中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）非常规油气已经初步实现了规模化动用，但相比于其丰富的资源量，其产量仍具有极大的提升潜力。文章系统梳理了中国石油非常规油气“十三五”勘探开发进展，展望“十四五”发展趋势，分析了非常规油气效益开发所面临的主要挑战及关键问题，并在此基础上提出推动中国石油非常规油气高效开发的对策。研究结果表明：(1)“十三五”期间，以非常规油气为代表的低品位资源逐渐成为中国石油勘探开发的主体；(2)“十四五”期间，非常规油气产量占比将进一步提升，重点区域产能有望实现快速增长；(3) 非常规油气效益开发面临着技术、成本、管理及理念4个层面的挑战。针对上述挑战提出了六方面关键对策：(1) 正确看待非常规资源；(2) 推行“一全六化”工程管理理念与模式；(3) 完善管理规则与考核办法；（4）充分利用大数据平台；（5）有效推进市场化运作与社会化支持；（6）制定非常规资源合理开发政策。通过采取以上措施，将有望破解中国石油非常规油气效益开发难题，为践行“能源的饭碗必须端在自己手里”贡献非常规力量。

面对当前勘探开发对象日趋复杂和低油价的压力，针对长庆油田页岩油、致密气赋存特点探索形成了“水平井、多层系、立体式、大井丛、工厂化”开发新模式，实现了地质工程一体化规模、高效及低成本开发页岩油气资源。为了更好地适应一体化综合研究、生产组织和决策指挥等业务需求，对数字化条件下油田企业级地质工程一体化决策系统的构建与应用进行了探索研究，提出涵盖“研究+ 分析+ 决策”完整链条的设计思路，将新一代大数据、物联网及人工智能技术与页岩油气开发模式深度融合，开发建设了地质工程一体化决策支持系统（Geology & Engineering Integrated Decision Support System，简称GEDS），包括三维地震大数据可视化、地上地下一体化综合展示、三维地质快速建模数据接口、地质模型局部快速更新等关键技术模块，在页岩油勘探开发示范工程中进行推广应用，实现了室内现场远程互动、生产过程实时监控、方案部署动态优化。

2014年国际油价暴跌并持续低位运行，2016年开始北美迎来了主要从事页岩油气开发能源公司的倒闭潮。2020年6月28日美国页岩油气开发先导者Chesapeake能源公司宣布破产保护，引起了全球能源行业的高度关注。业界议论更多的是页岩油气开发能否可持续发展，甚至有人认为北美页岩油气开发可能是新的旁氏骗局。通过总结美国页岩革命的兴起、发展、成果、社会效益及其成功的原因，从多个维度对低油价导致的美国页岩油气危机进行分析，对比Chesapeake 能源公司和EOG能源公司两家典型的主要从事页岩油气开发公司截然不同的发展路径和结果，总结得出当前低油价环境下页岩油气得以持续开发的基本条件为：拥有良好的油气资产，具备自身成本控制和盈利能力，保证现金流为正，控制投资风险，力图对国内非常规油气发展有一定的启示。

位于四川盆地东北部（简称川东北）古中央凹陷的平安1井在侏罗系凉高山组页岩获得百吨高产，实现了四川盆地凉高山组页岩油气勘探的重大突破。基于平安1井的勘探成果，系统分析了川东北地区凉高山组页岩油成藏条件和下一步勘探方向。研究结果表明：平安1井突破层系为凉高山组湖相富有机质页岩，其岩石类型为长英质页岩，孔隙度平均值为2.06%，以粒间孔、晶间孔为主，微裂缝发育；TOC值为0.64%～1.35%，有机质类型以Ⅱ型为主，R_o为1.51%～1.66%，脆性矿物含量为50.4%～54.8%。综合评价认为川东北地区在前陆盆地背景下，广泛分布的半深湖相页岩富含有机质，有利于页岩油气富集成藏。其中凉上段发育3套页岩，生烃能力强，演化程度高，整体为一套高质量烃源岩；保存条件好、地层超压、孔—缝体系发育，既是有效储层又是高效产层。平安1井的突破，展示了四川盆地侏罗系湖相页岩巨大勘探潜力，对加快四川盆地页岩油勘探起到了积极的推动作用。

吐哈盆地致密砂岩气资源丰富，前期勘探仅在台北凹陷周缘正向构造带发现巴喀、温吉桑和米登等小型油气藏。在对烃源岩、沉积体系、储层条件及源储盖组合特征综合分析基础上，构建了台北凹陷源内致密砂岩油气成藏模式。研究认为，台北凹陷水西沟群纵向发育八道湾组煤岩、三工河组泥岩及西山窑组二段煤岩3套两类优质烃源岩，有机质丰度高、类型好，均达到成熟演化阶段，在凹陷区广泛发育；水西沟群发育西山窑组二段、西山窑组一段、三工河组和八道湾组一段多套储盖组合，西北部、北部和南部3个方向五大辫状河三角洲物源供给充足、满凹富砂，烃源岩层既生油气也可作为区域盖层，形成多层“三明治”式源储盖组合；凹陷区负向构造稳定、保存条件好、地层压力高、烃源岩成熟度高，具备形成源内大面积致密砂岩油气藏有利地质条件。按照“进源、进凹、水平井”思路钻探的吉7H水平井压裂后7mm 油嘴放喷获得日产气51283m³、日产油40.37m³高产工业油气流，油藏类型为源内致密砂岩凝析气藏，开辟了吐哈盆地下凹勘探新领域，揭开了吐哈盆地二次勘探序幕。

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组页岩油具有良好的勘探前景与巨大资源潜力，是盆地下一步油气增产上储的重要战略接替新领域。通过回顾准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系页岩油的勘探历程，应用地质、岩心分析、钻井、测井、录井与三维地震资料，剖析玛湖凹陷碱湖型页岩油的典型地质特征，系统总结页岩“甜点”的地球物理评价方法与储层改造技术，指出了准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油的未来勘探方向。研究表明：（1）玛湖凹陷风城组发育全球迄今最古老的广覆式碱湖型优质烃源岩，具有多源混积、孔隙—裂缝—缝合线三重储集介质、优势岩相控油与“甜点”分散的地质特征，其中风二段展示了良好的勘探前景。（2）创新形成了页岩油“甜点区”高分辨率地震预测、“甜点段”三品质测井综合评价与工程“甜点”配套储层改造3项关键核心技术，厘定玛湖凹陷风城组1200km²的“甜点区”，纵向识别17层“甜点段”。（3）针对目前勘探面临的关键问题，仍需强化风二段页岩油“甜点”的精细刻画，深入开展地质工程一体化技术攻关，以实现风城组页岩油的全面突破与规模效益勘探开发。

济阳坳陷页岩油是在新生代陆相断陷咸化湖盆沉积的半深湖—深湖相富有机质、富碳酸盐页岩中富集的中—低、中—高演化程度的页岩油，丰度高、资源潜力大，与北美海相盆地和国内其他陆相盆地页岩油有所不同。回顾济阳坳陷页岩油50年的勘探历程，可分为勘探偶遇、主动探索、创新突破3个阶段，目前已在东营凹陷沙河街组沙四上亚段、沾化凹陷沙三下亚段取得了中等热演化程度富碳酸盐纹层基质型、高热演化程度富碳酸盐纹层状—层状基质型等多层系、多类型页岩油勘探的战略性突破，同时低热演化程度富碳酸盐纹层基质型页岩油也取得重要进展。通过近10年的科研攻关与勘探实践，提出济阳坳陷页岩岩相划分方案，取得富有机质页岩储集性、含油性、可动性、可压裂性创新性认识，建立济阳坳陷页岩油“四性”为核心的20项参数地质评价体系，配套地质、工程甜点地球物理预测与钻井工程、压裂工艺技术，形成了适合济阳坳陷地质特点的页岩油“一体化”运行管理模式，有效指导了济阳坳陷页岩油勘探实践。

四川盆地涪陵海相页岩气区具有不同于北美页岩气区的地质条件，很难直接采用北美大规模、高密度、连片化布井的开发模式。针对四川盆地涪陵页岩气田下部气层一次井网开发后剩余资源精细刻画难度大、剩余资源动用率低和提高老井最终技术可采储量（EUR）技术不完善等难题，提出了适用于涪陵海相页岩气立体开发特点的地质工程一体化思路。在页岩气立体开发方案实施过程中，对剩余气分布、钻完井、压裂和生产等多学科知识进行系统总结，建立地模数模一体化储量动用评价技术、立体开发调整井位一体化优化技术和钻井、完井配套工艺一体化实施技术，形成了一套地质工程一体化技术系列，有效指导了涪陵海相页岩气高效立体勘探开发。

准噶尔盆地吉木萨尔页岩油藏是典型的陆上页岩油非常规油藏，储层岩性复杂、横向埋深差异大、纵向夹层多、非均质性强，油层薄，原油黏度高，开发难度大。经过勘探发现、先导性试验、动用突破、规模建产4个阶段的探索，取得了重要进展，但产能建设达产率不高，单井投入产出矛盾逐步凸显，开发效益成为制约吉木萨尔页岩油开发的主要问题。2021年以来，中国石油新疆油田公司从管理与技术两方面着手，进行了效益开发探索。针对优质甜点分布、优质储层钻遇率、储层改造强度等单井产量的主控因素，采用储层精细再认识、核磁共振测井可动性评价、提高钻井井眼轨迹调控精度、提高储层改造强度等技术措施，配合市场化自主经营，形成了成熟的管理和技术体系，在实践中得到检验，单井投入下降53.4%，单井最终可采储量（EUR）提升50% 左右，实现45美元/bbl下算盈，推动了吉木萨尔页岩油效益开发。

四川盆地侏罗系湖相页岩层系多、页岩油气资源十分丰富，有望成为中国页岩油气“提储增产”的重要接替领域。以四川盆地复兴地区侏罗系陆相页岩为研究对象，总结该区优质陆相页岩储层地质特征，提高对陆相页岩油气富集成藏的认识，提出适用于陆相页岩油气勘探开发的3项关键技术。研究结果表明：（1）早—中侏罗世，四川盆地复兴地区主要发育自流井组东岳庙段、大安寨段及凉高山组二段3套半深湖相优质页岩储层，总体具有中等TOC、中等孔隙度和高黏土矿物含量特征；（2）沉积相带控制陆相页岩储层的发育与分布，沉积环境和保存条件控制陆相页岩油气富集成藏，天然裂缝控制陆相页岩油气高产，热演化程度控制陆相页岩油气藏类型；（3）高分辨率“甜点”预测技术、水平井高效导向钻井技术及低脆性页岩储层体积压裂技术3项关键技术适用于陆相页岩油气勘探开发。分析认为，四川盆地复兴地区侏罗系陆相页岩油气潜力较好，在现有技术条件下具有很好的勘探开发前景。

潘庄煤层气田是我国煤层气产量最高的气田，发育多套煤层，具有埋深浅、厚度大、含气量高、渗透性好等优越地质条件，煤层气资源丰富。在开发过程中，面临3号煤层开发主体技术效果不佳、产量递减、15号煤层开发未突破等技术难题。针对这些问题，在前期地质、工程认识的基础上，充分利用现有地震、煤田钻孔、煤层气钻 探等资料，深入研究各煤层地质特征，开展厚、薄煤互层综合地质评价技术研究，探索适用于厚、薄煤层的煤层气勘探开发技术及脱硫技术，建立地质工程一体化协同工作平台。通过工程反复试验、不同井型比选，攻克了厚、薄煤互层勘探开发技术瓶颈，形成了4项煤层气开发技术：厚、薄煤互层综合地质评价技术、厚煤层主体单支水平井开发技术、15号煤层脱硫开发技术、薄煤层多层合采开发技术，建立了最优的立体开发模式，使低品位、难动用资源实现低成本、高效开采。

我国陆相页岩油面临单井产量低、递减快、最终采收率低的开发瓶颈，需超前布局CO₂提高采收率技术。在系统解析北美页岩油CO₂提高采收率技术发展历程的基础上，结合我国陆相页岩油资源现实，详细讨论了该技术在国内页岩油开发的适用性与发展前景。分析表明，我国各页岩油区块原油黏度、地层压力、矿物组成等储层特征迥异，效益开发面临的瓶颈各不相同，CO₂提高采收率的主要作用机理差异显著。因此，需针对性建立各区块CO₂提高采收率技术应用指标，制定合理的技术适应性评价标准，加大力度攻关现场应用各环节的关键技术，并积极争取明确的国家财政支持。综合考虑技术发展前景与资源现实，建议在新疆准噶尔盆地吉木萨尔页岩油区块建立CO₂提高采收率技术先导示范区，建立完整的产业技术与政策支撑体系，推动CO₂提高采收率技术发展，保障我国能源安全，助力国家碳中和战略目标实现。

针对四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区开发过程中出现的套管变形问题，提出了地质工程一体化防控技术。在流体通道—断层激活模型的基础上，结合断层滑动力学条件和定量风险评估方法（QRA），对套管变形风险段进行预测；分析断层滑动和套管相互作用的规律，用“以柔克刚”的方法对套管变形进行预防；基于套管变形井微地震特征，压裂实时监测微地震信号，对套管变形进行预警；基于流体通道和压裂模型，可通过优化压裂施工 参数和多簇射孔+ 暂堵孔眼工艺对套管变形进行控制。综合起来，形成了钻前预测、压前预防、压裂预警和压裂控制的一体化套管变形防控策略，为解决页岩气开发套管变形问题提供了依据。

库车坳陷主体广泛分布古近系膏盐岩，最厚达4000m。盐层底部沉积模式多样，无统一综合对比性标志；同时由于南天山隆升产生垂向剪切与盆山挤压运动，膏盐层塑性复杂变形，导致盐底精确卡层困难。结合欠压实理论总结出盐间泥岩与盐底泥岩的区别，利用120余口井实钻资料，结合盐下沉积序列、底砂岩岩性序列、白垩系残余厚度等证据，刻画了研究区多盐湖的沉积格局，明确了盐下层序分区分带的沉积序列；利用岩屑、录井、电测资料，总结盐底岩性组合特征，分区建立盐底岩性组合图版；从岩性、矿物成分、元素、测井相及地震相响应特征等方面对比分析了盐底泥岩与盐间泥岩的差异，建立现场判断标准；根据盐下层序的沉积序列、钻测录井响应、元素地球化学差异，分区分带建立了定量化的盐底泥岩精准卡层的系列指标；地质工程一体化结合，应用微钻时、元素录井及工程导眼等技术，总结形成成熟配套的卡层方法和现场操作方案。盐底卡层技术保障了31口探井安全快速完井，为建成300×10⁸m³世界最大超深层天然气生产基地提供了坚实技术保障。

鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长７段页岩油储层主要为深湖相泥页岩和重力流砂体的交互沉积，储层的分布在垂向和横向上均复杂多变，单砂体厚度薄，同时又受到天然裂缝的影响。针对该区页岩油开发中存在的井位部署、高效钻井和科学压裂等技术难题，提出了一套地质工程一体化解决方案。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，钻井过程中既可以提高储层钻遇率, 同时又能够降低钻完井时间；结合地质力学模型和油藏数值模拟，为合理的压裂设计和施工提供保障；在返排和生产阶段，考虑地质、油藏、地质力学条件和压裂施工状况，进行针对性返排作业且制订科学生产制度，保证后期生产阶段具有较高的单井产量与井区的最终长期累计产量。

为解决超深裂缝性气藏增产难题，研究发展了以地质力学为枢纽的地质工程一体化增产关键技术体系，形成从井位优选—井型、井轨迹优化—改造方案精细设计的多维度超深储层增产工作流程。结果表明：超深储层具有高温高压高应力条件，裂缝发育且非均质性强，增产机理异于中—浅储层，激活天然裂缝是超深裂缝性气藏改造提产的关键；地质工程一体化增产技术能够实现更精准、更有效增产；通过地质工程一体化工作方式可以降低施工难度，避免常规压裂改造面临的风险。研究成果在库车克拉苏构造带应用150余口井，气井无阻流量提升3～5倍，实现了超深裂缝性砂岩气藏的高效开发，助力克拉苏建成150×10⁸m³产能的大气田。