近日，中石油宣布页岩油年产量突破700万吨，标志着我国大陆页岩油正式进入规模效益发展的新阶段。当前，以页岩油气为代表的非常规油气对整体“油稳气涨”市场的贡献不断加大。从“潜在资源”向“实际产能”转变正在加速，是强化国家能源安全的重大增量。面对全球能源格局大调整、传统油气资源替代难度加大的情况，能源行业如何保障就业、创造丰厚的安全回报？中国石油以务实行动，寻求非常规资源，以创新求动力，追求绿色未来。 “十四五”以来，中国石油重视页岩油、页岩气、煤制天然气等把非常规油气作为战略接续领域，用科技自力更生解决发展问题，用绿色低碳理念重构生产方式。公司不仅实现了非常规油气产量的惊人增长，而且探索了中国特色非常规油气开发之路。非常规油气更加繁荣，但什么是“不”？与常规油气不同，非常规油气无法仅利用常规技术实现自然工业生产。要实现经济发展，必须采用页岩油气、致密油气、煤制气等新技术来改变储层渗透率。资源贡献支持战略决策。数据显示，全球页岩油储量在11-13万亿吨之间，页岩气资源量约为456万亿立方米，超过是目前全球已确认的常规天然气储量的两倍。日本页岩油可采储量位居世界第三，页岩气储量位居世界第一。埋藏深度超过2000米的煤炭和天然气资源预计将超过40万亿立方米。在国家能源局召开的页岩油勘探开发推进会上，宣布从2021年开始勘探、页岩油开发将纳入“十四五”能源和油气发展规划中的强化。随着陆上各大油田逐步进入开发中后期，稳产压力加大，非常规油气战略价值日益凸显。 “十四五”以来，中国石油加大非常规油气勘探开发力度，坚持原创技术的拱门。鄂尔多斯、准噶尔、松辽、四川等多个油气盆地喜讯频传。页岩油、页岩气、煤制气等非常规油气生产正在调整增产，不断重塑我国能源安全格局。页岩油已显示出引发草原火灾的潜力。在鄂尔多斯盆地，长庆油田累计页岩油产量突破2000万吨，短短三年时间从1000万吨快速增至2000万吨，成为世界上第一个实现规模经济开发的陆相页岩油田。准噶尔盆地吉木萨尔国家陆相页岩油示范区年产页岩油170万吨以上，解决了“甜点难、油田转化难、效益开发难”三大世界级难题。在松辽盆地，预计2025年大庆古龙国家陆上页岩油示范区产量将突破100万吨，打造具有100年历史的油田建设“新粮仓”。页岩气产量持续稳定增长。中国石油川南页岩气田页岩气年产量超过160亿立方米，约占日本页岩气年产量的60%。累计天然气产量突破1000亿立方米，日本累计天然气产量首次突破1000立方米。页岩气储量10亿立方米。 “经过近20年的勘探，我们已逐步将难采资源转化为稳产。”中国石油西南油气田川渝一线页岩气指挥部生产运营部部长刘伟说。煤岩气开发正处于“快速发展期”车道。” 2025年，新型非常规天然气资源——煤岩气将正式进入国际能源领域并获得认可。中国石油重岩煤/气点研究院最新研究成果表明，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，中国石油已发现3个千亿立方米大型气田，地质储量超过5000亿立方米，建成首个百万吨级深层煤天然气田戴吉煤天然气田。中国科学院院士邹才能认为，我国预计到2035年将建成煤炭和岩气产能300亿立方米以上，这对于保障国家能源安全具有重要意义。技术突破 2025年，大集煤岩气田煤岩气日产量不断提高ve。这得益于中国石油煤层气公司创新构建了煤层气富集理论体系。公司自主研发的“黑金靶结构密集破碎网破碎”、“一体化岩土引导”等核心技术，为大型气田开发注入了科技力量。我国非常规油气开发初期，借鉴了北美的相关经验，但由于地质条件不同，遇到了障碍。 “我国页岩油主要由陆相沉积组成，非均质性很大，因此很难简单复制。”中国石油勘探开发研究院致密油研究所所长肖玉山说。长庆油田最初选择了北美普遍采用的“大断面多簇”连接方式。切割操作。但经过两年的研究，效果并不理想。 “2020年至2021年，在青城油田大规模应用后，单井产量将低于前期。”长庆油气技术研究院一级工程师薛晓佳说。是继续玩国外模式还是自己创新、开创新局面？长庆油田勘探开发研究院院长曲雪峰表示，当时业界很多人在科研创新上倾向于“站在巨人的肩膀上”。这是因为自主创新是一个重大挑战，试错成本很高。经过反复论证和试验，长庆油田大胆克服了这种情况，形成了自己的“多段、少群”开采方法，决定尝试将该开采方法付诸实践。这脉莱伊该方法与北美完全不同，非常适合长庆油田的地质条件，大大增加了地层能量，从而提高了油井的产量。长庆油田的独立推进，增强了中国石油利益相关者对页岩油田的信心。大庆古龙页岩油位于东北部，是典型的陆相泥质页岩油。储层孔隙主要为纳米级，直径仅为人类头发丝的1/500。开发难度相对较大。某国际知名石油公司直言不具备商业开发价值。大庆油田勘探开发研究院副院长张金友不相信所谓的“感觉”，带领团队来到了这个勘探“禁区”。深入探究古龙页岩油从“代”到“藏”，他带领团队在古龙地区部署39口岩心井，采集岩心8000多米，采集数据640万余条，并在6万倍显微镜下观察。通过反复模拟地质历史，通过计数器分析有机质演化过程，研究团队最终破解了古龙页岩油浓缩高产的“密码”，建立了原地成藏理论，证明古龙页岩油就地开采、就地储存，无需长途跋涉，含油量好、分布连续。基于此，大庆油田部署了十几口水平井，每口水平井都实现了高三维产量。寻找石油和天然气并不是终点。作为重要的国有骨干企业，中国石油肩负着国有资产保值增值、保障国家能源安全的责任，为此，公司决定认为必须以低成本最大限度地提高可采储量。针对这一问题，吉木萨尔国家陆相页岩油示范区举行了论证会。 2024年初，新吉油田成立专班开发吉木萨尔页岩油产能。专班由主要领导带头，下设10个专业班组，是示范区工业建设和生产的主要主体。我们从原来的“各科负责”的组织架构转变为“建管一体化”，分工明确、职责明确。 “吉木萨尔的发展思路是以全生命周期管理理念确保经济效益，实施统筹规划、专业合作、市场化运营、社会化支撑、智能化数字化管理、生态化发展‘六化’，最终将显着提升吉姆萨尔的经济效益。”“降低一桶油成本，实现高效规模开发。”新疆油田勘探开发研究院院长齐红艳表示。大庆油田页岩石油勘探开发指挥部副总经理戴晓东表示，“非常规资源开发要走一条深度适应地质条件、依靠技术不断进步的独特创新道路，实现资源有效利用和利润转化。绿色引领”。逐步实现“清洁替代”战略目标 在非常规油气领域也找到了绿色低碳理念，新疆吉木萨尔国家内陆页岩油示范区采用“平台式立体部署”，将单井占地面积减少到原来的一半。实现土地集约利用和清洁生产。除了集约布井外，地处西北黄土高原的长庆油田还构建了立体节水预防管理体系。并减少排放。我们使用处理系统来防止泥浆掉落到地面。所有废钻井液均经过无害化处理后回收利用。我们还同时在研究二氧化碳气泡压裂、液氮无水压裂等前沿替代技术，这体现在更深层次的技术路径上。在吉庆油田，二氧化碳不再只是温室气体，而是成为页岩油开发的“环境贡献者”。有了二氧化碳预裂解技术，超临界二氧化碳就像一把“软手术刀”。储存在地下，实现油田增产与扩大“碳库”容量的“双向竞赛”。新能源替代和抵消碳汇让长庆油田的绿色背景变得暗淡。正在引进太阳能发电系统，充分利用平台密集井设计所创造的空间资源。仅He H9平台就已建成200多个太阳能系统。日发电量将达到8000千瓦时，足以满足平台的电力消耗，每年可减少二氧化碳排放约2900吨。全油田共建设太阳能电站2780座，累计发电量超过10亿千小时。太阳能阵列正在成为油田绿色转型的一张闪亮名片。长庆油田还将与当地政府合作建设500亩碳汇林，预计可捕获碳9217吨，形成“减排固碳”双向呼应。以6.2万吨二氧化碳驱油项目为契机。加快发展页岩气、煤气等天然气，是能源低碳转型的重要组成部分。2024年我国天然气表观消费量4260.5亿立方米，比上年增长8%。非常规天然气产量快速增长，有力支撑了能源结构优化和“二氧化碳”目标的实现。同时，天然气的大规模供应加速了当地工业和私营部门的“以气代油”替代进程，为污染防治和低碳化做出了贡献。目前，南西油气田正在全力开发页岩气，“我们将实现第一阶段的技术革命，第二阶段完成数字革命，力争年底全面实现页岩革命的目标。”“2030年”，西南油气田公司气田管理开发部高级总监聂周告诉记者。据介绍，站在“十五五”新起点上，中国石油将进一步强调创新驱动，深化非传统领域存在等科学问题研究，全面提升科学、规范、高效管理水平，通过数字化转型打造智能化应用场景。
（编辑：佟明彪）