中国石油自主创新破解开发难题――非常规油气拿稳增产“接力棒”
近日，中国石油宣布页岩油年产量突破700万吨，标志着我国陆相页岩油正式迈入规模效益开发新阶段。当前，以页岩油气为代表的非常规油气对“稳油增气”大盘的贡献持续放大，正从“潜力资源”加速转变为“现实产能”，成为筑牢国家能源安全的关键增量。
面对全球能源格局深刻调整、常规油气资源接替难度加大等挑战，如何端牢能源饭碗，筑牢安全底线？中国石油以实际行动作答：向非常规要资源，向创新要动力，向绿色要未来。“十四五”以来，中国石油将页岩油、页岩气、煤岩气等非常规油气作为战略性接替领域，以科技自立自强破解开发难题，以绿色低碳理念重塑生产方式，不仅实现非常规油气产量跨越式增长，更探索出一条具有中国特色的非常规油气发展之路。
多点开花
非常规油气，何为“非”？
有别于常规油气，非常规油气仅用传统技术无法获得自然工业产量，需用新技术改变储集层渗透率才能实现经济开采，包括页岩油气、致密油气、煤岩气等。
资源禀赋支撑战略选择。数据显示，全球页岩油储量在11万亿吨至13万亿吨之间，页岩气资源量约为456万亿立方米，是当前世界常规天然气探明总储量的2倍以上。我国页岩油可采储量居世界第三位，页岩气储量位居世界前列，埋深大于2000米的煤岩气资源量预测超40万亿立方米。
早在2021年，在国家能源局召开的页岩油勘探开发推进会上，加强页岩油勘探开发就已被列入“十四五”能源、油气发展规划。随着陆上主力油田逐渐进入开发中后期，稳产压力加大，非常规油气的战略价值日益凸显。
“十四五”以来，中国石油加大非常规油气勘探开发力度，坚持原创技术攻关，鄂尔多斯、准噶尔、松辽、四川等多个含油气盆地捷报频传，页岩油、页岩气、煤岩气等非常规油气协同上产，不断重塑我国能源安全版图。
页岩油呈现出燎原之势。在鄂尔多斯盆地，长庆油田页岩油累计产量突破2000万吨，仅用3年时间就实现从1000万吨到2000万吨的跨越，成为全球首个实现规模效益开发的陆相页岩油田。在准噶尔盆地，吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区年产页岩油超170万吨，解决了“甜点识别难、储层改造难、效益开发难”三大世界级难题。在松辽盆地，大庆古龙陆相页岩油国家级示范区2025年产量突破100万吨，为百年油田建设找到了“新粮仓”。
页岩气持续稳产上产。中国石油川南页岩气田年产页岩气突破160亿立方米，约占我国页岩气年产量的60%，累计产气量突破1000亿立方米，成为我国首个累计产气量跨越千亿立方米大关的页岩气田。“经过近20年探索，我们把难采资源逐步转化为稳定产量。”中国石油西南油气田川渝页岩气前线指挥部生产运行部主任刘巍说。
煤岩气开发驶入“快车道”。2025年，一种新型非常规天然气资源――煤岩气，正式进入国际能源视野，并获得高度认可。中国石油煤岩气重点实验室的最新研究成果显示，我国煤岩气地质资源量可达50万亿立方米。在鄂尔多斯盆地，中国石油已探明3个千亿立方米级大气田，地质储量突破5000亿立方米，建成首个百万吨级深层煤岩气田――大吉煤岩气田。中国科学院院士邹才能认为，2035年我国有望建成300亿立方米以上的煤岩气生产能力，对保障国家能源安全具有重要意义。
技术突围
2025年，大吉煤岩气田煤岩气日产量实现稳步跨越。其背后是中石油煤层气公司创新构建煤岩气富集理论体系，其自主研发的“黑金靶体织密缝网压裂”“地质工程一体化导向”等关键核心技术，为气田规模开发注入科技动力。
我国非常规油气起步阶段曾借鉴北美相关经验，却因地质条件迥异频频碰壁。“我国页岩油以陆相沉积为主，非均质性强，简单照搬难以奏效。”中国石油勘探开发研究院致密油研究所所长肖毓祥说。
起初，长庆油田在压裂作业中选择的是北美通用的“大段多簇”布缝方式，但经过2年探索，效果不尽如人意。“2020年至2021年，庆城油田规模应用后，单井产量比前期还要低。”长庆油田油气工艺研究院一级工程师薛小佳说。
是继续修补外来模式，还是自主创新闯出新路？长庆油田勘探开发研究院院长屈雪峰表示，当时业内不少人倾向于“站在巨人肩上”研究创新，因为自主创新挑战大、试错成本高。
经过反复论证、试验，长庆油田决定大胆破局，尝试将自主开发的“多段少簇”式开采方式应用于实践中。这种完全不同于北美的布缝方式，竟非常契合长庆油田的地质条件，让地层能量显著提升，油井产量也相应提高。
长庆油田的自主破局增添了中国石油人在页岩油领域的信心。地处东北的大庆古龙页岩油是典型的陆相泥纹型页岩油，储层孔隙以纳米级为主，只有头发丝直径的1/500，相对开发难度更大，国际知名石油公司直接断言“不具有商业开发价值”。
大庆油田勘探开发研究院副院长张金友不相信所谓的“论断”，率领团队闯入这块勘探“禁区”。为探明古龙页岩油从“生”到“储”的来龙去脉，他带领团队在古龙地区部署了39口取芯井，取了8000多米岩芯，采集了640多万个数据，用放大6万倍的显微镜观察。通过反复模拟地质历史、分析有机质演化，团队终于破解了古龙页岩油富集高产“密码”，创建了原位成藏理论，证明古龙页岩油是在原地生成、原地储存，不需要长途运移，且含油性好、分布连续。在此基础上，大庆油田部署了十几口水平井，每口井都实现立体高产。
找到油气并非终点。中国石油作为国有重要骨干企业，国有资产保值增值与保障国家能源安全的责任决定了企业要最大程度且低成本地拿出可采储量。
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。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，变以往“各管一段”的组织形式为“建管一体”，分工明确、责任共担。
“吉木萨尔的开发思路是以全生命周期管理理念保障经济效益，再通过‘六化’落实，即一体化统筹、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，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介绍。
“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，以持续的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。
绿色引领
近日，中国石油宣布其新能源业务达成“清洁替代”阶段性战略目标。在非常规油气领域，绿色低碳的理念同样贯穿始终。
新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区通过“平台式立体部署”，将单井占地面积压缩至原来的一半，实现用地集约化、生产洁净化。在西北黄土塬，长庆油田除了集约布井外，还有针对性地打造节水减排立体防控体系，采用钻井“泥浆不落地”处理系统，所有钻井废液经无害化处理后循环利用，同步攻坚二氧化碳泡沫压裂、液氮无水压裂等前沿替代技术，在提升压裂效果的同时摆脱对清水的依赖，年节水超80万立方米。
更深层次的绿色转型，体现在技术路径上。在新疆吉庆油田作业区，二氧化碳不再是单纯的温室气体，而是成为页岩油开发的“绿色功臣”。通过二氧化碳前置压裂技术，超临界态的二氧化碳如同“温柔手术刀”，既能降低岩石破裂压力、扩大裂缝网络，又能溶解原油、降低黏度，让深埋地下的页岩油流动起来，同时将90%以上的二氧化碳永久封存于地下，实现油藏提产与“碳库”扩容的“双向奔赴”。
新能源替代与碳汇补偿让绿色底色更浓。近年来，长庆油田充分利用大平台集约布井所创造的空间资源，“见缝插针”布局光伏发电系统，仅在合H9平台，就建设了200多块光伏板，日发电量达8000千瓦时，可完全满足平台生产用电，年减排二氧化碳约2900吨。全油田累计建成2780座光伏发电站，累计发电量突破10亿千瓦时，光伏矩阵正成为油田绿色转型的亮丽名片。长庆油田还与地方政府合作打造500亩碳汇林，预计可固碳9217吨，与6.2万吨二氧化碳驱油项目形成“减排固碳”双向呼应。
加快页岩气、煤岩气等天然气开发，是能源低碳转型的题中应有之义。2024年，我国天然气表观消费量4260.5亿立方米，同比增长8%。非常规天然气快速上产，为优化能源结构、落实“双碳”目标提供了坚实支撑。同时，天然气的规模化供应加速了当地工业与民用领域的“气代油”等进程，助力污染防治与低碳转型。
当前，西南油气田正全力以赴开发页岩气。“我们力争第一阶段实现技术革命，第二阶段完成数字化革命，到2030年底全面达成页岩革命目标。”西南油气田公司气田开发管理部高级主管聂舟告诉记者。
据介绍，站在“十五五”新起点上，中国石油将进一步突出创新驱动，深化非常规领域赋存规律等科学问题研究，全面提升管理科学化、规范化、精益化水平，以数智化转型构建智能化应用场景。
本报记者 齐 慧
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