近年来，中国加快页岩油气资源开发，尤其在上游勘探开发领域不断取得进展。2024年，我国油气总产量首次超4亿吨油当量，页岩油产量突破600万吨，同比增长30%以上，页岩气年产量则稳定在250亿立方米规模 。

尽管如此，国内仍旧无法实现“油气自由”，因此国内油气开发自然会把眼光看向全球页岩油气开采技术最成熟、商业化程度最高的美国。当然，中美页岩资源的根本差异也奠定了两国技术策略的不同。

虽然在页岩油气开采方面中美两国主要目的都在提升开发效率，缩短作业周期上。但面对地质层面的根本性差异，导致中美两国在技术路径和开发逻辑上存在很大区别。

美国形成了以“多井平台+长水平段+高排量压裂”为核心的“工厂化”作业体系。基于成熟的油服产业生态，其水平井平均长度达2800米以上，单井压裂段数普遍超过35段，压裂液注入规模高效可控，作业周期极短。

*Chevron计划在2025年将“Triple-Frac”技术应用于其在Permian盆地50%至60%的油井，相较于2024年的20%有显著提升。该技术通过同时压裂三口井，可将作业时间缩短25%，每口井的成本降低12%。尽管该方法对水、砂和电力的需求更高，但其提高了资本效率和产能增长速度。

中国虽在胜利、古龙等示范区逐步形成“短段密集压裂+精细分层开发”技术体系，但仍面临深层储层压裂困难、裂缝复杂性难预测等问题。例如胜利油田虽钻井周期已从133天下降至29.5天，但单井产能波动大，工艺参数尚未形成可复制模式。

当前，中国页岩油技术可采资源量约22.78亿吨，但地质条件复杂，单井产量低（平均EUR不足5万吨），采收率仅10%，显著低于美国主要页岩区块的15%~20%。

在国内复杂的陆相地质条件下，储层非均质性强、天然裂缝发育程度不明、埋深大、应力敏感性强等因素均严重制约了压裂裂缝的有效延伸与导流能力。这直接导致初始产量不稳定，后期递减快，最终有效采收空间受限。

国际经验表明，采收率提升不仅在于压裂技术本身，长期的生产制度优化同样重要。例如，美国Permian盆地通过“多井同步开发+再压裂技术+长周期井控优化”显著提升了中后期产气量，这为中国提供了可借鉴的“压后运营优化模型”。

数字技术的引入正成为提升开发效率的重要手段。美国企业广泛应用自动化压裂平台、实时井下监测系统及AI辅助地质建模，提升单井收益率与工艺响应速度。

相比之下，中国页岩开发的数字化起步较晚。目前包括中石油、中石化在内的央企正大力推进“智能井场+大数据驱动压裂设计”体系，专业领域大模型层出不穷，不断更新迭代，可以预见未来在智能勘探开发领域的众多关键节点发挥更重要的作用。