“十四五”是我国页岩油气发展的关键阶段。在国家能源安全战略引领下，我国页岩油气行业克服矿权受限、资源接续紧张、技术“瓶颈”突出等挑战，聚焦保拓矿权、勘探突破、增储上产、效益开发四大核心任务，实现跨越式发展

　　 “十五五”期间，我国页岩油气行业发展思路将以保障国家能源安全为核心，坚持技术创新与管理革新双轮驱动，树立全油气系统理念，立足全盆地全层系，推动勘探开发一体化、常非统筹开发，构建分类分级评价体系，实现页岩油气从战略突破迈向规模效益，引领“东方页岩革命”

　　 页岩油气是中国石化“十五五”期间增储上产的重要领域，但陆相页岩油、深层—超深层页岩气、常压页岩气在勘探开发关键技术、老区提高采收率、关键工程技术与装备等方面还面临挑战，需要围绕“四个一体化”发展理念，攻关关键技术和装备，支撑页岩油气增储、上产、创效

　　“十四五”期间，我国页岩油气产业在资源勘探、理论认识与工程技术等方面取得历史性突破。陆相页岩油实现从无到有的战略跨越，多层系页岩气形成规模化资源接替，海域页岩油勘探取得重大发现。面对资源禀赋复杂、开发成本上升等挑战，“十五五”时期需紧抓能源安全、技术革命、绿色转型与智能化机遇，以技术创新与管理革新双轮驱动，实施四大工程，推动页岩油气迈向规模效益开发，成为保障国家能源安全的“压舱石”。

　　“十四五”期间：战略突破与跨越发展

　　“十四五”时期是我国页岩油气发展的关键阶段。在国家能源安全战略引领下，我国页岩油气行业克服矿权受限、资源接续紧张、技术“瓶颈”突出等挑战，聚焦保拓矿权、勘探突破、增储上产、效益开发四大核心任务，实现跨越式发展。提交首批页岩油探明储量1.8亿吨，页岩气累计探明储量3.5万亿立方米，2024年页岩油产量615万吨、页岩气产量257亿立方米。

　　1. 资源阵地规模化拓展，产量跨越式增长

　　页岩油实现多类型战略突破。历经10余年的持续探索，页岩油逐步实现从理论研究到多类型目标突破，开辟济阳、吉木萨尔、古龙、鄂尔多斯、复兴、苏北等多个规模增储阵地。首批探明储量获自然资源部新规范认定，东部陆相断陷盆地诞生新兴、溱潼两个页岩油田，复兴侏罗系实现西南地区页岩油零的突破。高质量建设济阳、吉木萨尔和古龙三大页岩油国家级示范区，2024年吉木萨尔累产破百万吨、济阳超50万吨、古龙超40万吨。苏北阜宁组低TOC（总有机碳）、黄骅坳陷沧东凹陷三套层系、柴西英雄岭下干柴沟组、南襄核桃园组、北部湾海域涠西南凹陷等新区新层系新类型页岩油获勘探突破，展示较大资源潜力。

　　页岩气形成多层系资源接替。历经“勘探突破、示范建设、全面拓展”三个阶段，建成涪陵、长宁—威远、昭通3个国家级页岩气示范区，发现9个页岩气田，形成多个万亿立方米、千亿立方米资源阵地，正向复杂构造区与新区新层系拓展。志留系中深层持续稳产，涪陵气田实现三层立体开发，采收率达44.6%。深层页岩气在川东南多个构造带试获高产气流，落实资源量1.2万亿立方米，成为战略新阵地。寒武系筇竹寺组创新成藏模式，资阳2井试获峰值日产气125.7万立方米，创超深层最高测试产量纪录。二叠系在川东红星地区建立“薄层富碳”富集模式，三套层系获勘探突破，提交探明储量1650亿立方米，铁北1侧井首次突破5300米埋深，拓展资源阵地。川西须家河组、鄂尔多斯山西组、松南白垩系等陆相、过渡相页岩气勘探见到好苗头。

　　2. 理论技术创新引领高质量勘探开发

　　理论认识不断完善。创新发展非常规地质理论，完善全油气系统理念，指导常非一体化部署。明确页岩油气具有二元富集高度统一性，创新建立页岩油气源储共生型、源储一体型和源储分离型三种富集模式。揭示页岩油“咸化早生、无机控储”规律，明确中低成熟页岩油巨大资源潜力。深化海相页岩气成烃成储机理，建立“超压富气”模式，明确深层页岩压裂品质主控因素，持续拓展理论维度。

　　工程技术实现跨越。页岩油领域，形成基于岩相组合的地质评价、地球物理甜点预测、优快钻井（周期最短24.8天）、密切割压裂2.0技术体系和差异化立体开发模式，实现从单井到井组、从3层楼到7层楼的跨越，多井型试验效果较好。页岩气领域，迭代甜点地球物理预测技术（精度>85%），创建建模数模一体化技术、剩余气精细刻画技术、井轨迹精细控制技术（甜点钻遇率>95%）和深层体积压裂技术，测试产量提升至50万立方米级，首创三层立体开发模式达国际领先水平。

　　我国页岩油气行业机遇与挑战并存

　　1. 战略机遇

　　《能源法》《矿产资源法》强化矿产资源安全保障要求，优化矿权管理，为产业发展注入强劲动力。页岩革命迎来技术窗口，数字化与智能化技术加速渗透，推动“理论—技术—装备”全链条迭代。“双碳”目标驱动能源结构优化，CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存）等绿色低碳技术加速应用。资源结构转变，非常规油气占比显著提升，I级、II级页岩油资源量258亿吨，页岩气资源量77万亿立方米。

　　2. 现实挑战

　　资源禀赋复杂，页岩气探明率仅13.2%，70%以上的增储目标处于3500米以下的深层和浅层常压区。页岩油地质条件复杂，非均质性强，中低熟资源占比78%，分类分级评价标准和体系尚不完善。关键理论技术待深化，超深层（>4500米）页岩气压裂难度大，页岩油富集主控因素、流动机理、工程工艺技术和开发技术政策需深化。经济“瓶颈”突出，常压页岩气单井产量低，深层页岩气及陆相页岩油开发成本较高，效益开发难度大。非资源制约加剧，矿权面积缩减、用地用海受限，关键技术和装备国产化能力不足，管理措施和投资模式需创新。

　　“十五五”期间：四大战略工程驱动规模效益新阶段

　　1. 发展目标

　　预计“十五五”期间，我国年均新增页岩油探明储量0.9亿~1亿吨、天然气900亿~1000亿立方米。到2030年，页岩气产量达1500亿立方米（占天然气50%），页岩油产量1300万吨（占原油15%），成为油气增储上产的强劲动力。

　　2. 发展思路

　　“十五五”期间，我国页岩油气行业发展思路将以保障国家能源安全为核心，坚持技术创新与管理革新双轮驱动，树立全油气系统理念，立足全盆地全层系，推动勘探开发一体化、常非统筹开发，构建分类分级评价体系，实现页岩油气从战略突破迈向规模效益，引领“东方页岩革命”。

　　3. 核心路径：实施四大战略工程

　　一是页岩油示范工程：激活成熟探区战略接替。一体化推进鄂尔多斯、济阳、吉木萨尔、古龙、复兴、苏北等重点地区页岩油建设，巩固成熟探区可持续发展基础。勘探重点包括济阳坳陷沙河街组、古龙青山口组增储上产，苏北盆地阜宁组和泰州组突破增储，四川盆地复兴侏罗系降本增效，鄂尔多斯盆地延长组源—储分离型、南襄盆地泌阳凹陷核桃园组攻关突破。开发重点包括庆城、吉木萨尔、新兴、溱潼、复兴等油田，形成成熟工程工艺技术和开发政策，力争实现45~50美元/桶规模效益开发，稳步上产。

　　二是页岩气示范工程：拓展万亿立方米阵地。“新老并重、常非并举”，全面实现“走出志留系、走出四川盆地”战略部署。勘探重点包括涪陵、川南志留系稳产挖潜，培育川东南盆缘第二个万亿立方米规模新阵地，攻关准备綦江超深层万亿立方米规模新领域，形成涪陵万亿立方米页岩气大气田；探明复兴、红星，评价普光，突破南江，培育形成首个二叠系千亿立方米规模气田；展开评价资阳、井研—犍为，培育寒武系千亿立方米规模增储新阵地；加大海陆过渡相页岩气探索，以及矿权空白区勘查，探索新领域。开发重点为老区提高天然气储量动用率和采收率，确保稳产和有序递减；新区加大天然气产能建设，促进产气量稳定增长。

　　三是海域突破工程：开辟蓝海资源新赛道。立足国内、拓展海外，深化海洋油气合作，全力推进海洋油气勘探开发。部署重点包括北部湾海域涠西南凹陷页岩油评价展开，渤海湾滩海、东海合作区、招商区块、琼东南自营区、南黄海等外围新区的拓展；依托国际合作，择机、择优寻求开拓海域大型项目，打造千万吨级海域油气供应基地。

　　四是海外联动工程：构建多元供应体系。统筹利用“两个资源两个市场”，深化与“一带一路”沿线资源国合作；发挥中国大市场优势，国家层面统筹协调，各方形成合力。统筹陆上中俄、中亚进口资源新通道建设，构建“海陆共济、相对均衡、多元宽裕”的进口战略通道，增强资源引进灵活性。

　　4. 攻关方向：理论和技术协同发力

　　页岩油气是中国石化“十五五”期间增储上产的重要领域，但陆相页岩油、深层—超深层页岩气、常压页岩气在勘探开发关键技术、老区提高采收率、关键工程技术与装备等方面还面临一系列挑战，需要围绕“四个一体化”发展理念，攻关关键技术和装备，支撑页岩油气增储、上产、创效。

　　页岩油主攻差异化富集规律、分类分级评价技术、甜点精细预测技术、高效低成本排采技术、低成熟原位转化低成本开采技术。页岩气重点突破深层、常压差异富集规律、地质—工程甜点预测、常压提高单井产气量与采收率、深层低电阻、高含水、高返排等问题。关键工程和装备上，加快攻关高温高压钻完井、低成本工程技术和重载钻机、超高压井控设备、耐高温测控工具仪器，实现超深层油气工程关键装备国产化。

　　5. 实施保障：创新机制与政策协同

　　强化顶层设计，将页岩油气勘探开发纳入国家“十五五”能源规划，统筹制定专项规划和配套支持政策，加强组织协调，推动行业高质量发展。设立绿色通道，研选重点工程列入国家重大项目清单，加大安环评和用地用海支持力度，研究设立新的页岩油气国家级示范区，加大重大创新平台建设，以试点示范带动新技术应用。强化科技创新，加强全国重点实验室建设，深化技术、装备创新与生产实践的结合，依托国家重大项目组织联合攻关核心理论与“卡脖子”技术，加速关键装备国产化。创新政策支持，动态优化财政补贴与税收优惠，研究进口设备税费减免，探索合资合作和融资新模式，实现页岩油气行业良性发展。

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