本文是一篇职称论文，本文认为随着开采技术的进步，页岩油已成为我国石油资源的重要战略接替，实现陆相页岩油的规模效益开发，对保障国家能源安全具有重要的战略意义。国内页岩油的资源禀赋和地质条件，决定了页岩油勘探开发的高难度和高成本。
1 我国陆相页岩油开发效益状况
早在20世纪60年代，松辽、渤海湾、柴达木、江汉、苏北及四川等盆地均发现页岩油资源[4]，但限于认识和技术水平，试采进展缓慢。直到2000年玉门青西页岩油投入整体开发，才揭开了我国陆相页岩油有效开发的序幕。2010年后，受美国页岩油气革命启发，中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）引入非常规压裂技术，实施体积压裂现场试验取得较大进展，全面启动了页岩油勘探开发业务。
近10年来，随着我国油气开发向非常规资源进军，页岩油备受关注。在国家层面，加强页岩油勘探开发被列入“十四五”能源、油气发展规划，准噶尔盆地吉木萨尔页岩油、鄂尔多斯盆地页岩油、松辽盆地古龙页岩油、胜利济阳陆相断陷湖盆页岩油被列入能源安全保障重点工程。2020年10月发布实施《页岩油地质评价方法》（GB/T 38718—2020），2023年7月《中高成熟度页岩油采油工程设计规范》(NB/T 11289—2023）正式实施。至此，页岩油研究的方法和参数体系基本形成。在企业层面，油气开采企业锚定页岩油勘探开发目标，持续强化地质理论研究和核心技术攻关，页岩油成为稳油上产的重要接替。中国石油于2018年12月启动陆相页岩油革命，2021年在鄂尔多斯盆地探明了地质储量超10亿吨级的庆城页岩油田；2023年完成《中国石油推动页岩油革命行动方案》编制，提出“十四五”末打造3～5个整装规模效益建产示范区。中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）提出胜利油田济阳页岩油示范区“十四五”末新建产能100×104t/a，年产页岩油50×104t，以及加快建设江苏油田花庄页岩油先导示范区。中国海洋石油集团有限公司（简称中国海油）提出加快建设海上页岩油勘探开发示范区，2022年发现页岩油资源量12×108t的目标。
2 美国页岩油效益开发的启示
美国页岩油开发始于20世纪50年代，产量一直较低。水平井体积改造技术的创新和“平台式作业模式”的创建，助推了页岩油勘探开发理论、工程技术水平的升级，页岩油产量逐步占据了主导地位。2009年产量进入快速增长期，2011年首次突破5000×104t，2012年达到1×108t，2014年突破2×108t。尽管2016年受油价波动影响出现大幅递减，但随后持续快速回升，2018年产量达到3.29×108t，首次超过了常规石油产量。2021年产量为3.77×108t，2022年为3.8×108t[7]，预计2025年将达到5×108t以上，占原油总产量的2/3。从发展历程来看，美国页岩油行业的成本随产量的增长呈总体下降趋势，大多数页岩油生产商的成本为39～48美元/bbl[8]，页岩油公司的盈利能力持续改善，到2022年底，页岩油行业的累计净现金流超过1400亿美元。
2.1 技术进步推动了页岩油商业化规模开发
技术进步既降低生产成本、增加可采储量，又控制自然递减、提高采收率。以水平井+多段压裂技术进步和“井工厂”模式为标志的第一次页岩革命（2009—2014年），促进了页岩油勘探开发理论的创新，通过水平井技术钻遇更多的“甜点”层段并控制更大的面积、分段水力压裂技术有效提高储层的渗透性、“井工厂”开发模式实施批量化施工，在大幅降低单井投资和开发成本的同时，推动了页岩油产量规模的快速增长。
关键技术的突破助推了页岩油资源的高效动用。创建“大井丛、小井距、密切割、立体式”的开发模式，实现对页岩油核心区优质资源的充分动用和采出效益最大化。例如，以水平井“一趟钻”（钻头一次下井打完一个开次的所有进尺）为代表的优快钻井技术，促进了长水平段水平井的规模应用，钻井周期不断缩短，钻井成本持续下降。截至2022年底，造斜段+水平段普遍达到3000m以上，一趟钻最大进尺突破6000m，水平段建井成本由2011年的4330美元/m降至2000美元/m；井深4000～5000m的页岩水平井平均钻井周期减至10d左右，机械钻速达到25m/h以上，钻井成本降低29%，形成了大幅提高单井产量、采收率和经济效益的核心能力。
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2.2 机制创新保障了规模产量产生规模效益
经过第二次页岩革命（2016—2018年），美国已建立了完善的油气市场体系、完备的矿权体制、富于竞争性的经营机制、配套的扶持政策、多元化的投资主体和全方位的技术服务体系，成为页岩油产业快速发展的重要因素。
运营机制方面，页岩油公司创建了“甜点分级评价+全生命周期管理”模式，形成了依据油价变化的分级运营模式和高度自主的市场化机制，推动了页岩油产业高效运营。一方面，加强“甜点区”主控因素、富集规律研究和经济性评价。按储层品质和油井初期产量，将页岩油产区划分为5级，其中第1级优质“甜点”区的平衡油价低于30美元/bbl，而第5级的平衡油价则超过80美元/bbl，页岩油公司则依据油价变化进行分级开发，提升经济性。另一方面，页岩油企业根据市场需求灵活调整产量，通过剖析成本与油价的关系掌控开发效益。油价上涨，企业可迅速增产，以满足市场需求并获得更高利润；油价下跌，企业可迅速减产，以避免库存过剩和降低成本。
管理体制方面，开放、竞争的市场环境对页岩油规模效益开发起到了关键作用。页岩油公司与油服公司建立协同管理团队，围绕提高单井产能目标，建立地质—工程—经济一体化管理模式，方案一体化设计、参数一体化优化，实现降本增效。例如，美国三大核心页岩油产区之一的二叠盆地，通过完善“技术革新+开放市场”管理体制，促使页岩油开发成本持续下降，成为成本最低的核心产区，在2020年国际油价低于40美元/bbl时，成为唯一实现效益增产的页岩油产区[9-10]。
2.3 扶持政策促进了页岩油产业迅猛发展
美国政府为页岩油等非常规油气资源的发展制定了开放的市场机制和明确的优惠扶持政策，形成了参与主体多元、联邦政府和州政府共同推动、扶持政策体系健全、金融市场发达、体制机制灵活、市场化程度高的总体格局，激发了企业投资页岩油产业的积极性。
资源勘查开采方面，制定了页岩油勘探规范和开发利用技术标准、资源量预测评价规范、储量评定规范等相关规范，为页岩油的规范性开发提供了技术支持。2021年，美国政府启动推进石油和天然气开发租赁模式改革，推行政府为企业贷款降息的扶持政策，允许在公共土地和水域进行钻探但辅之以费用成本限制，具体包括开发商支付开采权使用费、担保费和其他钻井费用。随后，政府以每月332份的速度批准了3091份在公共土地的钻探许可证，强力推进页岩油气勘探。
营造投融资环境方面，制定开放的市场机制，使大量拥有特色专项技术的中小企业得以自由进入页岩油领域。活跃的金融市场为企业开展页岩油开发与合作提供了资金支持，一些风险投资基金、银行等金融机构，纷纷为页岩油开发投资、贷款，形成了页岩油气产业与金融业的高效融合。通过减税、补贴、设立基金等扶持政策，降低开发成本。一是通过减税和直接补贴鼓励企业进行页岩油开发[12]，1980年《原油意外获利法》对常规油气因原油涨价获得的额外利润征税，并将该税收定向补贴给非常规能源开发；1997年《纳税人减负法案》对非常规能源开发实行税收减免，2006—2010年对生产非常规能源的油气井按25.05美元/t进行补贴。二是设立非常规油气资源研究基金，从20世纪80年代起，政府先后投入60多亿美元。
3 国内制约页岩油效益开发的因素
3.1 储层非均质性强、“甜点”预测难度大，导致单井EUR偏低
陆相页岩油“沉积相变化快、非均质性强”的特性，决定了储层平面上分布面积相对较小且分散，纵向上多层叠置、非均质性强，加之岩石脆性、地应力差变化大，严重制约了“甜点”的预测精度。地质条件的差异和开发主体技术的差距，导致页岩油方案设计的采收率整体低于10%，单井EUR一般为（1.5～3.3）×104t，亟待研究补能方式提高采收率。
大港页岩油沧东凹陷5号平台经济评价显示，在70美元/bbl油价下，单井首年产油超1×104t、单井EUR达到4×104t，方可实现页岩油的效益开发。吉木萨尔页岩油2020年分析报告显示[14]，储层纵向上呈厘米级互层，“甜点”厚度0.05～4.52m，平均值为0.25m，各“甜点”间含油饱和度、含油性差异大；平面上“甜点”品质变化快，导致“甜点”钻遇率仅为64%，油层分布连续性差别大、“甜点”区小，平均单井EUR为3.3×104t，严重影响了水平井产量，优质的“甜点”钻遇率成为影响页岩油开发效益的主控因素。
3.2 储层埋藏深、脆性指数较低，钻井和储层改造成本高
孔隙度和渗透率大小反映储层流体动用的难易程度, 从而影响开发成本，而脆性是选择页岩储层和寻找有利压裂层段的关键指标，页岩的矿物组分、有机质储集空间发育程度影响着储层的脆性。研究表明[15]，石英含量、有机质成熟度、裂缝发育程度与脆性呈正相关关系。
根据新疆、长庆、吉林、吐哈、胜利等油田页岩油试验区钻井和压裂等关键环节的费用分析，页岩油储层普遍存在“低孔低渗透、黏土含量高、脆性指数较低”的特点。一方面，黏土含量高造成储层塑性强，压裂缝加砂支撑难度大，加之页岩储层发育孔径为50～300nm的纳米级孔喉与裂缝系统，脆性指数大多为41%～67%（表1），导致储层改造体积受限，裂缝扩展难度大，储层改造成本高；另一方面，单储层横向埋深差异大，地层压力系数为0.74～1.3MPa/100m，纵向地层夹层多、岩性变化快，泥岩塑性强，钻井提速难，水平井钻井工期和成本难以实现整体突破，钻井投入居高不下，严重制约了页岩油的效益开发。
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4 提升页岩油开发效益的对策与思考
页岩油开发单井投资大，钻井成本、压裂成本和地面工程建设成本高，完全成本远高于常规油气资源开发，制约了新增产能对企业效益的拉动，石油公司必须通过全方位降本，才能实现页岩油的规模效益开发。示范区显示，页岩油效益开发必须具备3个条件[17]：单井日产油达至经济门限、单井EUR能收回建设投资、“甜点”区规模能支撑区块盈亏平衡。现阶段页岩油开发成本仍然较高，需要通过新方法、新路径倒逼方案优化，降低完全成本，从技术进步、精益管理、政策扶持3个方面提升页岩油的开发效益。
4.1 技术进步提效益
技术进步提效是一定数量投入产出生产要素的合理组合并共同作用的结果[18]。“十三五”以来，以页岩油示范区为引领，持续不断的勘探开发技术攻关成就了页岩油资源的规模动用，坚持不懈的基础研究促进了页岩油勘探开发理论的创新，水平井+水力压裂及配套技术的综合利用实现了页岩油的商业生产，“井工厂”模式降低了页岩油开发的操作和管理成本[19-20]。但是，现有技术的规模应用，还面临着针对性和适用性的挑战，需要针对不同盆地、不同类型，攻关页岩油差异富集机理研究，明确富油盆地、区块、层系的页岩油“甜点”类型和资源潜力，在实现技术迭代创新的基础上，破解低成本开发难题。
4.1.1 加大基础理论研究，推动“甜点”评价技术精准化
不同地区页岩油储层特征差异较大，能够互为借鉴的经验和技术较少，各盆地乃至各油田的“甜点”评价标准也不尽相同，因此要强化页岩油地质基础研究和技术攻关。
一是深化研究，推动“甜点”评价技术精准化。基础研究方面，以“甜点”评价为核心，开展页岩油富集机理攻关，落实有利岩相组合类型，建立“甜点”分级分类评价方法和指标体系，明确国内陆相页岩油的技术可采资源量和经济可采资源量；开展产量与储层品质关系研究，确定各类储层的砂体结构、有效储集空间､裂缝密度和脆性指数等关键参数分布区间，建立页岩层系储层综合评价标准；精细提高采收率技术研究，建立不同类型页岩油平台水平井与大井丛多层系相组合的立体开发模式，形成陆相页岩油产能评价与EUR预测技术序列。技术攻关方面，立足高效勘探和低成本开发，针对陆相页岩特殊的地质条件和物理特性，精细“甜点”优选技术，攻关水平井钻探、体积压裂、采油工艺、动态监测等专项技术，提高优质储层钻遇率，形成独具特色的陆相页岩油勘探开发技术序列。
4.2 精益管理增效益
精益管理是低成本开发的核心理念，建立健全以市场为导向的成本倒逼机制，把降低成本作为页岩油效益开发的着力点和关键检验指标。
4.2.1 加强投资管理，控降建设成本
目前的投资管理构架整体上缺乏系统性和延续性，规模与产量、投资与效益脱节，导致钻井、压裂等投资攀升。依靠技术经济评价优化投资项目，在持续深化大井丛、立体式建产模式的基础上，以满足基本地质任务为原则，对同一类型油藏、同一开发层系，建立标准化油井设计规范（含地质设计、工程设计与设计概算），使油藏类型相近、开发层系相同、目标油层深度相近的区块，可共用同一标准井，从而实现投资效益风险管控，控降建设成本。
4.2.2 强化过程管理，控降运行成本
持续推进低成本开发战略，大力提升对完全成本的优化调控能力。一是推行以油藏为中心的成本管控模式，加强对页岩油开采过程中各流程节点的成本费用要素管控，精准把控降本路径，全面推进精益管理，深入挖掘生产经营各环节的降本潜力。二是开展成本动态管控策略研究，制定成本随油价变化、生产经营与可持续发展需求等因素动态变化的管控策略，通过全要素降本、全过程优化，大幅增加页岩油经济可采储量。
5 结论与认识
（1）随着开采技术的进步，页岩油已成为我国石油资源的重要战略接替，实现陆相页岩油的规模效益开发，对保障国家能源安全具有重要的战略意义。国内页岩油的资源禀赋和地质条件，决定了页岩油勘探开发的高难度和高成本。
（2）基于丰富的储量资源，美国页岩油商业化开发的成功经验，归结于科技进步、市场体系和政府监管3个方面，对推动国内页岩油产业发展具有重要借鉴意义。
（3）树立效益理念是推进页岩油效益开发的源动力，推进技术创新和管理革新，通过提升项目全生命周期管理水平，推动页岩油开发成本持续下降，构建具有陆相页岩油特色的效益开发模式。
（4）技术进步促进了页岩油勘探开发理论的创新和工程配套技术的利用，降低了页岩油开发的操作和管理成本，提高了页岩油勘探开发的效率和效益，推动了规模产量创造规模效益。
（5）精益管理促进了页岩油勘探开发管理流程的优化，通过建立健全以市场为导向的成本倒逼机制，推动管理成本的下降和运行效率的提升，实现规模产量下的效益提升。
（6）通过依法合规的产业发展扶持政策，激发投资主体的参与页岩油产业创新驱动积极性，加速页岩油商业化开采进程，保障页岩油的规模效益稳步增长。
参考文献（略）