中国石油非常规油气勘探开发现状

　　中国石油非常规油气勘探开发经过十几年发展，历经概念提出与技术探索、工业化试验与试生产、规模发现与开发上产等3个阶段，理论、技术、管理的进步推动了页岩气、致密油/页岩油产量快速增长（图1），尤其近几年取得了显著进展，已进入工业化实施阶段。

　　中国石油目前已探明致密油/ 页岩油地质储量7.37×108t，剩余控制+ 预测储量18.3×108t，建成产能400×104t/a以上。

　　中国石油目前已形成了鄂尔多斯盆地和四川盆地两大致密气区；截至2018 年底，长庆油田已探明致密气储量4.38×1012m3，可采储量为2.31×1012m3；落实了苏里格、盆地东部两个万亿立方米级大气区和盆地南部两个规模储量接替区；2018年盆地致密气产量为235×108m3，2019年产量为256×108m3。西南油气田分公司在四川盆地三叠系须家河组已探明储量6921.82×108m3， 储量1.39×1012m3，2018年产量为6.58×108m3；近期侏罗系沙溪庙组致密气勘探开发取得新进展，多口探评井获得高产，证实秋林地区5套砂组含气，川中地区有望成为下一步增储上产的重要现实领域。

　　经过十余年发展，中国石油已建成四川长宁—威远和昭通国家级页岩气示范区。近年来，中国石油通过加大三维地震部署和平台式工厂化水平井实施力度，加强“甜点”区优选评价，2019年在长宁—威远和太阳区块分别新增探明页岩气地质储量7409×108m3， 累计探明1.06×1012m3，形成了川南万亿立方米级页岩气大气区，目前日产气量已超3000×104m3，建成年产气能力超100×108m3，2019年页岩气产量达80×108m3以上。

　　2019年页岩气勘探评价有两大特点：一是深层页岩气实现了由点到面的突破，泸203井压裂段长1022m，测试井口压力为50.3MPa，测试日产气137.9×104m3，估算最终采收量（EUR）达2.5×108m3；钻成了中国迄今最深的页岩气水平井足202H2-2井，完钻井深为6366m，垂深为3970～4065m，水平段长2053m，水平井箱体穿越层位为龙马溪组优质层段和五峰组，压裂34段，单段5～7簇射孔，簇间距为8～13m，总簇数为172 簇，目前正在放喷排液。二是浅层页岩气首次取得突破，发现了中国第一个埋藏深度1000m 左右、压力系数1.0～1.3的浅层页岩气田——太阳气田，并针对储层埋深浅、构造形变复杂、表层石灰岩溶洞发育和水平井水垂比大的特点，形成了经济实用的浅层页岩气关键技术。

　　中国石油煤层气钻井4700余口，探明储量5092×108m3，2019年产量为19.1×108m3。形成了鄂东、沁水和筠连3个中高阶煤层气生产基地。

　　中国南海海域水合物资源丰富，中国石油作为国家重大工程项目海域水合物试采工程总承包商，全程参与项目前期研究、工程设计及现场组织实施，基本掌握了天然气水合物勘探开发的理论和工程技术。（中国石油勘探）