推进技术创新 探索中国式页岩油革命路径

朱如凯 中国石油勘探开发研究院 首席技术专家

早在2009年，“页岩革命”这一术语便已在国际权威期刊《Nature》上出现。随后，国内学者对中国页岩革命路径、实施方式及发展阶段等进行了深入分析，提出了诸多见解。近年来，我国在攻关陆相页岩油开采技术方面取得了显著进展，2024年，页岩油产量达到600多万吨。然而，尽管取得了这些成就，我们仍需认识到，全面实现页岩油革命的目标仍任重而道远。

重新认识中国陆相页岩油特征至关重要

我国陆相页岩油的勘探开发经历了泥页岩段裂缝型油藏发现与“常规石油”兼探、“非常规页岩油”探索以及针对性技术攻关和新一轮评价、部署等阶段。国内学者从一开始就非常重视与美国海相页岩油地质条件的对比研究。中国陆相页岩油具有构造变动大、岩性复杂、黏土矿物含量高、油质较重、气油比偏低、甜点区/段偏小、原油可动性相对较差等特征。但仔细观察，我们发现这些对比主要基于沉积环境、埋深、岩性特征等参数，无法全面反映地质条件差异。阿根廷Neuquén Basin（死牛盆地）的Vaca Muerta页岩油高产实例显示，最高产层在高TOC的页岩层，最新高产区的气油比（GOR）仅为12立方米/立方米，API度为25。渤海湾盆地的济阳坳陷地区，中低熟页岩油也取得了较好的勘探成效。这表明成熟度、原油密度与气油比并非决定性因素。因此，需要根据国内实际勘探成果，重新认识中国陆相页岩油的地质特征，并推动技术创新和技术迭代。

正视技术、管理差距开放共享促发展

国内企业多次组织对美国页岩油气开发技术进行考察，发现我国在钻井压裂效率、单井EUR和千米建井成本等方面还有进一步提升空间。同时，应认识到，页岩油井产量递减是一个客观规律，水平井高产井仅占少数，多数井为低产井，这也是一个不容忽视的客观事实。因此，需要进一步坚定信心，并在理论技术成果共享、资料共享、人工智能应用等方面采取更加积极的行动。

我国已相继设立了新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区、大庆古龙陆相页岩油国家级示范区以及胜利济阳陆相断陷湖盆页岩油国家级示范区。这些示范区的建设在技术攻关方面取得了页岩油的战略性突破，因此，我们需要进一步推广示范成熟的技术和经验，力争在四川、柴达木及其他中小型盆地取得更大的突破，实现增储建产的目标。同时，我们应更加积极地探索全生命周期提高采收率的新技术。在现有注气提采、化学驱提采等常规提高采收率技术的基础上，探索创新性的热力提采、纳米材料提采、“温、压、风、光、储”协同页岩油绿色开采等新技术，大幅度降低成本，为实现大规模现场实施应用奠定坚实的基础。

探索中低熟页岩油原位转化技术新路径

中低熟页岩油地下原位转化技术颠覆了传统开发方式，中国石油正在鄂尔多斯盆地长73段实施页岩油原位转化先导试验。如果该先导试验能够取得成功，那么，该技术有望进入商业开发示范阶段。同时，还应积极探索超临界二氧化碳原位改质等新技术，以期为中低熟页岩油的有效开发提供更多可能性。