江汉油田自主研发的“AI+压裂优化决策”智能应用场景在涪陵页岩气田应用，支撑“AI预警+专家决策”协同，形成“设计-施工-评价”全流程闭环的压裂决策体系，已在多口气井应用，单井EUR提升17.7%，现场指挥人员数量减少50%。图为涪陵页岩气田一体化压裂决策中心现场。
李东勇 谢 江 张 凡 杨楚钰 摄影报道
西南油气綦江页岩气田丁山区块丁页6平台完井施工现场。
江飞亚 摄
9月7日，华东油气在苏北盆地部署的第一口深井——重点评价井海101井顺利完井，旨在探索埋深超5000米的泰州组、阜宁组常规及非常规储层勘探潜力。
本报记者 沈志军 通讯员 邹 宽 曹建山 花彩霞 摄影报道
从“油气禁区”到“能源增长极”，页岩油气作为保障国家能源安全、推动绿色低碳转型的核心非常规资源，战略地位日益凸显。随着全球能源格局深度调整，我国页岩油气开发已处于从浅层规模建产迈向深层效益突破的关键阶段，重点攻克埋深3500米以上深层、超深层页岩油气地质工程难题，同时推动技术智能化、低碳化转型，实现产量与效益双提升。
9月11日至12日，第十四届中国页岩油气发展大会在成都召开，来自国内油气行业的科研团队、企业代表与专家学者齐聚一堂，聚焦“地质-工程-经济”一体化和创新驱动，共同探讨深层页岩油气规模效益开发的技术瓶颈与突破路径。本版梳理刊发部分专家观点，敬请关注。
本版文字由 本报记者 薛 婧 整理
开发现状
从规模起步到效益突破
我国页岩油气勘探开发呈现“南气北油、陆海并举”的格局，南方四川盆地是页岩气开发核心区，北方鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地则是页岩油开发主战场。2024年，我国页岩油产量达538万吨、页岩气产量达272亿立方米，正朝着“深层突破、效益开发”目标加速迈进
我国页岩油气资源丰富，相关研究始于20世纪80年代。早期受技术、资金、认知限制，发展缓慢，主要以基础研究和资源评价为主，未形成系统性开发思路。
最近十余年，随着全球能源格局调整与国内能源需求增长，国内页岩油气开发立足自主研发关键技术，聚焦“水平井+体积压裂”核心技术，突破多项“卡脖子”难题，逐步实现从“单点突破”向“多区域协同发展”的转变，技术体系进一步完善并持续迭代，产量与储量同步增长，已形成四川盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地等多个重点开发区域。
从资源分布来看，我国页岩油气勘探开发呈现“南气北油、陆海并举”的格局。南方四川盆地是页岩气开发核心区，涪陵、威远、长宁等区块已实现百亿立方米规模稳产；北方鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地则是页岩油开发主战场，胜利济阳、苏北盆地、新疆吉木萨尔等区块相继取得战略性突破。
从开发进展来看，中国石化已在胜利济阳、四川复兴等区域探明页岩油储量1.8亿吨；中国石油在昭通国家级页岩气示范区建成35亿立方米/年规模效益建产区，渝西大安深层页岩气田2024年启动20亿立方米/年产能建设；延长石油在鄂尔多斯盆地致密油领域实现规模开发，单井EUR（估算最终可采储量）持续提升。
回顾数十年发展历程，国内页岩油气开发历经“技术引进-自主探索-规模应用”三个阶段，各油气企业形成差异化发展路径，每一次突破都离不开技术创新与行业协同。中国石化针对涪陵页岩气储层特征，创新“适度密切割压裂技术”，通过增加射孔簇数，优化压裂液与支撑剂配比，有效提升裂缝复杂度；中国石油在昭通页岩气田探索“多级强化暂堵压裂技术”，利用暂堵剂强制裂缝转向，扩大改造体积。
值得关注的是，深层页岩油气开发成为行业新焦点，通过技术创新已取得系列重大突破。四川盆地寒武系筇竹寺组页岩气埋深4500~4700米，储层压力系数1.8~2.1，中国石化资阳2HF井通过“全悬浮段塞+体积促缝压裂”技术，测试日产气125.7万立方米，无阻流量超300万立方米/日；中国石油资214井应用“高效铺置压裂”技术，获日产42万立方米，证明我国深层页岩气开发技术跻身国际先进行列。在页岩油领域，中国石化兴页1005HF井（复兴区块凉高山组）创新“穿层扩体+渗吸驱油压裂”模式，测试日产油量创区块新高；胜利济阳坳陷利页101HF井采用“密切割双簇+高效储层”技术，开发效益显著提升。
地质工程一体化理念的普及，进一步推动了技术体系升级。中国石油浙江油田联合科研团队首创“透明气藏-一体优化-过程管控-迭代提升”开发范式，通过构建“构造 -储层-裂缝-力学-缝控”5M动态模型，在昭通示范区实现储层钻遇率从76%提升至93%，钻井周期缩短48.3%~67%；西南石油大学提出“全域支撑压裂”技术理念，通过“点解吸、线疏通、面促缝、体支撑”，在国内14个油田应用300余井次，单井平均产量提高13%以上，为非常规油气高效开发提供了新路径。
技术体系的成熟为规模建产提供支撑，国内页岩油气探明储量稳步提升，产量规模持续扩大。2024年，我国页岩油产量达538万吨、页岩气产量达272亿立方米，正朝着“深层突破、效益开发”目标加速迈进，技术创新聚焦提质降本，智能化成为核心方向。
技术创新
从单一工艺到一体化方案
在页岩油气勘探开发中，精准的随钻测控是保障钻井安全、提高储层钻遇率的核心，旋转地质导向技术实现多场景规模化应用，方位电阻率边界探测技术与声波远探测技术则为复杂储层开发提供“透视眼”；“全域支撑压裂”“差异化压裂”等技术理念，推动储层改造技术迭代升级
我国近年来新增探明储量中，非常规低品位资源成为绝对主力，而致密砂岩、页岩的孔隙直径分别是常规砂岩的十分之一和千分之一，采用常规技术难以获得自然工业产量。
面对页岩油气储层“低孔隙、低渗透、强非均质性”的先天特征，国内科研团队与能源企业协同攻关，强化“地质-工程”一体化理念，在随钻测控、储层改造等领域取得一系列突破性进展，构建起适应我国页岩油气地质条件的全链条技术体系，迈向规模化、效益化发展新阶段。
在页岩油气勘探开发中，精准的随钻测控是保障钻井安全、提高储层钻遇率的核心。中国石化经纬公司副总经理慈兴华介绍：“我们聚焦长水平段钻井、高温高压环境等难题，研发出一系列具有自主知识产权的随钻测控技术，为页岩油气‘精准定位’提供关键支撑。”
旋转地质导向技术实现多场景规模化应用，“经纬领航”旋导系统通过大推靠力高精度动态测量、高可靠长寿命系统结构等4项核心技术创新，国产化率达94.7%，耐温175摄氏度、耐压140兆帕，最大造斜率突破15度/30米，在胜利油田丰页1-6HF井施工中，完成3055米超长水平段轨迹调整，储层钻遇率达96%，较同区块同类型井缩短钻井周期55%，并创中国石化页岩油水平井井深最深（7025米）、水平段最长（3055米）、国产旋导施工温度最高（154摄氏度）等多项纪录。针对济阳页岩油埋藏深、温度高、水平段长等特点，应用经纬领航地面降温装置，形成二、三开定向旋导一趟钻轨迹控制技术。在涪陵页岩气田，利用“旋导+地导+钻井优化”技术综合体，在焦页44-Z5HF井实现8517米亚洲页岩气井最深纪录，靶半径控制在3米内，储层钻遇率达100%。
方位电阻率边界探测技术与声波远探测技术则为复杂储层开发提供了“透视眼”。方位电阻率边界探测技术在胜利油田一口井应用中，实现旋转、滑动全过程边界探测，探测距离达5.6米，将含油面积扩大0.22平方千米。该技术在多个工区应用80余口井，将优质储层钻遇率由85%提升至93%。声波远探测技术可在200摄氏度/172兆帕条件下实现360度井外缝洞立体探测，在四川盆地兴页L1HF井识别裂缝7条，助力该井实现侏罗系陆相页岩挥发性油藏勘探重大突破，测试日产油43.9立方米、气1.44万立方米。
储层改造是页岩油气提产增效的关键环节。西南石油大学、中石化石油工程技术研究院等校企科研团队针对多簇裂缝不均起裂、人工裂缝支撑不足、压裂规模与产量不匹配等行业痛点，创新提出“全域支撑压裂”“差异化压裂”等技术理念，推动储层改造技术迭代升级。
中国石化首席专家蒋廷学重点介绍了差异化压裂技术：面对复杂缝网形成难度大、有效改造体积难以提升等世界性难题，针对不同类型页岩油气储层，进行差异化储层改造技术攻关及试验，形成适度密切割、多级强化暂堵、多尺度裂缝强化加砂及穿层扩体压裂四项主体技术，大幅实现降本增效。
“必须打破传统专业壁垒，推动单一工艺向一体化方案转变，实现勘探开发全链条协同。”浙江省石油学会理事长梁兴认为，全生命周期地质工程一体化、加速融合智能化技术是实现高效开发的关键。通过“选好‘甜点’、打准轨迹、稳速钻井、压碎储层、控好井筒、精细排采、高效组织”的全流程管控，和远程智能决策系统、智能压裂云平台等智能化技术应用，可推动我国页岩油气开发模式从“经验驱动”向“智能闭环”转型。
装备迭代
从“卡脖子”到绿色智能
技术装备的数智化、低碳化革命是东方页岩革命的关键，钻机装备电动化智能化成为主流，旋转导向装备将逐渐缩小与国际差距，压裂装备电动化与同步压裂智能化水平跃升，AI赋能全流程是未来方向，业界将加速落地电动化、智能化技术，实现开发深度向4500米以深、技术水平向“全面引领”的跨越
页岩油气高效开发离不开钻完井技术装备的硬核支撑，而技术装备的数智化、低碳化革命是实现页岩气油气效益开发从“跟跑”“并跑”到“领跑”的关键。中国石油科学技术协会副主席秦永和分别对钻井、旋导和压裂装备的发展方向及路径进行了详细阐释。
钻机装备电动化智能化成为主流。我国曾长期面临“大钻机不足、智能化程度低、适应性差”的困境，难以满足页岩油气长水平井、深井开发需求。如今，钻机装备正以“电动化、自动化、数字化”为核心加速升级：一方面优化结构布局，压减小钻机规模、增加大钻机数量，且所有钻机逐步采用交流变频电机直接驱动，由液控、气控向电控转型，井场控制系统集成度与智能水平显著提升。另一方面，安全与效率革新同步推进，双司钻控制系统实现正副司钻分工协作，可监控操作井场绝大部分设备，助力优快钻进与节能减排；管柱处理自动化技术让二层平台、钻台实现无人操作，智能铁钻工、自动猫道等装备取代“人拉肩扛”，钻具起下钻过程中还能完成智能探伤，大幅降低安全风险与人力成本。此外，智能控压系统与泥浆循环系统协同，可自动调整井底液柱压力，减少井涌、井漏等事故，为深井、超深井钻井提供稳定保障。
旋转导向装备将逐渐缩小与国际差距。作为页岩油气长水平井精准钻井的“核心利器”，我国曾高度依赖落后的滑动导向技术，存在摩阻大、钻遇率低、周期长等问题。近年来，我国旋转导向装备从“零”突破，逐步缩小与国际差距，实现推靠式导向机构国产化，在渤海湾、四川等盆地应用，储层钻遇率提升至96%，水平段长度突破3000米。未来，我国旋转导向装备将向“井下智能闭环”发力，攻关指向式偏置、全姿态稳定控制等技术，研发随钻电阻率前视测井系统，实现“井下自动驾驶”，同时突破连续波、光纤等双向通信技术，推动“超级一趟钻”技术落地，力争一趟钻完成整个开次进尺，大幅提升钻井效率。
压裂装备电动化与同步压裂智能化水平跃升。面对页岩油气储层薄、横向不均的特点，我国压裂装备曾存在“效率低、参数不合理、智能化不足”等问题。如今，电动压裂成为主流方向，交流变频电动压裂装备能耗低、噪声小、效率高，且便于自动化控制，将逐步替代柴油压裂车。同步压裂通过一套机组同时压2~3口井，或两套机组分别作业，实现装备、人员共享，压裂日效率大幅提升。此外，压裂装备智能化水平显著提升，自动供水、配液、供砂系统普及，数字孪生技术实现装备故障精准判断与预警，智能压裂系统可实时监测裂缝扩展情况，动态优化参数，确保裂缝均匀开启，推动压裂作业向“无人值守、一键操控”迈进。
AI（人工智能）赋能全流程是页岩油气开发技术装备的未来方向。“AI+钻完井”智能体系将实现地质情况智能识别、钻井参数自动寻优、“井工厂”信息共享，实现远程协同，大幅提升决策效率；智能地层-井筒一体化装备将实现突破，物探、测井、压裂等装备将集成更多传感器与执行机构，实现“探、测、钻、压、采”全流程闭环调控，完成人类难以企及的复杂作业。
在大会上，行业专家一致认为，我国页岩油气开发已站在“量变到质变”的新的历史起点，中国页岩油气行业正朝着“深层突破、智能升级、效益领先”的目标迈进，但储层条件复杂多样、技术普适性不足、单井开发经济性待提升、高端装备国产化、核心算法等难题仍需突破。
未来，我国页岩油气开发将聚焦“地质-工程-经济全流程协同”“低成本开发技术体系优化”“智能化技术研发与应用”三大方向，深化“产学研用”创新联合体建设，以问题为导向、以产品为核心、以价值为引领，持续攻克深层复杂储层改造等难题，加速落地电动化、智能化技术，实现开发深度从3500米以浅向4500米以深，开发模式从“单井开发”向“井工厂集群开发”，技术水平从“局部领先”向“全面引领”三大跨越，推动能源开发向更高质量、更高效益迈进，为全球能源转型与可持续发展贡献“中国方案”。