我国陆相页岩油迎来发展里程碑（图）

[中国石化报 2026-09-08]

胜利油田民丰区块丰页8号台施工现场。 朱克民 摄

今年，我国陆相页岩油勘探开发取得重大突破，大庆古龙、新疆吉木萨尔与胜利济阳3个页岩油国家级示范区顺利通过验收，是我国陆相页岩油的发展里程碑年。

页岩油气是最具潜力的战略接替资源。2025年，全球页岩油气产量已占油气总产量的16%。我国也探明页岩油储量7.7亿吨，2025年页岩油产量超850万吨，但陆相页岩油高质量发展仍然面临诸多深层次挑战。

2026年8月20~21日，第三届中国陆相页岩油勘探开发关键技术与管理研讨会在京召开。研讨会由中国石油学会石油工程专业委员会和多资源协同陆相页岩油绿色开采全国重点实验室共同主办，两院院士、专家学者等近400人参会，围绕陆相页岩油基础地质理论、关键开发与工程技术、数智化应用等方向开展深入研讨。本版整理刊发部分专家观点，敬请关注。

本版文字由本报记者程强整理

2018~2025年我国页岩油产量情况 来自：《中国油气勘探开发发展报告（2026）》

古龙页岩油从-1开始的创新

一般而言，自主创新是从0开始。但中国工程院院士孙龙德认为，大庆古龙页岩油的创新是从-1开始的，因为国际权威公司曾研究后明确结论为“不可能”。

大庆古龙地区的地下，真的孕育一条古老的巨大油龙：在松辽盆地青山口组中下部的深湖相沉积，发育一套连续稳定的厚层暗色页岩，厚度在100~150米，资源潜力巨大。

但是，古龙页岩油具有高黏土、富页理、纳米孔的特征，孔径不到30纳米，存在富集预测难、原油流动难、储层改造难“三难”瓶颈。某国际石油公司全球非常规勘探团队的评估是：“不存在已知的具有商业开发价值的类似湖相页岩区块。”

页岩革命虽然兴起于本世纪初，但我国对页岩的探索已有近百年历史。早在1929年，著名地质学家谢家荣就指出：页岩饱含油者将成为石油之代用品。从上世纪40年代起，地质学家们就提出并不断完善陆相页岩生油理论，实现了大庆油田发现与开发。如今，要实现我国陆相页岩油革命，首先要实现从陆相页岩生油到陆相页岩产油的理论认识跨越。

为此，大庆油田依托多资源协同陆相页岩油绿色开采全国重点实验室开展理论技术攻关，攻克了陆相页岩纳米空间能不能储存油、有没有可动油、能否有效改造三大关键基础认识问题，揭示了一系列机理机制，形成了一系列关键技术。

“特别是我们通过研究和实验得到了逼近深地条件的孔隙度值，首次发现陆相页岩纳米空间地下孔隙度大于地面孔隙度的规律。”孙龙德说，“这与砂岩孔隙度的规律正好相反，页岩地下孔隙度较地面孔隙度最高可增加60%，这让我们对陆相页岩油储量资源更加放心。”

2021年6月，国家能源局设立“大庆古龙陆相页岩油国家级示范区”。截至2025年底，示范区累计完钻水平井361口，建成产能超160万吨/年，年产油108.5万吨，年产油气134.4万吨油当量，提交陆相页岩油探明地质储量3.03亿吨。

2026年4月，国家能源局通过大庆古龙陆相页岩油国家级示范区验收，认为其为我国陆相页岩油革命打造了可复制、可推广的“大庆样板”。

“从国际权威公司的‘不可能’，到关键风险探索井零的突破，再到现场试验井组的落地实施，直到年产超100万吨页岩油。这不只是‘从0到1’，而是‘从-1、0、1到100’创新创业范式探索的成功实践。”孙龙德说。

而今，他们正向着1000奋进。中期古龙页岩油年产油1000万吨规划实施方案正在编制中。

不只是古龙，陆相页岩油开发多点开花，新疆吉木萨尔和胜利济阳国家级页岩油示范区也全面建成，近期，塔里木盆地陆相页岩油也取得突破。据评估，我国陆相中高成熟度页岩油总资源量达890亿吨，未来可期。

突破传统认知页岩如何“富油”

传统观点认为，陆相页岩致密如铁板，只是生油岩和盖层，不能作为储层。我国地质学家的研究颠覆了这一观点。

大庆油田高级专家王瑞说，过去认为古龙高黏土页岩的孔隙度极低，小于5%，因此不能大量储油。科研团队的研究揭示“有机质生烃＋黏土矿物演化”复合成储新机理，明确陆相页岩有机质生烃孔缝可作为主要储集空间，使页岩总孔隙度在8%~15%，因此明确页岩是主要储集层，找油目标由传统薄砂岩向厚层页岩革命性转变，实现资源倍增。

地层条件下，页岩含油量准确测定是行业难题，页岩油富集成藏机理不清楚。科研团队集成应用保压＋过程冷冻＋核磁原位含油性分析技术，准确测定页岩含油量6~19毫克/克，并建立模型发现纳米孔隙油气可原位超压赋存，从机理上厘清了与运移成藏的本质差别，揭示了陆相页岩“纳米孔富油”机理，提出了页岩油原位富集的颠覆性认识。

在油气生成的早中期，随着生烃量增加，压力快速增大，达到异常高压后，生成烃排出，形成现今大庆油田的常规油和致密油。而在高成熟阶段，页岩总孔隙度增加，但孔径变小，排驱压力增大，因此页岩油自封闭成藏。

以新理论、新技术为指导，整体评价松辽盆地中高熟页岩油资源量219亿吨，其中，松辽盆地北部资源量142亿吨，为大规模连续分布的“体式”油藏，奠定了建设大油田的物质基础。

天下没有一样的页岩，但都面临是否能“富油”的问题。胜利油田主要负责人杨勇介绍，济阳坳陷页岩沉积时期是典型的咸水湖泊，在季节控制的生物-化学-机械作用下，发育灰-泥纹层高频交互的二元层偶结构，单纹层厚度仅0.1~0.5毫米，每米有2000~10000层，可谓“1米万年”。

与古龙高成熟度页岩油不同，济阳页岩油90%以上是中低成熟度，页岩储集空间以无机孔-缝为主。传统认为页岩孔隙“离散分布”，而胜利油田的研究表明，纹层内纳米级孔缝连通，纹层间层理缝连通，跨纹层构造缝、超压缝连通，多类型裂缝使页岩有效孔隙度在20%~40%。荧光薄片及扫描电镜表明，纳米级孔隙到毫米级裂缝普遍含油。核磁实验也揭示，纹层状页岩大孔优势利于游离油富集。

“灰泥高频互层、孔缝优势连通、纹层差异赋存、空间有序富集”的储元认识，回答了“油在哪”和“哪里富”的问题，推动济阳页岩油“甜点”评价由资源分类分级向经济可动评价转变，落实了一级经济可动的“蜜点”可观储量，奠定了规模建产的物质基础。

奇妙孔缝组合页岩如何“产油”

当物质被关进一个纳米尺度的“小房间”里，就会改变其物理化学性质，这就是限域作用。

在页岩纳米孔隙中，流体以什么相态赋存、如何流动产出？过去对机理并不明确。科研团队研发高温高压纳米孔相态与流动可视化实验平台，揭示了在限域作用下，古龙页岩“大孔油、小孔气”的相态特征，即超压气相小孔和液相大孔优先流动，混合态中孔接续供烃，页理缝贡献占80%，形成梯次供油。这就揭示了页岩油纳米孔“限域供油”产油机理，证实陆相页岩具备产油能力。

团队还建立了流体输运模型，显示页岩压裂后形成从基质到页理缝再到人工缝网的复合流动网络。古龙页岩的一大特点是每米发育3000条页理缝，这些页理缝大大降低了页岩油的启动压力：液体从基质流向页理缝仅需要3毫米，需要的压差仅0.6兆帕；如果没有页理缝参与流动，1米储层内流体到人工缝网需要百兆帕级压差，将无法动用。

与古龙页岩不同，济阳页岩发育6类裂缝、跨越6个数量级，包括纳米级的晶间缝与粒缘缝、微米-纳米级的层理缝、毫米-微米级的构造缝和超压缝、厘米级的压裂支撑缝，构成济阳页岩油主要流动通道。从基质孔隙到支撑缝，流体梯级启动、向井筒单向汇聚。

充分渗吸置换、以液换油是济阳页岩油核心产油机制。济阳页岩无机孔缝亲水性强，渗吸效率也高，而压裂裂缝越复杂，油水置换空间就越大。实践证明，济阳各洼陷压裂液换油率都在50%以上。

压裂阶段，高压激活大量层理缝，快速吸入大量压裂液；焖井阶段，压裂液渗吸至孔隙，快速置换原油进入层理缝；采油阶段，主缝优先排水，高含油层理缝接续启动、基质持续供给。这就是济阳页岩油“见油早、产量高、含水下降快”的内在机制。

立体开发页岩油气主要开发方式

中国工程院院士孙焕泉表示，立体开发能大幅度提高页岩油气资源动用率和采收率，已成为北美页岩油气主要开发方式。在二叠盆地米德兰次级盆地，立体开发井数已达80%以上。

立体开发是一项系统工程，近年来实现三个转变：油藏地质从优选“甜点”转为整体动用，井网部署从积极加密转为井距优化，压裂改造从追求体积最大化转为追求井网缝网匹配。转变的核心是追求储量动用最大化和井间干扰最小化的平衡，在动态压力与应力下，实现井网与缝网的最优匹配。立体开发的竞争已经从“单项施工能力”转向“整体开发的调控能力”。

工程技术快速迭代支撑北美页岩油气立体开发高质高效。钻井方面，水平段越来越长，米德兰盆地2025年水平段平均长度已达3520米。二叠盆地内平均单日进尺达413米，头部作业者单日进尺550~620米（22.9~25.8米/小时或20万~23万米/年）。

压裂模式从拉链式压裂转为同步压裂，通过多井协同施工与压裂资源集中配置，实现多井组整体改造，提高作业效率，同时，通过“多井分流、压力协同”降低摩阻损耗，提高有效施工压力。同步压裂已成为主流施工模式，并持续向多井跨平台同步压裂模式演进。

压裂支撑剂选择也从一味追求导流能力转为追求多尺度有效支撑，重点关注支撑剂是否能进入复杂裂缝的远端。

孙焕泉总结，页岩油气立体开发是一种高效、系统化的开发模式。基于页岩油气沉积特征、储集特点和“甜点”分布，进行立体井网设计，优快钻井、立体压裂，在多维空间改造形成“人工油气藏”，以实现页岩油气藏储量动用率、采收率、收益率（3R）最大化。这其中，地质-工程“甜点”描述是基础，缝网协同优化是关键，工程提速提效是保障。

页岩油气立体开发技术体系包括页岩储层精细描述与建模技术、页岩压裂后储量动用表征技术、立体开发技术政策优化技术、立体开发配套工程工艺技术、立体开发监测评价技术等。

经过持续技术迭代，国内页岩油气立体开发成效显著。在涪陵页岩气田，立体开发井年产量占气田总产量48%，储量动用率由单层开发的32.2%提升至三层立体开发后的85.2%，焦石坝区块整体采收率由12.6%提升至三层立体开发后的44.6%。

胜利油田梯次开展缓坡断块型、洼陷稳定型、陡坡深陷型先导试验，立体差异开发实现从3层楼到5层楼再到7层楼的突破。其中，民丰1号台7层楼立体开发井组，7口井峰值日产油均超百吨，首年累产油均过万吨。目前，胜利济阳页岩油国家级示范区高质量建成，2025年产油70万吨，累计产油突破200万吨。

大庆古龙页岩油设计4层立体开发井网，部署水平井8口，同层井距500米、水平段2500米，设计首年日均产油16.3吨，目前6口井正常生产，平均日产油19吨。

新疆吉木萨尔页岩油开发采用立体井网工厂化布井，平台井数3~12口，水平段长1300~2500米，井距300米，层间距大于10米。

长庆鄂尔多斯长7段页岩油开发采取“大井丛、多层系、立体式”布井方式，水平段主要为1500米，井距400~500米。建成国内陆上最大水平井平台，开展两层立体开发试验。

压裂后的缝到底长什么样

页岩压裂后，会形成树枝一样的复杂缝网吗？不到地下千米，不知真实情况。

为此，中国石化在涪陵页岩气田建成全球规模最大的页岩压后取芯试验场。在焦页66井组，设计6口取芯井，累计获取岩芯1123米，在岩芯中观察到裂缝5723条，其中3388条为水力成因缝。

这些缝的形态，与科研人员的预想相去甚远，“一、十、T、之”等简单缝占到70%，复杂缝网则呈“六、干、丰、井”等形状，这颠覆了对缝网模式的传统认知。

大多数水力压裂缝呈现平行分布，常在厘米级的空间内出现2~4条水力压裂缝，呈现非均匀集群分布特征，这与传统“一簇一缝”的压裂模拟成缝机制存在差异。

经溯源，远场水力压裂缝密度平均4.25条/米，大于中场（2.78条/米）和近场（3.63条/米）水力压裂缝密度，压裂缝在近中远场呈“树枝分叉状”扩展规律，但在近井筒区域存在“灯下黑”效应，导致改造不充分。

长庆油田首席专家慕立俊介绍，庆城页岩油水力压裂试验场共部署5口检查井，获取岩芯1076米，发现压裂缝537条，局部1米岩芯见裂缝2~11条，总体裂缝密度0.72条/米。压裂缝数量超过对应段设计簇数，并非传统认识的“一簇一缝”。

有意思的是，水平段钻遇率不能完全代表井周三维“甜点”，三维空间（轨迹上下共20米、左右120米）“甜点”才决定产量高低。

分析岩芯后，他们得到“3个1/3”和“4个70%”的关键认识，即1/3水平井段未充分改造、1/3压裂缝未有效支撑、1/3储层“甜点”未充分钻遇，优质砂体钻遇率只有70%、压裂缝控制区只有70%、支撑剂支撑裂缝只有70%、多簇裂缝扩展均衡度低于70%。

基于以上认识，他们提出精细三维“甜点”评价、转变压裂设计思路实现缝控体积最大化、全面减少井距实现与压裂缝的优化匹配等对策。

涪陵页岩气的观察发现，岩芯见支撑剂水平最远距离为62.2米，远小于缝网波及范围的128米。庆城页岩油的观察发现，支撑缝长也偏短，主要在120米以内。这就引发一个问题：井距是否还需要那么大？

胜利油田已经开始行动，他们在井距300~400米成功基础上，开展200米井距先导试验取得突破，微地震监测均缝长202米，井间裂缝轻微搭接，储量动用率超过90%，投产1个月，3口井日产油均超百吨，平均含水率不到30%。

目前，小井距试验成功已新释放水平井200口以上，并加速推广应用，助力探索济阳页岩油储量动用率边界。