通过对国内外页岩油分类现状的综合分析和中美页岩油勘探开发历程、储产量现状、水平井产量特征的对比，分析了中美页岩油地质条件、资源质量、可开采性、经济性及规模性差异，提出用“地名+页岩油”或“地名+地层单位+页岩油”定义我国陆相页岩油区带，在此基础上，进一步按两个层次划分，首先根据砂地比（源储比）或沉积相带划分为致密油型页岩油、过渡型页岩油、纯正型页岩油，然后针对纯正型页岩油，根据热成熟度或油品性质，划分中高熟、中低熟类型，或者轻质油区、稀油区、重油区、稠油区等。针对中高熟陆相页岩油，在2025年以前，应集中攻关中高熟高压区页岩油富集区/段评价，做好试采工作，攻关最佳开采技术，最大限度降低成本，提高单井初始产量和累计采出量，预计全国页岩油年产量达到(600～1000)×10⁴t；2025—2035年，进一步升级和优化技术，降低成本，全国页岩油年产量力争达到(1200～1500)×10⁴t，成为我国原油年产2×10⁸t的重要补充。针对中低熟页岩油，现阶段做好鄂尔多斯盆地长7₃亚段部署页岩油原位转化先导试验，力争2030年前后实现关键装备与核心技术国产化，进入规模商业开发阶段，年产原油能达到千万吨级规模。

为了深入剖析吉木萨尔凹陷二叠系含油气系统，对烃源岩、沉积物源体系、构造演化和源储时空匹配关系进行研究，认为吉木萨尔凹陷二叠系具备形成全油气系统的地质条件。平面上由凹陷中部向边缘依次发育页岩油、致密油、常规砂砾岩油藏3个带，纵向上围绕二叠系芦草沟组优质烃源岩自下而上发育致密油、页岩油、常规砂砾岩油藏，油气整体呈现“全油气系统”成藏特点。以该认识为指导，3种类型油藏勘探均取得突破，基本形成满凹含油、多层多类型油藏叠合有序共生态势。立足大平台、多套层系立体开发模式，最大限度实现效益动用的思路和技术在实践中逐渐成熟。解剖吉木萨尔凹陷二叠系全油气系统地质特征、成藏模式和勘探开发实践，对丰富全油气系统勘探理论，指导相似富油凹陷的勘探开发具有重大意义。

渤海湾盆地黄骅坳陷沧东凹陷孔二段页岩油规模效益开发面临中低成熟页岩油主力产层评价优选、纵向多甜点层立体开发动用、复杂断块2000m长水平段优快钻完井、纹层型页岩储层高效体积压裂改造和高凝—高含蜡页岩油高效举升等难题。沧东凹陷孔二段页岩油勘探开发经历研究探索、水平井突破、产能评价和先导试验4个阶段，仍有60%的已投产水平井单井EUR小于2.0×10⁴t，单井产量偏低成为制约湖相页岩油效益开发的瓶颈问题。通过综合分析沧东凹陷孔二段47口已投产井测井、录井、压裂参数和生产数据资料，针对复杂断块湖相页岩油效益甜点评价和箱体优选、井网部署、随钻导向、压裂改造和排采制度等方面进行了系统攻关，落实官东地区C1、C3和C5共3个效益开发甜点层，有利面积为42～53.3km²，估算Ⅰ类资源量1.54×108t。优选沧东凹陷5号平台孔二段C1③和C3⑧ 2个10m级甜点层开展页岩油效益开发先导试验，攻克复杂断块水基钻井液长水平段钻探难题，创新形成纹层型页岩油高效压裂技术，实现纹层型页岩储层渗透率提高、溶胀增能、混相降黏，5口试验井测试单井峰值产量39.6～122.3t，截至2023年6月22日已投产174～201天，累计产油3.34×10⁴t，预测首年累计产油6.5×10⁴t，平均单井EUR为4.11×10⁴t，建立了复杂断块湖相页岩油规模效益开发模式。

塔西南山前地区西天山冲断带乌恰构造带恰探1井在石炭系—二叠系碳酸盐岩获得重大突破，标志着塔西南山前地区发现一个重要的勘探接替层系。结合区域地质资料，根据野外露头、钻井、地震等研究，以及恰探1井、昆探1井等分析化验资料的综合分析，对塔西南山前地区石炭系—二叠系的成藏条件进行再认识。研究认为，塔西南山前地区晚石炭世—早二叠世发育宽缓的“马蹄形”台缘带，形成了呈带分布的高能滩有利沉积相带，区内二叠系棋盘组发育海湾潟湖相烃源岩，厚度最大达到500m，有机质类型为Ⅰ—Ⅱ型，有机质丰度高；受沉积相带和岩溶作用双重控制，在晚石炭世—早二叠世形成裂缝—孔洞型碳酸盐岩储层，与上覆二叠系棋盘组厚层泥岩构成有利生储盖组合，进而建立了“下生上储、断裂输导、近源成藏”的油气成藏新模式。综合分析认为，该地区石炭系—二叠系断背斜圈闭成排成带分布，具有近源成藏优势，评价优选出了叶探1井、阿北1JS井等多个有利勘探目标方向，具有良好的勘探前景，可成为规模天然气勘探发现的重要接替领域。

受陆相页岩多纹层类型、高密度纹层特征的影响，烃类源内差异微运移成为控制不同岩相页岩含油性及可动性的重要因素。以鄂尔多斯盆地10口系统取心井为对象，利用X-射线衍射、薄片观察、扫描电镜、氮气吸附、激光共聚焦、地球化学等分析测试手段，结合测井及试油资料，对三叠系延长组长7₃亚段页岩中烃类的微运移现象及微运移机理进行分析。研究发现页岩中富有机质纹层生成的原油普遍发生微米—毫米尺度的微运移，其中生烃增压提供了微运移动力；频繁发育的刚性纹层为微运移的烃类提供大量聚集空间；生烃增压缝—页理缝—微裂缝为微运移提供了通道；纹层矿物组成差异造成烃类分异。纹层的组合类型及差异微运移机理决定了长英质纹层页岩和凝灰质纹层页岩具有相对较好的含油性及可动性，是中—高成熟度页理型页岩油风险勘探的主要岩相类型。7口直井在长7₃亚段页岩中试油获10t/d以上的工业油流，证明长7₃亚段页岩段含油性好，水平井开发提产潜力大，有望成为鄂尔多斯盆地页岩油增储上产的接替领域。

全球页岩油技术可采资源量为2512×10⁸t，2021年页岩层系原油累计产量达3.9×10⁸t，已成为全球油气勘探开发的重要领域之一。根据地质条件和沉积特征，中国陆相页岩层系储层“甜点”分为夹层型、混积型与页岩型3类，其中夹层型、混积型已是国内外页岩油勘探开发主体。近期，页岩型页岩油也实现了勘探突破，但急需深化甜点评价，为实现效益开发提供依据。因此，文章尝试以北美二叠盆地海相石炭系Wolfcamp D段和松辽盆地古龙陆相白垩系青山口组两套页岩型页岩油地质特征对比为基础，探讨页岩型页岩油甜点评价关键指标，为中国陆相页岩型页岩油勘探开发提供借鉴。对比认为两套页岩岩性均以高黏土矿物、高石英的长英质页岩和黏土质页岩为主，具有地层超压、油质偏轻且脆性矿物含量较高的相近地质特征；但古龙页岩储集空间为与大量黏土矿物相关的有机质孔—页理缝复合的双重空间，连通性较Wolfcamp D段页岩好，有机碳丰度则略低于Wolfcamp D段页岩。Wolfcamp D页岩油地质甜点为有机碳丰度较高的黏土质泥页岩和硅质泥页岩，结合页岩压裂效果，工程甜点确定为富含生物硅的富有机质硅质泥页岩。同样，中国古龙陆相页岩油将滞留烃作为地质甜点评价依据，提出富有机质的黏土质页岩和长英质页岩均为地质甜点，而工程甜点则应聚焦富含硅质的长英质页岩。

近年来，四川盆地侏罗系湖相页岩油勘探取得了重大突破，展现出巨大勘探潜力。为了进一步支撑深化勘探，基于野外露头、测井、钻井取心和系统取样分析资料，开展了四川盆地侏罗系凉高山组不同岩性组合条件下页岩地球化学特征、岩石脆性、孔隙结构及含油气性等研究，明确了优势页岩岩性组合类型。结果表明：凉高山组页岩发育层段可细分为纯页岩组合、介壳型页岩组合、粉砂型页岩组合3类5种岩性组合；5种岩性组合中页岩均处于热成熟阶段，但有机质含量、类型、脆性矿物含量存在差异，纯页岩组合中页岩TOC平均值大于1%，有机质类型为Ⅱ₁型，脆性矿物含量大于52%；介壳型页岩组合中页岩有机质特征与纯页岩组合相似，但脆性矿物含量大于65%；粉砂型页岩组合中页岩TOC平均值小于1%，有机质类型为Ⅱ₂型，脆性矿物含量大于65%。不同组合储集空间主要为微裂缝及无机孔（孔径10～500nm），但粉砂型页岩组合喉道较宽，孔隙连通性优于纯页岩组合及介壳型页岩组合。纯页岩组合游离烃含量大于1mg/g，含油性好，纯页岩组合和粉砂型页岩组合部分OSI大于100mg/g，可动性较强。综合分析认为，纯页岩组合与粉砂型页岩组合为页岩油勘探有利岩性组合。粉砂型页岩组合因具有良好的可压裂性，可成为凉高山组页岩油下步勘探的主要甜点层段。

鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7₃亚段沉积期位于湖盆东部沉积中心，蕴藏着丰富的页岩油资源，具有较好的勘探前景，但对于页岩油储层特征研究较少，缺乏储集特征和含油性研究，制约了页岩油勘探部署实践。以富县地区长7₃亚段为研究对象，利用岩心观察、全岩矿物X-射线衍射分析、氯仿抽提、核磁共振、有机碳及孔隙度测试等多种手段，从岩石矿物学特征、储集空间、孔隙结构、含油气性等方面开展分析，明确了长7₃亚段发育泥页岩类、粉—细砂岩类、凝灰岩类三大岩石类型，泥页岩类根据纹层发育程度又可细分为4种岩石类型。泥页岩段矿物组成主要为石英、长石、碳酸盐矿物和黏土矿物，还有少量的黄铁矿。储层主要发育粒间孔、粒内孔、有机质孔及微裂缝4种储集空间类型。粉—细砂岩中、大孔比较发育，核磁共振T₂谱以多峰型和左偏单峰型为主；黑色页岩微孔相对较发育，大孔相对较少，核磁共振T₂谱以多峰型、右偏单峰型为主。含油气性好、油饱和度指数高的粉—细砂岩是长7₃亚段最优的页岩油储层，其次是纹层状泥页岩。综合分析认为，粉—细砂岩类和泥页岩类目标均具备一定的勘探潜力，也是未来增储上产的潜在领域。

鄂尔多斯盆地庆城油田华H100平台密集布井31口水平井，选取该平台因钻遇非储层即出层而导致低钻遇率的4口水平井，首次开展穿层压裂现场试验，同时应用示踪剂分段产能测试技术，研究穿透泥岩沟通相邻砂岩潜力储层的工程可行性，以及压裂后裂缝形成渗流通道的有效性，并对穿层压裂段是否有产量贡献进行确定性评价。试验结果表明：非储层段中水平井井眼轨迹与砂岩储层距离小于3m、泥质含量小于40%即可开展穿层压裂；试验14段、成功12段，成功率为85.7%，证实穿层压裂具有可行性。根据示踪剂监测解释结果，穿层压裂段有持续的返排产水，表明焖井之后支撑形成了有效渗流通道；各穿层压裂段不同程度的产油量也表明穿层压裂缝沟通了砂岩储层，具有确定的产能贡献。与同平台钻遇率大于80%的4口邻井对比，穿层压裂井累计产油量处于中等偏上水平。华H100平台穿层压裂试验的成功，从工程实践角度证明了穿层压裂是低钻遇率水平井提高单井产量的有效手段。

柴达木盆地英雄岭下干柴沟组页岩层系灰云岩、泥页岩发育良好，灰云坪有利储层与优质烃源岩叠置互层分布，页岩油资源勘探开发潜力巨大，但具有高应力、高应力差、高频沉积旋回、纵向层理发育、强非均质性等储层改造难点，亟须建立适用性强的高效压裂技术体系，支撑效益勘探与高效开发。通过开展地质力学实验，明确了页岩破裂与裂缝延伸规律，制定了“控近扩远”的改造思路；发展了一维地质力学与可压裂性新算法，建立三维精细地质力学模型；采用模型模拟优化与数据驱动优化相结合的方式，形成了直井缝网压裂参数模板；对标国内陆相页岩油体积压裂主流做法与关键参数，在段簇设置、压裂参数优化等方面践行地质工程一体化理念，实现了以“加密切割、极限限流射孔、大排量、大规模、滑溜水高强度连续加砂、逆复合控近扩远、高石英砂占比”为核心的体积压裂技术的升级换代。实施直井压裂37井次，日产油2.1～44.9m³，获工业油流占比达97.2%；水平井压裂6井次，最高日产油113.5m³，在下干柴沟组上段落实页岩油地质储量5×10⁸t。

2021年柴达木盆地英雄岭CP1井页岩油取得高产突破，但仍需明确初步识别出的两类甜点纹层状灰云质页岩和层状灰云质页岩哪类为优势甜点岩相。从有机质丰度、物性、含油性、压裂后裂缝复杂程度、示踪剂、生产动态等地质、工程多角度对英雄岭页岩油地质、工程甜点岩相进行了系统分析。研究结果表明：（1）英雄岭页岩油地质甜点应选取碳酸盐含量、含油饱和度、TOC等指标表征；工程甜点选择可压裂性指数为关键参数。（2）相较层状灰云质页岩，纹层状灰云质页岩在含油饱和度、水平渗透率、压裂后裂缝复杂程度、渗吸能力、油相流动能力、见油速度等方面均更具优势。（3）纹层状灰云质页岩是英雄岭页岩油地质、工程双甜点。（4）在下干柴沟组上段Ⅳ油组11层（E₃²-Ⅳ-11）勘探开发实践过程中，建议选择3小层（E₃²-Ⅳ-11-3）为目标靶点。

鄂尔多斯盆地XAB油田位于陕西省定边县境内，主要目的层为上三叠统延长组长7段，长7页岩油藏储层致密，且广泛发育高角度天然裂缝。该页岩油藏自2011年以来采用水平井滚动建产和开发，存在采出程度低和采油速度低的问题。近年来，为探索页岩油高效开发方式，在水平井开发区开展井间加密调整试验，取得较好的增油效果。根据前期加密调整试验认识，在充分考虑研究区天然裂缝特征的基础上，建立“基质—裂缝”双重介质数值模型，对不同生产年限的水平井开发区开展加密调整参数优化研究，研究的主要参数为加密时机、布缝方式、水平井井距和水力裂缝半长。共设计76套加密调整方案，模拟计算评价期内各方案累计产油量，利用财务现金流方法，计算不同方案的财务净现值率并排序优选出具有经济效益的方案。研究结果表明：（1）随着水平井区生产年限的延长，在水平井井间进行加密的效果会减弱。（2）水平井交错布缝方式要优于对称布缝方式。（3）不同加密时机条件下，最优加密调整参数也不相同：加密时机为2～10年时，最优加密井距为260m，最优水力裂缝半长为140～180m。以此为依据，对XAB油田长7页岩油藏水平井开发区开展水平井加密调整设计，加密调整后，采收率和净现值率预计分别提升1.05%和0.013，在有效改善页岩油开发效果的同时获得了良好经济效益。