华东油气加快深层煤层气、中浅层页岩气、中低演化页岩油三大领域的战略选区与勘探开发

向更低品位非常规资源进军！

本报记者沈志军通讯员黄小贞　肖　翠昝灵

随着我国能源需求持续攀升，保障国家能源安全、优化能源结构已然成为我国能源发展战略的重中之重。

近年来，华东油气深入贯彻落实集团公司“拓资源、增储量、扩矿权”发展战略，深耕非常规油气资源，筑牢高质量发展根基，加快深层煤层气、中浅层页岩气、中低演化页岩油三大领域的战略选区与勘探开发，助力能源结构优化及清洁能源替代升级。

深层煤层气向“更深难开采”薄煤层要效益

截至2025年4月20日，煤层气探井织18井稳定日产煤层气6000立方米144天，最高日产气量7400立方米，一举刷新了贵州省煤层气直井试气评价最高纪录，更为南方复杂构造区煤层气高效开发树立了技术标杆。该井于2023年11月26日实施调层复试储层改造，经过有效支撑储层改造后，成功实现多层合采。

自2008年涉足非常规领域以来，华东油气主要在华北、华南两大富煤区开展煤层气勘探开发工作，目前已建成我国首个商业开发的深层煤层气田——延川南煤层气田，并商业发现织金多薄煤层气田，在晋中、南川区块的深层煤层气勘探方面也取得了新突破。不过，该公司深层煤层气地质条件复杂多变，总体呈现煤层厚度薄、储层非均质性强、赋存状态差异大、富集与渗流机理复杂等特点，效益开发难度大。

历经10余年攻坚克难与实践探索，延川南煤层气田构建起了地质工程一体化的中深部薄煤层高效勘探开发的理论认识与技术体系，实现气田效益开发，产量逆市上扬。其一，提出“沉积控煤、保存控富、地应力控渗、有效支撑控产”的四元耦合地质理论，明确了中深层高阶煤层气富集高产的关键主控因素；其二，针对常规储层改造单井产量低、递减快的问题，通过深入剖析煤岩特性，明确深层煤岩应力高、塑性强、割理发育，早期常规储层改造支撑缝长不足是气井低产的主因，经多轮次攻关实践及迭代优化，创新形成了以“远支撑”为核心的有效支撑储层改造技术，极大延长了高效导流通道，单井产能较早期常规储层改造提升5~10倍；其三，基于储层改造技术的进步，排采理念从“缓慢长期”转变为“优快上产”，进而形成了基于有效支撑储层改造的“四段两压三控”优快上产排采制度，单井上产周期从12个月缩短至1个月，累计产气400万立方米煤层气的周期也从98个月缩短至21个月；其四，针对深薄煤层水平井稳定穿层难、钻遇率低的问题，提出“有效钻遇”理念，地质导向遵循轨迹平滑、利于排采的原则，采用靶向精准储层改造扩大横向波及范围，改造非煤层段，弥补钻遇率损失，实现储量充分动用。通过建立薄煤层水平井“导向-压裂-排采”一体化开发关键技术，延川南气田10号薄煤层（厚度1~3米）从无效资源转变为可有效开发资源，薄煤层水平井单井产能在2万~5万立方米/日，实现效益开发。

在此基础上，华东油气强化不同地质条件煤储层特性的基础研究，持续优化调整有效支撑储层改造技术，在外围勘探评价方面也取得了新突破。一方面，针对晋中区块“低临储比（煤层气临界解吸压力与原始流体压力之间的比值）、难解吸，割理裂隙发育、强滤失难造缝”的难点，创新迭代升级储层改造工艺，2024年在山西晋中区块部署的晋2井试获日产煤层气超1.1万立方米、试采日产气6500立方米，实现勘探新突破；另一方面，针对南川区块深层煤层气“顶底板与煤层应力差异小、缝高易失控”的难点，探索试验“缓提排量”储层改造工艺，煤层气探井阳2井自喷日产气达1.8万立方米，稳定日产1万立方米，取得深层煤层气勘探重大突破。此外，华东油气针对贵州织金区块多薄煤层的情况，攻关多煤层有效支撑储层改造提产技术；利用织18老井上返调层，取得了新的产能突破。

专家说

华东油气勘探开发研究院院长高玉巧：华东油气通过多年来深层煤层气的攻关实践，形成了基于地质工程一体化的中深部薄煤层高效勘探开发理论认识和技术系列，可以有效指导中深层煤层气的有效动用，尤其是率先提出了“有效支撑”理念，切实解决了煤层开发采收率的关键问题。国内外煤层埋深一般小于1000米，但是随着开发程度加深，煤层气产业必然向更深煤层进军。未来要提高单井产能，必须推广以提升EUR（评估的最终可采储量）为核心的“极限开发”模式，需要开展深层煤层气岩石物理实验及建模，进一步提高物探的预测精度，为深层煤层气敏感参数优选和物探识别模式建立提供依据。未来的煤层气勘探必将由单煤层、高煤阶、浅埋深向多煤层、多气合采、中低煤阶、中深层拓展，开发上探索多井型、差异改造、改性置换、升温增能、原位转化等开采新技术，工程上向低成本、高端化、智能化、绿色低碳化发展。

中浅层页岩气向“更浅低品位”页岩气要价值

2024年10月11日，华东油气页岩气重点评价井胜页11-1HF井试获日产超6万立方米高产气流，截至2025年4月10日，累计产气1092万立方米，标志着浅层常压页岩气勘探再获重要突破。

在勘探评价中，浅层页岩气由于埋藏浅、地层压力系数较低、含气量低、整装储量少，一般不被列为开发目标。然而随着近年来页岩气地质认识深化和技术进步，华东油气不断取得评价研究新认识，近年来，先后部署的坪地1HF井、石桥1HF井、阳页81-4HF井通过对页岩储层进行大规模改造，均试获高产气流，实现了华东油气在浅层页岩气领域零的突破。

相较盆内超压页岩气，盆缘及盆外常压页岩气的沉积相带、保存条件欠佳，地层压力系数处于0.8~1.3，地层能量较弱，资源禀赋较差，单井产量较低，效益开发难度较大。

经过10余年不懈攻关探索，华东油气在中深层常压页岩气勘探开发方面收获了累累硕果，建成了我国首个常压页岩气田——南川常压页岩气田。随着中深层常压页岩气实现商业建产，华东油气将目光聚焦到此前无人关注的浅层新领域。

浅层常压页岩气主要分布于盆缘斜坡区和盆外褶皱带，与中深层相比，保存条件差、总含气量低、吸附气占比高、两向应力差异系数大。

针对这些地质特殊性，技术团队强化基础研究，明确了浅层常压页岩气的攻关对策。他们通过等温吸附实验揭示页岩具有三阶段吸附特征，通过排采工艺优化，降低井底流压至页岩敏感解吸压力以下，可促进吸附气快速解吸，突破了浅层常压吸附气解吸难度大的技术瓶颈。针对浅层页岩两向应力差异系数大的情况，攻关“小段多簇+双暂堵+强加砂”储层改造工艺，以此增大缝网改造体积。

2023年，部署在重庆武隆地区老厂坪背斜坪地1HF井在储层改造后，借助液力无杆泵高效排液，实现自喷生产，试获日产气4.5万立方米，截至目前已累计产气2537万立方米，初步评价单井可采储量达0.36亿立方米，并首次提交盆外常压页岩气预测储量超1100亿立方米。此外，华东油气优选重庆南川地区的石桥断凹部署实施石桥1HF井，该井页岩埋深1825米，地层压力系数0.95，测试日产气4.1万立方米。这两口井的突破充分证实了浅层页岩气具备较大的勘探开发潜力，初步落实渝东南地区浅层常压页岩气近6000亿立方米资源量。

2024年以来，华东油气持之以恒地探索浅层常压页岩气，不断强化对页岩吸附解吸规律、保存条件、缝网发育特征的研究，揭示了不同构造样式下气体聚散机理，构建了背斜型、平缓单斜型、反向逆断层遮挡向斜型三种浅层页岩气成藏模式，优选老厂坪背斜、东胜南斜坡、洛龙向斜等有利目标，部署实施探评井5口，持续攻关储层改造技术及排采工艺，实现了不同类型浅层页岩气勘探的重大突破。其中，坪页1-2HF井页岩埋深934米、试获日产气4.7万立方米，胜页11-1HF井页岩埋深1132米、试获日产气6.5万立方米。

专家说

高玉巧：四川盆地及周缘复杂构造区常压页岩气资源颇为丰富，是未来页岩气增储上产的关键阵地。浅层常压页岩气以往因埋藏浅、保存差、资源丰度低而被认为没有勘探开发价值。华东油气着力加强浅层页岩气富集机理、吸附解吸机理研究，积极攻关高效压裂及排水采气工程工艺技术，实现了浅层新领域多点多类型勘探的重大突破，证实了浅层常压页岩气具备良好的勘探开发潜力，坚定了低品位常压页岩气效益动用的信心和决心，有望开启新类型常压页岩气勘探开发的新局面，对四川盆地周缘复杂构造区的浅层勘探有着重要的借鉴意义。

中低演化页岩油向“更低演化区”页岩油要产量

2025年4月10日，华东油气的页岩油溱页2HF井自喷生产超900天，累计产原油突破4万吨。该井创造了苏北盆地页岩油井的多项生产纪录，是见油时间最快、峰值日产油量最高、累产破万吨最快、单位压降产油量最高、单井EUR最高的页岩油井。2020年以来，华东油气实施页岩油探评井32口，涵盖3个试验井组，均取得了较好成效。实施试采井23口，测试日产油30.4~113.1吨，其中13口单井累计产油过万吨，所有井累计产油突破30万吨，提交三级储量2.07亿吨，充分展现了苏北盆地页岩油具备规模增储、多层系立体开发的良好前景，也进一步坚定了实现页岩油效益开发的信心和决心。

苏北盆地蕴含丰富的页岩油资源。华东油气通过加强对低演化页岩生烃滞聚机理的研究发现，斜坡带低演化页岩具有“早生烃、自封闭、物性好”的地质特征，仍具备可观的页岩油勘探潜力。华东油气形成了以岩相、裂缝、压力预测为核心的页岩油“甜点”要素物探预测技术，用于预测有利区。斜坡带阜二段页岩形成于半咸化沉积环境，有机质类型主要为Ⅱ型，页岩碳酸盐矿物含量较高，铁白云石发育，富含铁、镁等金属离子，这些条件促使有机质向烃类转化，且生烃活化能较低。页岩在Ro（热演化程度）为0.7%时便大量生烃，但排烃效率低，滞留油含量较高，且以游离油为主。斜坡带阜二段页岩厚度较大，顶底板和内部隔层发育。页岩内部长英质纹层不连续分布，加之断层侧向封堵，使其具备良好的自封闭性。同时，斜坡带阜二段页岩埋藏较浅，压实作用较弱，基质孔隙发育，孔隙涵盖黏土矿物晶间孔、粒间孔等，并且同时发育纹层缝、成岩缝和构造缝，这些都有利于提升储集性能。

为进一步探索阜二段低演化区页岩油勘探潜力，华东油气在时堰次凹北部署了溱页3井，测试页岩TOC（总有机碳含量）达1.43%，S1（岩石中的游离烃/残留烃含量）为0.95毫克/克，孔隙度5.5%，Ro为0.72%，脆性矿物含量70.4%。在此基础上，他们优选阜二段Ⅱ亚段实施溱页3HF井，水平段长1753米，采用4毫米油嘴放喷，峰值日产油21吨，目前日产油15.1吨，套压14.5兆帕，累计产油超4000吨，有力证实了低演化区仍具有良好的含油性。通过这一系列工作，华东油气落实了溱潼凹陷低演化区面积200平方千米资源量1亿吨，提交Ⅱ亚段预测地质储量超7000万吨，新增含油面积28.77平方千米，对苏北盆地低演化页岩油勘探起到了积极的带动作用。

专家说

高玉巧：苏北盆地低演化页岩油的攻关实践实现了苏北盆地低TOC陆相页岩油勘探的重大突破，为苏北盆地溱潼、高邮、海安凹陷页岩油勘探突破提供了坚实的理论依据和技术支撑，有力推动了其他中小断陷盆地页岩油勘探突破，成功开辟了油气勘探的新领域，助力老油区增储上产和可持续发展，引领了低TOC陆相页岩油产业发展，有望带动50亿吨页岩油资源动用，对保障国家能源安全有着至关重要的战略意义。

非常规油气勘探开发正当时

□中国石化石油勘探开发研究院李倩文

非常规油气资源，包括页岩气、煤层气、页岩油、油砂等，在全球范围内分布广泛，正逐渐成为全球能源供应的重要组成部分。随着常规油气资源逐渐枯竭和全球能源需求持续增长，非常规油气资源的开发利用正受到越来越多国家的关注和重视。

近年来，全球非常规油气资源的勘探开发呈现显著的活跃态势。北美凭借先进的技术和成熟的产业链，实现了页岩油气的大规模商业化开采，为全球非常规油气产业的发展树立了标杆。

我国是世界上非常规油气资源储量丰富的国家之一，虽然起步较晚，但发展势头强劲，近年来非常规油气逐渐成为经济发展的重要支撑，特别是页岩气和煤层气的储量位居世界前列，在油气资源总量中所占比重持续增加。

“十三五”以来，我国在非常规油气领域持续探索，取得了一系列重大进展。我国已探明页岩气储量2.96万亿立方米，年产气量达250亿立方米，在四川盆地建成了涪陵、威远-长宁和昭通3个国家级页岩气示范区，基本实现关键技术与装备国产化；在鄂尔多斯盆地东缘突破煤层气勘探开发地质理论“深度禁区”，实现跨越式发展，大宁-吉县、神府、大牛地等区块均获重要进展，深层煤层气探明地质储量超3000亿立方米，成为我国非常规天然气重要突破点；我国页岩油资源勘探潜力巨大，已形成新疆吉木萨尔、大庆古龙、胜利济阳三个页岩油国家级示范区和长庆庆城一个主产区的增产格局，2024年页岩油产量达600万吨，比上年增长超过30%，页岩油资源潜力认识、地质理论发展、关键技术攻关已经取得重要突破，具备规模增储上产的潜力。

非常规油气发展迅速，但仍面临诸多挑战。技术的复杂性和高昂的成本是制约其大规模开发的主要因素。同时，环境保护的要求也在不断提高，对行业发展提出了更高的标准。国际油气市场的波动和不确定性也给非常规油气产业的发展带来了挑战。

尽管如此，随着全球能源结构深度调整和能源转型加速推进，非常规油气在能源体系中的地位将日益凸显，特别是在清洁能源和低碳经济的背景下，非常规油气将成为推动能源转型和可持续发展的重要力量。我国也将持续加大非常规油气勘探开发力度，以应对能源安全和环境保护的双重挑战。

未来，技术创新与进步是推动非常规油气产业发展的关键，企业需不断加大研发投入，采用先进的技术手段和管理模式，提升非常规油气的开采效率和经济性。数字化转型是非常规油气未来发展趋势，通过应用数字化、智能化技术，可以实现资源的优化配置和高效利用。政府对非常规油气产业的支持政策将继续推动产业发展，可通过税收优惠、资金扶持等措施，鼓励企业加大研发投入和技术创新力度。在全球化的背景下，非常规油气产业的国际合作与竞争将更加激烈，加强国际合作、提高竞争力也是非常规油气产业发展的重要方向。随着环保意识增强和可持续发展理念深入人心，非常规油气产业在发展过程中必须注重环境保护和社会责任，推动产业持续健康发展。