摘要：近年来，我国页岩油勘探开发不断取得新进展，正在成为原油增储上产的重要接替资源。面对页岩油勘探开发“前期投入高、技术难度高、开采成本高”三大特点，美国依托科技进步、市场体系和政府监管的创新与突破实现页岩油商业化开发的经验，对推动我国页岩油规模效益开发具有现实的参考价值。针对我国陆相沉积特点，剖析了制约陆相页岩油效益开发的“储层非均质性、储层埋深、核心技术、管理方式、规范标准”五大因素，揭示了陆相页岩油富集理论和配套的勘探开发关键技术，在推广应用中面临的适应性和经济性挑战，从技术进步、精益管理、政策扶持三方面，提出了加大基础理论研究、加强关键技术针对性攻关、探索效益建产模式、深化地质—工程—经济一体化、加强投资管理和过程管理、推进数字化转型和项目管理、重视页岩油开发利用的附加值、建立政策支撑体系和融资保障体系等提升页岩油开发效益的11项应对策略。通过构建具有陆相页岩油特色的效益开发模式，推动页岩油规模效益开发。
关键词：陆相页岩油；效益开发；技术进步；机制创新；精益管理；政策扶持
页岩是指含油气盆地中具有页片状的泥质岩，富含有机质的页岩称为烃源岩。页岩油蕴含在以页岩为主的页岩层系中，包括泥页岩孔隙和裂缝中的石油，也包括泥页岩层系中的致密碳酸岩或碎屑岩邻层和夹层中的石油。在陆相沉积中，通常烃源岩内的粉砂岩、细砂岩、碳酸盐岩的单层厚度小于5m，累计厚度在页岩层系总厚度中的占比小于30%，自然产能低，需采用压裂等特殊工艺技术措施才能获得工业石油产量。
页岩油按页岩沉积及岩性分为夹层型、混积型（纹层型）和页岩型（泥纹型）3种类型。其中，夹层型和页岩型以鄂尔多斯盆地长7段、松辽盆地青山口组、苏北盆地古近系阜宁组和济阳坳陷沙河街组为代表；混积型以吉木萨尔凹陷芦草沟组、三塘湖盆地芦草沟组、沧东凹陷孔二段为代表。按有机质热成熟度可分为中高成熟度页岩油和低成熟度页岩油两大类。其中，中高成熟度页岩油资源主要分布在鄂尔多斯、松辽、渤海湾和准噶尔盆地，目前尚处于开发的起步阶段；低成熟度页岩油为低熟原位转化页岩油，储量和产量能否达到一定规模、单井日产量及累计采出量（EUR）能否覆盖成本，是实现规模效益开发的关键因素。
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，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《页岩油地质评价方法》（GB/T38718—2020）发布实施，2023年7月《中高成熟度页岩油采油工程设计规范》（NB/T11289—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，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，以涠页-1探井为标志，确定北部湾盆地页岩油资源量约12×108t，展现了良好的勘探前景。
自然资源部评价结果表明，国内陆相页岩油可采资源量为159×108t。2010年以来，我国页岩油勘探开发稳步推进，产量快速攀升，2018年突破百万吨，达到112.06×104t，2020年达到185×104t、2021年达到240×104t、2022年达到340×104t，2023年达到403.5×104t。目前，国内石油企业“十四五”规划均将页岩油作为重点开发领域，规划2025年实现产量650×104t。随着水平井和大规模水力压裂等特殊开采技术的进步，各石油公司在勘探开发上不断取得重大突破，井深更深、水平段更长、钻井周期更短、机械钻速更快。其中，长庆陇东、新疆吉木萨尔、大庆古龙页岩油区域钻井周期分别缩短38.8%、43.3%和42.7%，平均压裂效率提升超20%；胜利济阳樊页1试验井组8口水平井，累计进尺4.65×104m，钻井周期同比缩短50%；苏北盆地页岩油多井型试验取得商业性突破，陆相页岩油开发在产量实现百万吨级跨越式发展的同时，正逐步走向商业化开发。
2 美国页岩油效益开发的启示
美国页岩油资源丰富且具有油质较轻、气油比高、地层压力系数高、流动性较好的特点。截至2022年底，全球页岩油可采资源量为（700～800）×108t。其中美国页岩油技术可采资源量占24.8%，探明可采储量为27.25×108t。
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，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，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。
纵观近70年攻关历程，美国页岩油商业化开发的成功，既得益于丰富的页岩油资源，又依托于科技进步、市场体系和政府监管的创新与突破，其经验对推动我国陆相页岩油产业发展有重要现实意义。
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。
技术进步降低了页岩油的开采成本和单井投资。提高单井产量是摊薄开采成本的主要运营手段，而提高单井EUR的核心在于技术进步。到2022年底，美国三大页岩油盆地的丛式井占比高达85%，90%的页岩油钻井采用了“井工厂”技术，每个平台钻井12～16口，单井钻井投资降至750万美元。此外，简化井身结构（由3层套管简化为2层、三开完钻改为二开完钻）使建井时间节省10%，完钻成本降低15%，单一平台的工程成本降低30%以上，平均单井EUR为（5～10）×104t，完全成本则从80美元/bbl降至51美元/bbl（图1），技术进步助力了页岩油的商业化规模开发。
图1 页岩油完全成本构成
“甜点”（在整体含油背景下更富含油、物性更好、更易改造）精准识别成为页岩油效益开发的重要基础。以资源评价与有利选区评价技术、致密储层微观孔隙结构三维可视化及定量表征技术、“甜点”关键地质参数定量表征技术、地质工程一体化“甜点”准确识别与评价技术为核心的“甜点区”预测技术组合，实现了“甜点区”的精准定位，在提高钻井成功率的同时，极大提升了“甜点区”资源的经济性。由于非均质性及其他因素的综合影响，不同地区的成本存在较大差异，在保证10%基准收益率前提下，2021年二叠盆地页岩油成本的盈亏平衡点为25～40美元/bbl。为此，石油公司均把“甜点区”经济评价的重点放到资源规模、储层质量和产出能力上。经验表明，高成本是页岩油发展初期的必然阶段。随着“甜点区”钻遇精度的提高和产量规模的扩大，加之管理水平的提升，大幅降本是必然趋势。
钻完井技术优化是降低工程作业成本的有效途径。钻完井成本是工程作业成本的核心，主要取决于井的垂深和水平段长度，包括钻井成本、完井成本、设备成本3部分。2021年，平均钻完井成本为490万～830万美元/井，是常规油田的1.6倍。EIA统计资料显示，在钻完井成本中，钻井成本占30%～40%，完井成本占55%～70%，设备成本占7%～8%。2016年以来，技术进步促进了工程作业成本的大幅度降低。特别是裸眼完井技术、工厂化压裂技术、标准化开发模式的成功应用，极大缩短了钻完井周期、降低了成本。Oasis石油公司Bakken区块统计显示，2020—2021年，单井投资从1060万美元降至740万美元，钻井周期从24d降为16d，运行成本降低了35%，单井EUR提高了45%。
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，以降低成本和避免库存过剩。
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。
融资策略方面，投资主体多元化，降低页岩油开采成本。2014年油价下跌初期，参与美国页岩油开发的公司超过3000家；随着油价持续走低，2016年下降到不足2000家；油价回暖后，2018年又恢复到2300家左右。多企业参与、市场化程度达到100%，极大增强了页岩油开发的技术与管理创新能力，基础设施建设更加完备。数以千计的页岩油公司和相关机构建设了广泛的集输管网，将页岩油从开采地运输到加工厂和储油设施。这些集输管网的高密度覆盖，保障了油气高效运输，减少了运输成本和风险。
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。
资源开发利用方面，制定了包括页岩油在内的非常规能源法并出台扶持政策，为页岩油产业发展创造有利的政策环境。与此同时，联邦政府和州政府还制定了针对性的补贴和扶持政策，如《能源意外获利法》明确规定，非常规能源开发享受税收补贴政策；《美国能源法案》规定，政府在10年内每年投资4500万美元用于非常规油气技术研发。
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。一是通过减税和直接补贴鼓励企业进行页岩油开发。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。
环境保护方面，制定严格的环境标准，对油页岩开发利用过程中的尾矿污染、水污染、废气污染等进行区域性环境评价，力争把资源开发中的环境成本降到最小。2022年，政府在已实施的释放石油储备、放宽油气矿权审批调控基础上，采取了为页岩油气行业发展松绑并辅之以刺激的政策措施，强化了政府调控油气市场的能力。
凭借页岩油的成功开发，美国扭转了20世纪70年代以来原油产量下滑的颓势，摆脱了长期依赖石油进口的局面，实现了石油的贸易顺差，改变了能源格局。2023年初以来，油气行业出现了以埃克森美孚并购先锋自然资源公司、雪佛龙收购赫斯能源公司为代表的近70宗油气并购。2024年1月，相继发生西方石油公司并购CrownRock、切萨皮克能源公司收购西南能源公司，以及阿帕奇石油公司收购卡隆石油公司3宗中型并购。这种并购整合大潮呈现愈演愈烈的态势，页岩油正在从以小型、追求增长的采油商为主的时代，转向以大石油巨头为主导的时代。
3 国内制约页岩油效益开发的因素
国内页岩油的勘查开采起步较晚，尚处于探索、攻关和试验阶段，研究程度低，特别是钻井压裂周期长、施工难度大、费用高，严重制约了页岩油开发的效率和效益。近年来，尽管国内石油公司强化理论与技术攻关，探索形成了独具中国特色的陆相页岩油富集理论和配套的勘探开发关键技术，陇东、吉木萨尔、古龙、济阳4座国家级页岩油示范区在钻完井周期、单井EUR、建产效率和成本控制方面也收获了诸多认识和成效，但完全成本较高（平均值为69.1美元/bbl）。同时，受技术和成本制约，单井和区块试采成功的技术和经验在推广应用中，面临着适应性和经济性的挑战，距规模效益开发还有较大差距。
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，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，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。
表1 我国陆相盆地页岩储层脆性指数
3.3 关键技术尚未定型，制约了开发效益
开发设计方面，国内陆相页岩油“厚度小、连续性差、非均质性强”的储层特征差异，决定了不同类型页岩油开发的主体技术差异大，部分技术尚未定型。示范区显示，油藏研究方面，夹层型和互层型页岩油的“甜点”认识相对成熟，而泥纹型页岩油尚处于探索阶段。在充分考虑经济效益、储量动用率等条件下，不同类型、不同地区页岩油开发的井距、水平段长度、井网与缝网体系的优化设计技术，尚处于探索阶段。工艺技术方面，“井工厂”立体开发技术模式受储层丰度、开发层系、开发条件等因素制约效果有限，超长水平井钻完井技术难度大。“水平井+密切割体积压裂”成为页岩油开发的主体技术，示范区可资借鉴的经验有限，效益建产关键技术尚需针对性攻关。例如，尽管长水平段“一趟钻”技术、大规模压裂技术基本成熟配套，但“一趟钻”技术适用规模局限性大、精细导向工具研发尚不充分。相似条件下，钻井周期是美国的2～3倍，水平段长度仅为美国的50%～60%。大平台水平井优快钻井技术有待突破，需要深化一体化攻关、多学科多专业融合，用系统思维方式全流程评价页岩油勘探开发过程，根据流程节点有针对性地降低完全成本，解决页岩油的规模效益开发问题。
3.4 现行管理方式脱节封闭，制约了页岩油成本控降
全生命周期的一体化管理体系尚未建全。在管理流程上，传统的“接力棒”勘探开发管理模式导致部门间的衔接出现断点，责权利不统一，效率偏低。因页岩油建井周期长引发的投入计划与实际脱节、设计与实施偏离的问题时有发生，参与建设的各方未形成全产业链的系统管理模式，一定程度上加大了页岩油勘探开发的管理成本。
市场化程度低束缚了成本控降。2011年以来，钻井、压裂、材料等方面的市场化程度逐步提高，但局限于内部市场化。例如，中国石油利用市场化自主经营、自主招标权限，在公司内部建立了多个市场主体参与、平等竞争的市场机制，实现对钻井、压裂成本的专项管控，开发成本有所下降。目前，工程服务队伍几乎为国有石油公司独家，而且基本是本公司内部队伍，关联交易起主导作用。特别是在丛式大平台水平井、大规模体积压裂工艺上，建设投资和工作量均在内部集中，市场极为封闭。据2022年钻井和压裂市场化情况统计，中国石油和中国石化的页岩油项目市场化程度平均不到5%。
3.5 现行规范标准适用性差，制约了全流程的降本增效
受国家/行业标准框架限制、国内页岩油藏类型多样等因素制约，现行的标准以纲要性、散点式应用为主，缺乏企业层面关于页岩油勘探开发的综合性管理标准和完整的技术系列标准、可量化的考核指标及迭代更新办法。资源和储量分类标准没有考虑经济因素，缺少页岩油资源分级评价、储量升级评价的方法体系、参数体系和技术规范，增大了不同油价下页岩油可采资源量的不确定性，制约了实际生产过程中的成本管控。
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：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。“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。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。
二是建立技术经济一体化的井网井距与水平段长度优化方法。井网井距与水平段长度是影响页岩油开发效果和效益的关键因素。在方案设计中，要基于不同类型陆相页岩油的地质特征和工艺现状，综合考虑储量丰度、单井EUR、工程投资、采油速度、采油成本等因素，以采收率最高、经济效益最优为目标，合理确定井网井距与水平段长度。
三是加大中—高成熟度页岩油开发利用和中—低成熟度页岩油开发准备。国内中—高成熟度页岩油技术基本成熟，但仍对不同类型页岩油“甜点”富集规律认识不完善，开发成本偏高，经济效益较差。应结合陆相页岩油的地质特征，开展不同类型油藏的立体多层开发试验，研究井网井距的合理性和相关配套技术，形成动用储量的规模效益开发模式。中—低成熟度页岩油作为战略接替资源，需要从国家层面立项支持，强化“甜点”确定技术的基础研究，开辟先导试验，探索技术的操作性。
4.1.2 加强关键技术针对性攻关，提升技术的可复制性
水平井钻井技术与水力压裂技术的结合，解决了页岩油储层渗透率低、原油流动性差的问题，但对不同类型油藏的适用性尚需精细研究。例如，对长水平段水平井，要考虑水平段长度与“甜点”钻遇率的相关性，不能一味追求增加水平段长度，既要分析单井控制储量和油层动用程度的匹配性，又要充分论证单井产量与经济效益的关联性。
面对优质储层钻遇率低、改造工艺与储层适配性差、产量递减快、实施效果与方案设计差距较大等现实问题，应加强不同类型储层增产技术适应性评价，探索压裂、增能、补能相结合的开发部署技术，做到可复制、可推广。采取“多层位、多井型、大井丛、平台式”的体积开发方式，提升工厂化作业效率，实现对“甜点”的最大体积控制和经济动用，降低单井投资。制定合理的开发技术策略，形成全生命周期效益风险管控技术，实现大幅提高单井产量、单井EUR及采收率的目标。中国石化华东油气分公司通过采用工厂化钻井、电驱压裂、自动化远程控制等成套低成本技术，钻采技术的可复制性已取得显著成效，2022年同比上一年，平均每米钻井和压裂投资分别下降23%和18%。
4.1.3 探索效益建产模式，保障新井效益开发
一口页岩油水平井的投资大约是普通井的5倍以上，对产量的要求相对高。为此，要综合考虑钻井、压裂、投产等各环节的无缝衔接和整体提速提质提效，突出经济合理井网与经济极限产量研究、地质—工程—经济一体化设计，构建不同类型页岩油藏全生命周期效益开发模式，通过优化单平台井数和水平段长度，增加储量动用程度，节约用地用水，保障新井效益，实现单井EUR和采收率最大化。
吉木萨尔页岩油示范区，创新“项目全生命周期管理，一体化统筹、专业化协同、市场化运作、社会化支持、数字化转型、绿色化发展”管理模式，实现了页岩油的效益开发。页岩油的规模效益开发既需要多学科融合，通过大井丛、平台化、工厂化作业模式和“一队多机”服务模式，助推页岩油效益建产，更需要系统思维，全盘考虑页岩油勘探开发全流程，解决关键技术难题，进一步降低成本。
4.1.4 深化地质—工程—经济一体化，构建页岩油效益开发技术管理模式
目前，页岩油开发在认识油藏、开采油藏、储层改造等领域仍面临诸多挑战。面对油气行业提质增效的迫切诉求，地质—工程—经济一体化成为提高单井产量的刚性需求。将地质认识融入工程技术，工程技术落脚到开发需求，用经营指标决策开发需求，工程、地质、经济共同发力，形成页岩油地质—工程—经济一体化的高效勘探、效益开发新模式。
一是围绕提高单井产量，以地质—储层综合研究为基础，从预探、评价、开发、调整等各阶段开展针对性攻关。对钻井、压裂等工程技术方案进行动态调控，在区块、平台和单井3个维度，分层次动态优化开发效率与工程效率。从地质工程一体化角度，解决每个环节存在的效益问题，推动页岩油资源落实和效益开发。大庆古龙页岩油示范区，建成以“精确‘甜点’预测与靶层优选、立体开发井网设计与排采制度优化、水平井优快钻完井、缝控体积改造2.0”为核心的地质工程一体化技术体系，使单井初始产量提高46%，单井EUR提高17%。
二是按照“多层系、立体式、大井丛、工厂化”的思路，建立“批压批采”模式施工技术标准，降低工程成本，形成可复制的技术体系和经营管理体系，以点带面示范引领，探索现有技术水平下不同类型页岩油的效益开发模式。在推动理论研究的同时，更加关注生产应用和效益采出，以EUR最大化为目标，保障试验区的规模效益。
三是扩大国家级示范区建设。以“十四五”全国油气资源评价为契机，着力突破页岩油勘探开发关键技术难题和管理瓶颈，加快页岩油资源的分类分级标准和评价方法研究，进一步明确页岩油资源可采储量的潜力与规模，分类设立新的页岩油示范区或先导试验区，形成可复制、可推广的技术成果和管理经验。在大力推进中—高成熟度陆相页岩油勘探开发的基础上，择机将中—低成熟度页岩油列入国家战略储备，建立能源供应接替，保障国家能源安全。
示范区成功建设的经验表明，地质—工程—经济一体化解决了多要素协同、分层次优化、多目标决策、全流程管控、全生命周期评价的管理难题，通过各阶段无缝衔接，实现了开发效益最大化，在推动页岩油顶层设计、科技攻关、实施管理上发挥了不可替代的作用。
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。
4.2.3 推进数字化转型，控降运维成本
建立数据共享平台，推进方案编制与决策数字化转型、智能化发展。一是以示范区为引领，集地质勘探、油藏开发、钻井压裂、采油地面、生产管理数据为一体，建立页岩油投入产出数据库，通过动态更新与迭代升级，建立业务高度融合、信息高度集成、数据高度共享的管理决策系统。二是按照“资、储、产”三位一体的油藏管理理念，基于地质—工程大数据、人工智能算法、通信工程、控制工程等智能化升级，全面提升页岩油地质研究、工程作业的智能化水平。长庆油田在长7页岩油示范区建设中自主研发的地质工程一体化决策支持系统，解决了现场数据实时采集、实时传输、实时共享、自动预警的智能化难题，决策精度大幅提升，与之前相比，页岩油钻遇率提高近5个百分点，储量动用程度由50%提高到85%，平均单井初期日产量提高近1倍。
4.2.4 推进项目管理，打破传统生产经营方式
设立独立运作并具有自主经营权的页岩油开发公司或项目部，构建责权利统一的全生命周期项目闭环管理，充分调动科技和管理人员的积极性。通过机关部门、科研单位、生产单位、协作单位的协同攻关，实现多专业多学科的高效融合，多方资源实时共享，集中力量攻克规模效益开发的技术与管理难题。
建立页岩油效益开发的全生命周期管理体系。以提质、提产、提效为核心，探索市场化、专业化运作模式，引入市场竞争机制，实现生产关系重组，推动页岩油资源的规模效益开发。以全生命周期闭环管理为核心，将油藏评价、产能建设、方案部署、生产运行、投资优化、成本管控过程，融入地质—工程—经济—管理一体化之中，构建页岩油规模效益开发的组织体系和管理体系。以工程服务标准化为核心，突破制约陆相页岩油开发的关键技术，建立以国产化为核心的工程技术系列，探索市场开放与合作共赢相结合的商业化管理体系。
建立产量与效益评估体系。以提高采收率和全生命周期投入产出最优化为目标，注重整体开发方案的编制与实施，建立产业链与价值链相统一的效益评价体系，用规模产量匹配规模效益，增强页岩油项目的发展活力。中国石油在长7、吉木萨尔页岩油勘探开发实践中建立的油公司全生命周期效益评估管理模式值得借鉴。
4.2.5 高度重视页岩油开发利用的附加值
与常规原油相比，页岩油中含有更为丰富的烷烃和烯烃，可生产更多的高附加值化学品，是增塑剂、清洁剂、低分子沥青的优质化工原料。页岩油通过炼制加工，可以分馏出高质量的、适用于寒冷地区的1号航空煤油、优质汽油、柴油及石脑油。页岩油馏分中大量的含硫、含氮、含氧有机化合物，能够分馏出多种高品质的医药化工等有机工业原料。因此，在页岩油开发建设中，应密切关注其附加值，以整体评价原油的规模效益。
4.3 政策扶持保效益
国内陆相页岩油规模效益开发还面临诸多瓶颈，应尽快出台扶持页岩油行业发展的政策机制，助力页岩油效益开发。
4.3.1 建立页岩油开发利用的政策支撑体系
把页岩油规模效益开发上升为国家战略，出台鼓励和支持页岩油开发的税收减免或补贴政策，推动国内页岩油勘探开发早日实现战略性突破。一是设立页岩油风险勘探基金，专题研究和制定页岩油勘探开发的扶持政策、资源税和所得税等税收优惠政策、特别收益金减免政策、页岩油开发补贴政策等，推动页岩油产业有序发展。二是设立页岩油开发利用重大科技专项，开展重点实验室建设、关键技术攻关研发，建立陆相页岩油勘探开发技术体系和投资效益管控体系，鼓励企业加大页岩油勘探开发力度。
4.3.2 建立推进页岩油效益开发的融资保障体系
尽快建立明晰的矿权及矿权交易与管理机制、竞争性的市场机制、高效的政府监管机制，以及多元投资主体与专业化分工服务相结合的体制。
当前，以推进油气体制改革为主线，建立适合陆相页岩油的创新、竞争和管理体制。抓紧制定或完善相关法规，吸引在页岩油领域具有特色技术和管理经验的外资企业、合资企业、民营企业介入，依托多元投资主体形成集成技术、资本、管理等生产要素的合力，推进国内页岩油的商业开发，推进页岩油储量产量的快速增长。
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三个方面，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，激发投资主体参与页岩油产业创新的积极性，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。
