必读！专题：如何实现非常规油气规模效益开发？【专家访谈】【技术前瞻】

何爱国 ：当前全球高品位的常规油气资源面临枯竭的趋势，非常规油气已成为油气资源的战略性接替领域。页岩油气、致密油气和煤层气等在全球油气产量中的贡献作用和地位愈发凸显，未来肩负着全球能源安全保障、稳油增气和绿色低碳三大使命。

随着环境和气候变化、新一轮科技革命等诸多要素的驱动，当前能源结构体系正在向绿色低碳转变。2020年，全球石油、煤炭和天然气消费在一次能源消费中占比分别为31%、27%和25%，预计到2050年，全球石油、煤炭、天然气和非化石能源供应占比分别为22%、4%、27%和47%，石油和天然气仍将占据全球一次能源消费的半壁江山，是能源安全供应的“压舱石”。

美国依靠页岩油气革命实现了能源独立，使其从油气进口大国变为油气纯出口国。2020年，美国页岩油、气产量分别占总油、气产量的50%和80%。

2021年，我国非常规油气产量占油气总产量的20%，且呈现快速上升态势。据预测，到2035年，我国非常规石油产量将超过5000万吨，约占全国石油总产量的25%；非常规天然气产量有望达到1300亿立方米，约占全国天然气总产量的50%。

何爱国 ：2020年，我国能源消费总量为49.8亿吨标煤，其中煤炭、石油、天然气、非化石能源占比分别为56.8%、18.9%、8.6%、15.7%，化石能源在能源消费中仍占主导地位。国内东部多数陆上常规油田已进入开发中晚期，产能严重下降，随着油气勘探开发的不断深入发展，非常规油气展现出巨大潜力。为满足我国经济快速发展的需求，规模化开发非常规油气资源对我国国民经济发展具有重要意义。

一是发展非常规油气资源能加快“双碳”目标的实现。

我国能源结构呈现“富煤、贫油、少气”的特点，煤炭燃烧碳排放占二氧化碳排放量的79%。煤炭具有高碳属性，以相同热值单位计算，天然气的二氧化碳排放量为1，石油是1.24，煤炭为1.54。“减煤”被视为能源绿色低碳转型的重要举措。非常规资源如煤层气、页岩气和天然气水合物等则具有低碳、洁净、绿色、低污染的特性，更符合环境保护与可持续发展的要求。因此，开发非常规资源是实现“双碳”目标的必然选择之一。

二是发展非常规油气资源能解决能源供需矛盾。

随着经济社会发展和改革开放不断深入，我国油气需求增长速度远大于油气产量的增长速度，已成为世界上最大的能源进口国，供需矛盾日益凸显。常规油气资源正面临枯竭，寻找战略性接替能源是我国缓解能源供需矛盾的重要途径。非常规油气资源以其储量大、分布广等特点成为接替能源的重要组成部分。因此，有必要加大非常规领域的勘探开发力度，研究新理论和新工艺，实现非常规油气资源的低成本高效开发，才能将能源的饭碗端在自己手里。

何爱国 ：非常规油气通常包括页岩油气、致密油气、煤层气等资源。2020年，全球非常规石油产量5.4亿吨，约占原油总产量的13%。其中，致密油与页岩油产量为3.8亿吨，油砂油产量为1.6亿吨。2020年，全球非常规天然气产量超过1100亿立方米，约占全球天然气产量的29%。其中，页岩气产量7700亿立方米、致密气产量3020亿立方米、煤层气产量750亿立方米。非常规油气开发已呈现显著上升态势。

美国非常规油气勘探开发取得革命性突破，带领全球掀起非常规油气资源开发热潮。2020年，美国页岩气产量达到7330亿立方米，煤层气产量为200亿立方米，页岩油产量为3.5亿吨；加拿大页岩气产量为55亿立方米，煤层气产量为40亿立方米，页岩油产量为1.6亿吨；澳大利亚煤层气产量超过450亿立方米。

借鉴北美非常规油气发展经验，我国非常规油气勘探开发取得了战略性突破，成为继北美之后全球第二大非常规油气资源开发利用地区。2021年，我国石油总产量为1.99亿吨，天然气总产量为2075.8亿立方米，非常规油气产量占油气总产量的20%以上。其中，致密气产量526亿立方米，煤层气产量83亿立方米，页岩气产量 228亿立方米，致密油产量300万吨。非常规油气已成为我国油气勘探和增储上产的战略接替领域。在页岩气方面，国内相继建成了涪陵、长宁、威远和昭通页岩气田；在页岩油方面，建成了新疆吉木萨尔、大庆古龙和胜利济阳页岩油国家级示范区；在煤层气方面，相继建成山西沁水和鄂东两大国家级煤层气示范区。

何爱国 ：我国页岩油气等非常规资源非均质性强、储层薄、裂缝发育程度低、压力系数低、两向主应力差大，与北美非常规油气开发相比，动用难度大，实现经济高效开发仍然面临诸多挑战。

从技术层面来看，近几年通过工程技术持续创新，我国非常规油气开发基本形成“水平井+分段体积压裂”主体工艺技术，其中陇东页岩油钻井工程技术指标已可与国外先进技术比肩。但是在钻采工程技术方面仍存在陆相页岩油基础理论研究薄弱、旋转导向等关键工具仍依赖国外产品、钻采工艺主要模仿北美经验、国内不同非常规油气区块工程技术水平差异较大等突出问题。

从成本方面来看，与北美相比，我国非常规油气藏地质条件复杂，开发技术与管理模式仍在探索完善中，现阶段我国非常规油气开发成本总体高于北美地区。以页岩油为例，我国主要页岩油的完全成本为60—90美元/桶，高于美国巴肯页岩油平均30美元/桶的开发成本，距离实现效益开发仍有很长的路要走。

管理方面，北美页岩油气实践证明，勘探开发和地质工程一体化管理模式是非常规油气行之有效的管理方法，而我国目前仍沿用传统石油“接力式”勘探开发模式，无法适应非常规油气开发需求。除此之外，我国非常规油气开发时，参与建设的各方仍未形成全产业链的系统管理模式，这也在一定程度上掣肘页岩油气产业的发展。

何爱国 ：非常规油气规模化发展还须从以下4个方面进行突破。一是以降低非常规油气开发成本为目标，提升工程技术自主创新能力，创新建立非常规油气效益开发模式、集约布井方式、高产压裂机理、高效驱油/采气机理、低熟页岩油原位转化机理等开发理论技术体系，形成中国特色非常规油气工程理论体系；同时加快攻关并推广一批制约非常规油气高效动用的工程技术，推动非常规油气规模效益开发。二是积极实行“全产业链”“一体化”管理模式，按照“多层系、立体式、大井丛、工厂化”思路推进非常规油气示范区建设，建立工厂化“批压批采”模式施工技术标准，提高非常规油气钻井压裂效率。三是加快数字化转型和智能化发展，全面提升非常规油气工程作业智能化水平、风险管控能力、工程质量及运行效率，提高非常规油气产业链现代化水平。四是有效推进市场化运作与社会化支持，合理制定非常规油气开发的支持政策。（记者马睿）

近年来，随着油气勘探开发不断深入，非常规油气在现有经济技术条件下展示出巨大的开发潜力。特别是继油砂、致密油气和煤层气等资源规模有效开发后，页岩油气产量也实现了高速增长。

2020年，美国页岩气产量为7330亿立方米，约占其天然气总产量的80%，致密油、页岩油产量为3.5亿吨，约占其原油总产量的50%。美国油气能源结构已完成从常规油气向非常规油气的转变。在我国，非常规油气已成为“稳油增气”的重要资源。2021年，我国非常规油气产量达到8370万吨油当量。对于非常规油气发展来说，技术创新是破解其规模开发难题的密码，而技术组合则是其中的关键。

非常规油气资源面临“低品位资源高效益开发”的难题，包括精细地质油藏认识、钻井品质提升和完井优化等众多方面。应对该种局面的关键策略之一，就是将多学科地质油藏综合研究和大规模工厂化工程实施动态结合。2012年至2016年，北美在对马塞勒斯、鹰福特等页岩油气区开发时，广泛应用地质工程一体化方法开展方案设计、参数优化等。国内也于2015年系统地提出了针对中国南方海相页岩气地质工程一体化开发的理念及技术路线。

地质工程一体化，就是围绕提高单井产量这个关键问题，以三维模型为核心，以地质—储层综合研究为基础，针对油气藏从预探、评价、开发、调整等各个阶段遇到的挑战及问题，开展针对性、有效性、前瞻性、实时性的分析和应用，对钻井、压裂等工程技术方案进行不断调整和完善，在区块、平台和单井3个维度，分层次、动态地优化工程效率与开发效益，实现经济效益开发。

“地质”是一个广义的概念，通常是指“甜点区”地质—油藏表征、地质建模、地质力学、油气藏工程评价。“工程”主要是指勘探开发过程中从钻井到生产等一系列工程技术应用及解决方案等工作，对钻井、压裂等工程技术方案进行不断调整和完善。“一体化”是指新的工作流程，实现跨学科协作，将若干独立、相互分散的单元及要素整合到一个平台。地质工程一体化的关键要素包含地质甜点预测、井型/井距、复杂风险预警、靶体/优质储层钻遇率、储层改造工艺技术与有效性、排采制度、生产制度与开发技术政策等。

加拿大蒙特利（Monterey）、美国鹰福特和沃夫坎普、墨西哥油田、滨里海盆地Zanazour等页岩区块，国内的长宁、威远、昭通、库车、三塘湖等区块，都成功开展了地质工程一体化作业实践，产油量、产气量、钻遇率均显著提升，施工周期也大幅缩减。其中，川南长宁页岩气区块通过地质工程一体化技术的实施，平均每口井日产气量与评价期相比提高了127%。在施工效果方面，钻遇率提高1.8倍，套管形变率下降68%，水平段延长53%，钻井周期缩短53.3%，开发井各生产指标均超过了设计指标。川南威远页岩气区某井区，通过地质工程一体化技术实施，甜点钻遇率由20%提高至80%，产量也提高了1倍有余，实现了3500米以浅页岩气的规模效益开发。

随着勘探开发的不断深入，如何经济有效开发页岩油气等非常规油气成为业界必须面临的课题。

2014年，国际油价暴跌并在此后持续低位运行，北美各大油气公司为摆脱低油价带来的经营困境，掀起了一场旨在“大幅提高单井产量、努力降低建井成本”的页岩油气开发革命，使美国非常规油气产量占到油气总产量的60%，一口垂深为2000—3000米、水平段长2000—3000米的水平井，钻井周期约为15—25天。北美页岩油气革命得以成功的一个重要途径就是广泛推行水平井“一趟钻”技术。

所谓“一趟钻”，即钻头一次下井打完一个开次的所有进尺。在我国，钻头一次下井打完某个井段，例如水平段、“造斜—水平段”，也通常称为“一趟钻”。“一趟钻”是系统化钻井工程的全面升级，主要涉及8项关键技术——钻井方案优化设计、自动化钻机、高效长寿命钻头、个性化优质钻井液、强化参数钻井、常规导向钻井或旋转导向钻井、随钻地质导向、远程专家决策支持中心。钻头、钻井液、导向工具、仪器以及钻井工艺、装备的最佳匹配，是“一趟钻”的基本保证，“一趟钻”不仅需要集成应用先进高效钻井技术与装备，还需要地质工程一体化团队高效协作。

2016年，美国Eclipse资源公司在尤蒂卡页岩气区完钻一口井深达8244.2米的水平井，水平段长度为5652.2米，创造了当时美国陆上水平井水平段长度新纪录。该井钻井周期仅为17.6天，执行124段压裂用时23.5天，钻完井成本为1583.7万美元，创该地区成本新低。

在美国页岩油气水平井钻井中，单井段“一趟钻”已成常态，双井段“一趟钻”也已得到推广应用，多井段“一趟钻”正在持续增加，目前“一趟钻”完成的进尺纪录已突破6000米。“一趟钻”完成的进尺不断增加，很大程度促进了美国页岩油气长水平段水平井的推广应用。2019年，在美国页岩油气水平井中，水平段长度大于4800米的井占比6%，水平段长度大于3200米的井占比为45%。

具有微达西、纳达西渗透率的非常规油气藏，储层改造是实现效益开发的核心利器，也是确保高质量发展的重要支点。2009年，我国在系统总结北美非常规油气成功开发经验的基础上，提出了“体积改造”技术理念，其核心理论是通过压裂方式将致密储层基质“打碎”，形成缝网，使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大化，基质中的油气从任意方位向裂缝渗流的距离最短化，所需驱动压差最小化，从而大幅提高储层的整体渗流能力，实现对储层长、宽、高三维方向的“立体改造”。

与北美相比，我国非常规油气资源禀赋不足，页岩油藏普遍存在物性差、压力系数低、原油黏度高、含油饱和度低等缺陷；页岩气藏普遍具有构造更复杂、储层两向应力差大、天然弱面发育较差等不足。非常规油气效益开发面临产量递减快、采出程度低、开发成本高等巨大挑战。“十三五”期间，我国系统总结前期小簇距密切割、高加砂强度、石英砂替代陶粒、多簇射孔等单项技术试验成败，梳理了单项技术试验暴露的提产与成本增加、提产与效率降低间的矛盾问题，提出了一套以“段内多簇+小簇间距+限流射孔+暂堵转向+大排量泵注+高强度加砂+石英砂替代陶粒+滑溜水连续加砂”为核心的体积压裂工艺，实现了非常规体积改造技术从1.0向2.0的跨域式发展，有力支撑了非常规油气效益建产。

体积压裂2.0工艺以实现提产、提效、降本为目的，更加强调单项技术的组合应用。其中，“小簇间距+高强度加砂”是提高单井产量和估算最终可采储量（EUR）的关键，“段内多簇+限流射孔+大排量施工+暂堵转向”是提高施工效率的主要措施，“石英砂替代陶粒+滑溜水连续加砂”则是进一步降低成本的主要途径。此阶段，3500米以浅区块实现全石英砂替代陶粒，滑溜水比例显著提升，关键参数指标整体达到北美第二代水平，最高指标达到北美第三代水平。

在我国，昭通页岩气示范区部分平台已开展水平井体积压裂2.0工艺先导性试验，测试产量显著提升，预测EUR均超过2亿立方米（区块平均为0.99亿立方米）；通过石英砂替代陶粒等措施，单井压裂成本大幅降低。在威远页岩气区块，水平井体积压裂2.0工艺积极推进，单井和平台产量再创新高。在长7页岩油示范区，建成了我国首个百万吨级整装页岩油示范区，示范引领作用显著。

2021年全球非常规油气储量地区分布情况：

2021年,全球非常规油气储量主要集中在美洲地区，其非常规油气剩余探明技术可采储量为928.01亿吨油当量，约占全球总储量的82.12%；其次为中东地区，占比为13.35%。

（资料来源：伍德麦肯兹）