适配的自主创新之路，以持续技术进步撬动资源的有效动用与效益转化。”大庆油田页岩油勘探开发指挥部副总指挥代晓东说。

长远看，提高采收率也是提高低品位资源动用比例，能避免页岩油气产量递减过快导致的供给波动，实现长期稳产目标。

页岩革命“方法论”正随着我国页岩油气开发进入新阶段而不断更新。“十四五”期间，“一全六化”方法论历经三轮迭代，从确保规模建产，到建立可推广的陆相页岩油开发技术新标准，再到攻关提高采收率技术，助推吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区页岩油年产量由11.6万吨增产至170万吨以上，全面完成国家级陆相页岩油示范区建设任务。

行之愈笃，则知之益明。我国的页岩革命正沿着这条创新驱动、技术自主、因地制宜的可持续发展之路稳健前行。