“能源安全关系我国经济社会发展全局，是最重要的安全问题之一。” 习近平总书记高度重视保障国家能源安全，多次强调要“深入推进能源革命”“加大油气资源勘探开发力度，增加储量”。 提高生产率”。 页岩油气是我国油气开发的重要战略接替资源。 加强页岩油气勘探开发，是保障国家能源安全、助力稳定能源饭碗的现实需要和必然选择。

十多年来，中国石油不断加大页岩油气勘探开发力度，大力推进页岩油气勘探开发技术研究，在储量、产量、理论技术、组织管理、等，引领国内页岩油气行业。 勘探开发迈上跨越式发展新台阶。 特别是2020年至2022年，中石油新增原油产量的72%将是页岩油，新增天然气产量的30%将是页岩气。 页岩油气已成为集团公司油气增储上产的重要力量。 国家能源局公布的数据显示，2022年国内页岩油产量将突破300万吨，是2018年的3.8倍； 页岩气产量将达到240亿立方米，较2018年增长122%。页岩油气正加速从非主流走向主流、从非常规走向“常规”，逐步走向油气舞台中央，为保障国家能源安全作出贡献。

从无到有，页岩油气储量和产量为跨越式发展提供新答案

时间匆匆向前，奋斗永不停息。 我国第一口页岩气井——中油威201井，位于四川省威远县新场镇，已顺利作业13个春夏秋冬，与郁郁葱葱的山水相伴。

经过十余年的努力，中国石油页岩油气勘探开发经历了学习借鉴、勘探测试、开发生产建设三个阶段。 先后取得多项重要发现和重大突破，展示了页岩油气资源的巨大潜力。

储量方面，中国石油已探明并实施了两个10亿吨级大型页岩油增储区，形成了中深层两个万亿立方米页岩气大区。 长庆油田建成百万吨级页岩油开发示范区，大庆古龙陆相页岩油国家示范区加快建设，新疆油田吉木萨尔国家陆相页岩油示范区探明储量超亿吨。中国石油页岩油气探明储量稳步增长，为页岩油气从非常规开发转向常规开发提供了先决条件。

产量方面，2022年，中国石油页岩油年产量将首次突破300万吨，页岩气年产量将达到140亿立方米，保持良好增长势头。 特别是近三年来，中国石油不断深化页岩油气资源评价，加快页岩油气储量和产量的增加。 页岩油气勘探开发按下了高质量发展的“加速键”，储量和产量跃上新台阶。

横向看，2022年石油工业开采，在中国石油油气当量产量持续提升的基础上，页岩油产量将占中国石油国内原油总产量的近3%，页岩气产量将占天然气总量的近10%生产。 2018年这两个比例分别仅为0.8%和3.9%。

从纵向看，从2011年首次在陆相页岩油中发现纳米级孔隙和页岩油，到2019年页岩油年产量突破100万吨，中国石油用了8年时间； 从100万吨到突破200万吨，再跃升至300万吨，中石油分别只用了2年和1年时间。 一年一大步，一个又一个新高度。 2010年，我国第一口页岩气井威201井获得页岩气试产，帮助页岩气于2011年正式获批为我国第172个独立矿产。从获得试产到页岩气年产量突破50亿立方米2019年，中石油用了9年； 而从50亿立方米到100亿立方米，中石油只用了1年时间； 2022年页岩气产量达到140亿立方米，实现页岩气高效开发跨越式发展。

从有到卓越，页岩油气开发技术装备实现跨越式发展新跨越

常规与非常规是辩证关系。 非常规源于常规又超越常规。 传统的理念、技术和方法无法解决非常规问题。 当非常规变得司空见惯时，它就变成了惯例。

与传统石油和天然气不同，开发页岩油气就像从毛细血管收集血液。 它需要从直径只有头发丝1/270的石头裂缝中“挤出”石油和天然气。 页岩油气资源的勘探开发只能依靠不断突破的理论认识、可靠的创新技术和真实的油气装备。

经过十余年的努力，中国石油创立了陆相页岩油“原生源储”富集理论和海相页岩气“三控”富集高产理论，制定了《页岩油地质评价》方法》和国家标准《页岩气地质评价方法》先后指导了鄂尔多斯、准噶尔、松辽、渤海湾、柴达木等盆地页岩油资源评价，指导了长宁、威远等盆地页岩油资源评价、昭通、泸州等四川盆地区块。 岩石气工业产区资源评价支撑页岩油气开发加快进入规模化开发新阶段。

中国石油挺进深层、超深层、挖掘页岩油气“富矿”的底气和底气，来自于十年持续科技创新形成的系列页岩油气勘探开发技术，来自于探索研究实验室年复一年的辛勤工作。 中国生产出一件又一件“大国重要武器”。

经过十余年的持续攻关，中国石油形成了页岩油气地质评价、开发工程、页岩油气平面甜点评价、地质体精细建模、地质工程一体化三大技术序列。解决方案设计。 研发了系列自动化钻机、电动压裂装备、连续油管作业装备、旋转地质导向钻井系统等页岩油气勘探开发科技工具等十大关键技术，帮助集团公司初步实现了规模化发展。 ——页岩油气规模有效开发。

凭借关键核心技术的大力支撑和“大国重要工具”的不断创新突破，中国石油页岩油气勘探开发喜讯：2021年4月，西南油气田祖203H2-1井获成功已完成钻孔深度7318米，水平段长。 2852米，创下中国最深页岩气井和深层页岩气最长水平段两项记录； 2021年6月，国家页岩油开发示范区长庆油田华H90-3井顺利完井，水平段长度达到5060米，创下我国陆上水平井最长水平段新纪录。亚洲; 2022年5月，渤海钻探宁10井水平段单日完钻进尺828米，创下中国页岩气井单日最高进尺记录。 ……这些只是中国石油在页岩油气领域取得非凡飞跃的几个缩影。

以下四个参数进一步证明三年来中国石油页岩油气勘探开发技术实现了新的飞跃。

井越来越深。 川渝地区页岩气井平均井深由2018年的4841米增至2021年的5039米，新疆吉木萨尔页岩油井平均井深由2019年的4965米加深至2022年的5801米。

水平段更长。 随着长庆陇东页岩油井完井数量稳步增加，水平井平均水平段长度由2018年的1682米延伸至2021年的1814米。

钻孔周期更短。 随着新疆吉木萨尔页岩油井向更深层次推进，平均钻完井周期从2019年的91.2天缩短至2022年的40.3天。

机械钻孔速度较快。 长庆陇东页岩油平均机械钻速由2017年的15.7米/小时提高到2021年的23.8米/小时，增幅51.6%。

在低碳化、数字化油气发展趋势下，中国石油油气田公司创新推广电压裂等清洁低碳装备技术应用，不断提升页岩油气数字化、智能化水平发展，推动新能源与页岩油气融合。 勘探开发一体化发展，助力打造绿色智慧油气田。

从卓越到卓越，页岩油气开发组织管理展现跨越式发展新成果

实现页岩油气规模效益开发，探索页岩油气主流、“常规”开发，需要非常规的组织管理模式。

三年来，中国石油深入推进页岩油气高效勘探开发，加快从“技术可行”向“经济可行”转变，创新形成了以“项目全生命周期管理、一体化开发”为核心的创新体系。规划化、专业化、市场化”。 以“运营、社会支撑、数字化转型、绿色发展”为内涵的“一综六化”管理模式，同时推广大井集群化、平台化、工厂化运营模式和“一个团队、一个团队”的管理模式。 “多机”服务模式石油工业开采，助推页岩油气规模化开发，利好生产建设。

在新的组织管理模式下，长庆陇东、新疆吉木萨尔、大庆古龙等页岩油区钻井周期分别缩短38.8%、43.3%、42.7%，平均压裂效率提高超过20%。 2021年6月底建成的长庆油田华H100平台，将平均单井钻井周期缩短至14.4天，达到国际先进水平。

非常规油气勘探开发是一个不断探索、试验、创新、完善的阶梯过程。 经过十余年的创新突破，中国石油页岩油气开发经历了“从0到1”的快速发展阶段。 页岩油气加快发展，成为油气增储上产的生力军。 目前正逐步进入规模化生产、高效发展的高质量发展阶段。 但不可否认的是，页岩油气要实现主流化、常规化还有很长的路要走。

国际先进国家和地区在页岩油气开发领域已形成成熟的技术组合，在钻完井周期、单井欧元、生产效率和成本控制等方面取得了显著成效。 与国际先进水平相比，国内页岩油气开发成本仍然较高，工艺技术和关键装备仍不能满足规模化生产和高效开发的需要。

推动页岩油气开发从非主流走向主流、从非常规走向“常规”，需要牢固树立非常规理念，采取非常规措施，大力推进技术创新和管理创新，不断提高项目全生命周期质量管理。 提高效率和水平，推动页岩油气开发成本不断降低，努力打造具有中国石油特色的页岩油气效益开发新模式。

随着开发理念和技术装备的创新突破，国内页岩油气产量将持续增长。 中国石油正以更加稳健的步伐、更加昂扬的姿态加快页岩油气主流常规开发。

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