技术攻关与管理创新并重 探索中国特色页岩油气革命之路

[中国石油新闻中心 2025-11-11]

2025年，全球能源格局正经历深刻重构。在地缘政治冲突、能源转型加速、供需再平衡等多重挑战下，美国页岩油产业展现出非凡的韧性与活力。面对“欧佩克+”增产、油价波动和成本上升的压力，美国页岩油产量仍逆势创下历史新高，其背后是技术创新的持续突破与发展模式的深刻转型。美国页岩革命的演进历程，为我国页岩油产业发展提供新的启示与借鉴。

产量攀升与资本审慎

页岩油行业进入效率驱动新阶段

2025年，美国页岩油产业呈现出“量增资减”的显著特征。最新数据显示，美国页岩油产量已达1390万桶/日，同比增长4.5%，延续了疫情后的增长态势。然而与产量创新高形成鲜明对比的是资本投入的持续收缩：美国油气钻机总数降至539台，较2024年同期减少8.5%，较2022年底的峰值更是大幅下降31.2%。这种“增产不增钻”的现象折射出页岩油行业发展的深刻变革。

资本支出方面，美国独立勘探和生产公司计划，在2025年将资本支出从2024年水平削减约4%。这种审慎的投资态度主要受到双重因素影响：一是“欧佩克+”增产导致全球油价下跌25%，挤压企业利润空间；二是行业发展逻辑发生根本性转变——从规模扩张转向效率提升。达拉斯联储调查显示，美国页岩油钻新井的平均盈亏平衡成本已从2020年初的49美元/桶上升至65美元/桶，成本曲线的上移迫使企业更加注重投资回报率。

技术进步成为支撑产量增长的关键因素。旋转导向系统（RSS）与随钻测井（LWD）技术的普及，使水平井轨迹控制精度大幅提升，水平段长度普遍超过3公里。自动化钻机与远程监控技术的应用，实现了“少人化”运营和参数实时优化。PDC钻头材料与切削结构的创新，将机械钻速（ROP）提高40%以上，显著减少趟钻次数。以二叠纪盆地为例，2025年采用3英里水平段结合AI优化钻井路径后，单井成本降至850万美元，较2020年下降28%。

这些技术创新不仅抵消了钻机数量下降的影响，更推动单井效率显著提升。美国七大页岩主产区单台钻机页岩油产量从2007年的35.18桶/日增长到2024年的1161.69桶/日，增幅高达32倍。这种效率提升使行业在资本支出收缩的情况下仍能维持产量增长，标志着美国页岩油行业正式进入“效率驱动”的新发展阶段。

技术迭代与老区挖潜

双轮驱动采收率突破

2025年，美国页岩油行业技术创新呈现多元化、深度化的特征。压裂技术完成从“超密集压裂”向“精细化压裂”的演进，早期盲目加大簇间距、砂强度和液量的做法逐渐让位于基于储层模拟的差异化压裂方案。这种转变在提高单井产量的同时降低了成本。目前簇间距已缩减至10米以内，加砂强度达到5.0吨/米，水平段单位长度产量提高至30%以上。

老区提高采收率（EOR）技术成为新的增长点。在巴肯、鹰滩等成熟区块，重复压裂技术应用日益广泛。数据显示，对生产5至8年的老井进行重复压裂，单井增储成本仅为新井的40%至50%，且部分老井经重复压裂后可恢复至初始产量的60%至70%。二氧化碳注入和富气混相驱技术在二叠纪盆地取得显著成效，试验显示，采收率可从7%至8%提高到10%以上。美国能源信息署（EIA）指出，这些创新技术通过提高采收率降低了价格波动的影响，目前页岩油的采收率已从早期的5%至8%提升至10%至15%。

立体开发模式的推广进一步释放了储量潜力。以二叠盆地Midland次级盆地为例，立体开发井数占比由2014年的28%上升到2021年的77%。这种开发模式通过纵向分8套层系，最多布设60多口井，实现了储量最大化和立体化动用。同步分流压裂、拉链式压裂等施工作业技术的创新，将压裂效率从2至4段/日提升至12至18段/日。

此外，人工智能和数字化技术正在重塑页岩油开发模式。地质工程一体化平台的应用，实现了地质、工程等跨学科、跨部门的多元协作和快速决策。人工智能钻井技术在各大页岩油盆地广泛应用，将钻井速度提高至少30%。数字孪生技术在钻井设计中的应用，使地质模型准确率提升至89%，减少了17%的无效进尺。这些技术创新不仅对冲了成本压力，更重塑了行业竞争格局。

对我国页岩油发展的启示

创新驱动与精益管理并重

2025年，美国页岩油发展呈现出“技术驱动、效率优先”的显著特征，通过技术创新和管理优化在低油价环境下保持强劲竞争力。美国页岩油的发展经验对我国具有重要的借鉴意义，但我国陆相页岩油储层埋藏更深、地质条件更复杂、非均质性更强，不能简单照搬美国模式，需要走出一条适合自身特点的发展道路。

技术创新方面，需要加强基础地质研究，形成具有中国特色的陆相页岩油勘探开发理论和技术体系，重点突破3项短板。首先是加速旋转导向、智能化压裂等核心技术的国产化进程。美国页岩油开发经验表明，关键技术自主可控是降低成本的关键。目前我国在PDC钻头、滑溜水压裂液等基础材料领域已取得进展，但在高端装备和软件系统方面仍依赖进口。其次要大力发展提高采收率技术。我国页岩油老区逐渐增多，重复压裂和气体注入技术的经济性日益凸显。再次要推动数字化技术与传统油气开发的深度融合，建立地质工程经济一体化平台，实现多学科协同优化。

管理模式创新同样重要。美国页岩油企业通过区块分级、扁平化管理、快速决策机制等方式提高了运营效率。我国的油气企业需要打破传统的部门壁垒，建立跨学科的项目团队，实行“地质-工程-经济”一体化决策机制，对页岩油区块实行分类分级管理，结合油价波动进一步明确部署和开发层次。同时，要学习美国页岩油企业，增加效益导向权重，避免盲目追求勘探突破和展开广度。

政策环境方面，我国需要建立鼓励技术创新的政策体系。包括加大页岩油技术研发的税收优惠力度，设立专项技术攻关基金，建立先导试验区推广新技术。同时要完善页岩矿权流转机制，形成良性竞争格局。

绿色发展也是不可或缺的一环。我国页岩油开发应同步考虑环境保护，推广二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）技术，实现经济效益与环境效益的统一。

我国页岩油发展应坚持技术攻关与管理创新并重，建立适合我国地质特色的勘探开发模式，最终实现页岩油产业的高质量可持续发展。未来十年将是全球页岩油行业深度调整的关键时期，只有把握技术创新这个核心驱动力，才能在激烈的能源竞争中占据主动，为保障国家能源安全作出新的贡献。（中国石化石油勘探开发研究院副研究员）