进入21 世纪，全球非常规油气发现进入活跃期，致密油/ 页岩油产量快速增长，页岩气产量持续增长， 致密气、煤层气产量稳定，天然气水合物试采取得突破。近年来，中国非常规油气勘探开发取得显著进展，页岩气、 致密油、致密气产量快速增长，页岩油勘探开发上升到国家战略高度。中国石油天然气集团有限公司（以下简称中国 石油）矿权区内致密油、页岩油资源丰富，近期在11 个区块相继获得勘探发现和突破，初步建成了多个规模产能区； 在鄂尔多斯盆地开展了中低成熟度页岩油原位转化现场先导试验，陆相页岩油革命正在积极组织推进。鉴于我国当前 油气对外依存度居高不下、需求旺盛的实际情况和陆相沉积复杂的地质条件，非常规油气的规模效益开发仍面临地质 评价、“甜点”预测、钻完井与采油气工艺技术、经济评价和管理等方面的一系列挑战。为实现中国石油非常规油气 资源效益勘探开发，需重点关注和处理好全生命周期管理、一体化运作、大数据应用、合理的配产政策、技术与成本、 市场化等关键问题，以期推动非常规油气产业高质量发展，保障国家能源安全。

中国页岩气地质资源丰富，但与北美相比具有地质年代老、埋深大、热演化程度高、构造和地表条件复 杂的特点，很难实现商业开发。自2006 年以来，中国石化页岩气勘探开发经历了调研及选区评价、勘探突破和勘探 开发快速发展三个阶段。2012 年，海相页岩气勘探获得重大突破，高效建成中国首个页岩气田——涪陵页岩气田， 并实现威荣深层页岩气商业开发及其他勘探领域的不断拓展，页岩气探明储量、产量快速规模增长。经过十余年的科 技攻关和重大装备研发，中国石化创新引领了页岩气藏精细描述及综合评价技术体系，发展了立体开发调整技术，形 成了山地条件下优快钻井与长水平井分段压裂及气田绿色开发配套技术。中国石化未来将持续加强地质评价与探索， 夯实可持续发展的资源基础，坚持地质工程一体化发展思路，加强技术装备升级，利用大数据、人工智能助推油气行 业降本增效，加强项目全过程一体化管理，提升页岩气开发效益，从而实现中国石化页岩气探明储量、产量稳步增长。

美国页岩油气革命带来非常规油气工业快速发展，中国海洋石油集团有限公司（简称中国海油）顺势而为， 积极开拓非常规油气业务。本文介绍了中国海油收购中联煤层气公司以后，面对煤层气资源品位差、储量丰度低、产 量规模低、建产能力低，以及致密气有储量、少产量等困境，结合煤层气、致密气气藏特点和勘探开发技术要求，通 过勘探开发一体化的管理创新，探索如何实现非常规气商业性开采的路径，并取得了初步成效。通过管理方式与制度 建设创新，改变了非常规气勘探开发节奏和成效，实现了当年从勘探钻井、到管网建设、再到试产销售的目标，大幅 缩短了生产周期，不仅改善了勘探质量和投资效率，而且避免了直接规模开发的风险，加速了增储上产的步伐。希望 通过点上的探索示范和相应的制度改革创新，撬动中国非常规气产业的健康有序发展。

鄂尔多斯盆地为大型富油气叠合盆地，发育二叠系和三叠系多套页岩层系，陆相页岩气资源丰富。相比 较于海相页岩，陆相页岩存在较多特殊性，其勘探开发面临诸多挑战，制约陆相页岩气难以实现经济开采，在地质特 征、资源背景及勘探开发技术等方面对鄂尔多斯盆地页岩气勘探开发实践中取得的成果进行归纳，对目前的技术难点 进行分析，以期在陆相页岩气发展进程中，有效利用机遇及时应对挑战。综合分析认为：延长探区陆相页岩厚度、有 机碳含量、成熟度、含气量等参数达到国家标准规定的页岩气有利层段参数下限标准，具备页岩气成藏地质条件；陆 相页岩气在宏观和微观非均质条件控制下，相态和规模上具有差异性富集特征，存在吸附成藏和吸附+ 游离复合成 藏2 类成藏模式，不同成藏机理指导陆相页岩气有利区优选及页岩气井生产。陆相页岩气勘探实践中形成多项关键配 套工艺技术，建立起适用于强非均质性陆相页岩的测井评价方法，研发出适用于陆相页岩的水基钻井液体系和系列钻 完井配套技术装备，形成CO2 压裂技术体系和井场废液回收处理—利用技术。同时，面临精细“甜点”预测、钻井 提速提效、压裂环保增效、降低成本等诸多挑战。目前我国陆相页岩气仍处于勘探开发初期，成本高，初期产量低， 还需通过开展陆相页岩气勘探开发先导性试验，实现科技突破，形成资源接替，促进陆相页岩气产业取得经济效益。

难动用石油储量有效开发是大力提升国内石油开发力度的重要举措。胜利油田低渗透和稠油难动用石 油储量近6×108t，占全国10% 以上，有效开发面临油水系统复杂、工艺配套难、产能低等诸多挑战。中石化以胜 利油田为试点，经过两年多合作开发实践，探索出“合作机制创新”“低品位中找甜点”“地质工程一体化”“精细 储层改造、作大产能”等有效做法，初步实现了将难动用石油储量“管起来、动起来、活起来”，累计动用石油储 量4860×104t，建成产能超50×104t，钻井周期缩短60% 以上，单井产量提升40% 左右，平衡油价由75$/bbl 降至 50$/bbl 以内。胜利油田难动用石油储量实践，初步形成独特承包建产方案，打造地质工程一体化全产业链高效模式， 为高勘探程度老油区可持续发展开拓了新方向。

中国页岩气大规模开发处于起步阶段，钻井计价方法不够科学是一个比较突出的钻井投资优化管理问题。 研究提出一套“计价方法一体化+ 标准井管理”的钻井投资优化分析方法。计价方法一体化就是建立满足油气勘探 开发项目建设全过程管理需要的钻井工程计价方法体系，前提是需要建立统一规范的钻井工程工程量清单计算规则、 钻井工程造价项目构成、钻井工程全过程计价标准体系。标准井管理是建立若干个标准井工程，用于科学投资决策和 钻井生产组织，主要表现为6 种作用。上述方法用于中国石油2021—2030 年页岩气发展专项规划的开发井投资测算 和降本增效优化分析，介绍了钻井生产力水平分析和预算定额、概算定额、概算指标、估算指标、参考指标的编制以 及钻井投资测算方法和结果。

2020 年1 月，位于塔北隆起轮南低凸起的轮探1 井在8200m 之下的下寒武统白云岩中获得轻质原油， 塔里木古老克拉通超深层油气勘探获得重大突破。通过对轮探1 井发现情况描述与超深层寒武系盐下油藏发现历程分 析，旨在为其他类似地区新区、新层系、新类型的勘探提供借鉴与参考。轮探1 井钻揭寒武系玉尔吐斯组一套优质烃 源岩，以及阿瓦塔格组蒸发膏岩/ 沙依里克组—吾松格尔组白云岩储层与玉尔吐斯组泥岩/ 震旦系奇格布拉克组白 云岩风化壳储层两套储盖组合。轮探1 井产层为吾松格尔组，为正常温压系统的挥发性油藏；震旦系奇格布拉克组风 化壳获得微量天然气。塔里木盆地台盆区勘探经历了从碎屑岩到碳酸盐岩、从碳酸盐岩到盐下白云岩的两次战略转移; 轮探1 井是第二次战略转移的重要标志，具有里程碑意义。轮探1 井成藏有利条件在于具有继承性稳定古隆起与优质 的生储盖组合；通过类比，分析了塔里木盆地寒武系盐下白云岩勘探前景，指出塔中—古城、塔北南斜坡、麦盖提斜 坡北—柯坪等有利区为下步勘探重点区带。

致密油是国内“进源找油”的主要对象，地质工程一体化是实现中国致密油规模效益发展的必由之路。 本文提到的致密油，等同于页岩层系石油，是指依靠水平井体积压裂等现有技术可以实现规模效益开发的陆相非常规 石油资源，致密油“进源找油”包括找出“甜点区”和采出“甜点体”两个内涵，根据页岩层系储层岩性、源储组合 差异，将中国陆上致密油划分为“碎屑岩、混积岩—沉凝灰岩、碳酸盐岩”3 种主要类型。致密油地质工程一体化， 就是以“甜点区（段）”评价识别为基础，以“甜点体”高产稳产为目标，以“逆向思维设计、正向作业施工”为工 作指南，坚持地质设计与工程实践一体化组织管理，做好“甜点区（段）”评价刻画和“人工油藏”制造开发两篇文章， 最终把蓝图设计转化为工程作业、转化为效益产量的系统工业过程。以松辽盆地扶余油层碎屑岩、柴西南扎哈泉碎屑 岩、吉木萨尔凹陷芦草沟组混积岩、马朗凹陷条湖组沉凝灰岩、柴西南英西地区下干柴沟组碳酸盐岩、川中北大安寨 段页岩等不同类型致密油为例，分类型阐述了中国石油探区研究区致密油地质工程一体化在地质评价预测、工程关键 技术和主要管理举措等3 个方面的研究进展，“十三五”前三年新增三级储量9.97×108t，新建产能225×104t，取 得了油气发现和产能建设“双丰收”。最后初步提出依托致密油地质工程一体化发展，加强多层系立体“人工油藏” 开发、建立不同类型小区块“参考模板”、高度关注页岩层系源岩油气等建议。

地质工程一体化强调地学研究与作业的互动，在中国地质条件复杂的非常规油气田，地质建模在数据基 础和应用需求上体现出了独特的挑战。一方面，数据以水平井为主、数据量大且数据类型冗杂；另一方面，作业进程 要求模型快速迭代甚至达到“适时”建模。因此如何充分利用多种数据快速建立高质量的地质模型至关重要，本文关 注以页岩气藏为代表的非常规油气藏建模的独特性，并提出了具体流程和方法。其一，系统阐述了水平井地质建模流 程，通过真厚度域旋回对比、二维导向剖面及井震数据融合从一维到三维解决水平井构造和属性建模难题。其二，以 蚂蚁追踪为例介绍了天然裂缝预测与建模方法，非常规储层裂缝普遍发育，在理解裂缝发育背景的前提下通过成像测 井、钻井、微地震等多学科资料的交叉验证有助于实现合理的裂缝建模。第三，不同应用需求下的地质建模流程与应 用，如多学科集成的井位部署优化、适时建模支持地质导向以及压裂工程应用等。

相对于北美，国内非常规油气资源勘探开发起步较晚。页岩气勘探开发始于“十二五”初，致密油、致密气、 页岩油勘探开发则始于“十三五”初，但在“十三五”期间得到了快速发展，特别是川渝页岩气藏、准噶尔盆地玛湖 砾岩油藏、吉木萨尔页岩油藏已进入规模开发阶段，成为中国石油“十三五”末及“十四五”期间天然气和原油上产 的最重要领域。与常规油气资源相比，非常规油气资源储层条件差，需要大规模“水平井+ 体积压裂”才能实现有 效开发。然而，由于受钻机装备条件和水平井钻井工具性能，特别是理念和方法的限制，国内非常规水平井普遍存在 钻井效率低、建井周期长的问题：一般垂深2000～3000m、水平段1500～2000m 的水平井钻井周期为60～90 天。而 北美钻一口水平井基本都能控制在15～25 天：一般垂深2000～3000m、水平段长2000～3000m。国内一部钻机一 年只能钻2～3 口水平井，而在北美一部钻机一年能完成15～20 口水平井。随着国内非常规油气资源的规模开发，钻 机紧缺的矛盾日益突出，钻井效率已经成为严重制约国内非常规油气资源快速规模上产的瓶颈问题。北美大幅度提高水平井钻井效率的原因有管理和技术两大因素，其中技术主要表现在以下5 个方面：一是钻机配 套能力的不断升级；二是井下工具可靠性和稳定性的提升；三是大平台工厂化作业；四是远程实时支持与决策系统； 五是系统优化钻井理念和方法的应用。2018 年海峡能源股份有限公司与美国K&M 钻井工程咨询公司合作，引进国 际先进的系统优化钻井理念和方法，率先在川渝地区长宁页岩气藏和新疆玛湖砾岩油田开展了水平井钻井提速先导性 试验，大幅缩短了建井周期，验证了系统优化钻井方法在国内非常规油气资源开发中的可行性。为了达到进一步推广 的目的，2019 年在玛湖砾岩油田开展区块提速试验，同样取得了显著的提速效果，进一步证明了系统优化提速理念 和方法具有科学性、广普性和可复制性，是经验钻井向科学钻井迈进的重要实践，展示出了非常广阔的推广应用前景。

随着全球油气勘探向着深层、隐蔽、非常规拓展，国内的盆地油气勘探工作也不断有新的突破，新疆准 噶尔盆地玛湖致密砾岩油藏资源富集，蕴含巨大的规模建产潜力。但是影响油藏渗流能力的因素复杂多样，同时在油 藏开发中面临非均质性强，“甜点”的确定和分类评价难度大，两向水平主应力之差大，水力压裂缝形成、扩展机理 认识不清，成本高、地质条件复杂等困难，以地质和工程一体化为指导思想，将研究区的地质特征和生产实践紧密结 合，制定了针对该类油藏的“甜点”分类评价标准，采用了密切割体积压裂方法，探索了“长水平段、密切割、小井 距、大井丛、工厂化”的立体开发技术试验等，形成了一套致密砾岩储层高效开发的技术体系，取得了良好的效果。 “甜点”描述精度及三维地质模型精度的提高，显著地提升了钻完井工程效率，水平段轨迹平均调整次数由5 次下降 为2 次，油层钻遇率达到90% 以上；玛131 井区平均簇间距由67m 降至35m，300 天平均累产增加37.5%。

塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带，储层埋藏深度大，地质条件复杂，导致钻完井工程中面临着相关井 控安全、建井时效、工程质量、单井提产等方面的巨大挑战，针对这些制约勘探开发进程的关键技术难题，建立了一 套以地质力学为桥梁的地质工程一体化技术流程，形成了井位优选、井轨迹优化、钻前地层压力预测、钻井井壁稳定 性预测、完井提产优化和开发中出砂出水预测方法。将地质研究、工程设计和现场实施组织纳入一体化协作体系，解 决工程难题，实现克拉苏构造带“三提”—— 提速、提质、提产，开发井钻井成功率100%，单井钻井复杂平均减少 40%，井控安全得到有力保障，改造后单井平均无阻流量由原来的68×104m3/d，提高到279×104m3/d。顺利实现了 克拉苏东部150×108m3/a 天然气建产，助力克拉苏西部万亿立方米大气藏的发现，为超深层复杂油气藏高效开发积 累了可借鉴的技术和经验。

新疆准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组陆相页岩油资源丰富，估算资源量超过15.8×108t。为实 现页岩油有效开发，近年来通过对芦草沟组陆相页岩油地质特征、工程技术、生产特征及规律等详细分析，结合开发 实践的总结，取得了以下成果及认识：(1) 吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油是陆相咸化湖相细粒沉积的页岩，烃源岩品 质优、厚度大，源储一体，页岩段原位聚集，甜点段邻源供烃为主、自生为辅的特征，是典型的陆相页岩油；(2) 明 确了页岩油体积压裂水平井裂缝控制区内游离孔隙度和游离油丰度是页岩油高产的基础；(3) 随着埋深增大，水平两 向应力差增大，压裂缝复杂性降低，是部分含油性好的“上甜点体”水平井低产的主要原因；(4) 原油黏度是影响“下 甜点体”水平井产量的关键因素；(5) 优质“甜点”钻遇长度及压裂米加砂量是吉木萨尔页岩油水平井高产的工程关 键因素；(6) 页岩油压裂液与基质孔隙原油存在渗吸置换作用，压裂后适当焖井可以提高生产效果；(7) 水力压裂缝长 度有限，合理井距不应大于200m。通过持续研究和开发实践，页岩油开发取得了较好的效果，水平井单井最高年产 突破1.3×104m3，2019 年已基本进入规模试验建产，为我国陆相页岩油的工业化开发积累了丰富的经验。

中国南海西部高温高压区域油气资源丰富，该区块主要目的层埋深超过4000m，地层压力系数大于2.2， 温度在200℃左右，勘探开发作业难度巨大，常规作业模式无法满足高温高压井作业要求。基于此，针对高温高压井 地质及工程特征，从管理创新、技术优化和大数据等方面提出南海高温高压井地质工程一体化理念及技术体系。研究 及实践表明：通过地质工程一体化管理与设计优化钻井流程和取资料方案，建立地质工程一体化大数据库实现多源信 息共享，研究地质工程一体化预测、监测及有效控制技术，可有效解决南海高温高压井地质及工程问题。探索形成的 “随钻声波、中途VSP 和随钻前视组合技术”“地震、钻井、随钻测井、录井、中途VSP、随钻前视组合技术六位一 体预监测技术”“地质工程智能监测、安全预警体系”等一体化特色作业体系在层位深度、异常高压、钻井情况等的 精细预测、监测和控制方面取得了较好的应用效果。未来可通过进一步建设大数据平台和智能化勘探—开发—钻完井 方案，深化地质工程一体化的应用，助力类似复杂油气资源的勘探与开发。

鄂尔多斯盆地陇东地区长７致密油储层主要为重力流砂体沉积，砂体的分布在垂向和横向上均复杂多变， 单砂体厚度薄，对高效钻井和生产提出了挑战。本文提出了一套利用近钻头随钻测量技术等多学科知识相结合的地质 工程一体化方法。在综合地质研究的基础上，建立三维精细地质、油藏和地质力学模型，进行钻井位置优选、工厂化 平台设计、钻井作业实施和地质导向方案优化，使井轨迹设计科学合理，钻井过程中提高砂体钻遇率，同时保证后期 生产阶段较高的单井产量与井区的最终长期累积产量。研究结果表明：研究区的优质储层主要为碎屑流的块状砂岩， 提高钻遇率的核心在于利用实时传输随钻测量数据，综合分析钻、测、录数据，确定钻头在沉积旋回的位置，从而确 定地质导向作业方案。在该方法指导下实施的两口水平井钻井作业，油层钻遇率较周边井钻遇率提高5%～10%；通 过早期基于地质模型和地质力学模型基础上的数值模拟，结合钻井和生产实践科学布井，最终选定400m 为研究区最 佳水平井井距。