中国页岩油中长期发展规划研究

中国页岩油中长期发展规划研究 国家能源局油气司 中国石化 二○一二年四月十九日 目    录 前  言    1 第一章  发展现状    2 一、国外页岩油发展现状    2 （一）美国页岩油发展历程及现状    2 （二）世界页岩油资源状况及发展态势    3 （三）国外页岩油勘探开发技术发展现状    4 （四）国外页岩油勘探开发经济分析    5 （五）国外页岩油发展经验和启示    5 二、国内页岩油勘探进展    6 第二章  中国页岩油发展基础与潜力    9 一、中国页岩油资源基础    9 （一）中国东部页岩油资源基础    9 （二）中国西部页岩油资源基础与发展潜力    10 （三）中国南方页岩油资源基础与发展潜力    10 （四）海域页岩油资源基础与发展潜力    11 二、国内页岩油勘探开发技术与装备水平    11 三、发展机遇与挑战    11 （一）发展机遇    11 （二）面临的挑战    14 第三章  中国页岩油中长期发展规划    15 一、中国页岩油发展思路与发展目标    15 二、“十二五”发展布局与发展重点    17 （一）中国页岩油规划部署    17 （二）勘探开发示范    19 三、“十三五”发展布局与发展重点    26 （一）中国页岩油规划部署    26 （二）勘探开发重点推进工程    28 四、中国页岩油2021-2030年发展展望    29 目    录 五、工程技术、装备配置    29 六、实验室建设、科技攻关    29 第四章  经济效益与环保评估    30 一、经济效益评价    30 二、环境影响评估    30 第五章  保障措施和政策建议    31 一、保障措施    31 二、政策建议    31 第六章  推进中国页岩油稳步发展的重大课题专项建议    32 前  言 页岩油定义：页岩油（shale oil）是指赋存于烃源岩层系的泥页岩及其它岩性夹层中，通过非常规勘探开发技术实现规模经济开采的石油资源。 能源安全影响到国家经济的发展和社会稳定，世界各国通过各种渠道解决自身的能源问题。油气资源是工业的血液, 是当今世界的主要能源，在国民经济中占非常重要的地位。随着中国经济自上世纪80年代以来的快速发展，对石油的需求也随之增长，中国自1993年起成为石油净进口国，统计显示，今年一季度，我国原油表观消费量为12036万吨，进口原油7060万吨，对外依存度为58.67%。在未来几年内，中国的石油消费预计还将不断增长。然而，经过多年的勘探，中国东部陆相油区常规油气的勘探开发已进入中后期，增产的难度越来越大，急需寻找新的资源接替阵地，页岩油就是最为现实的接替资源。 据张金川、刘洪林等的研究成果，我国页岩油总资源量476亿吨，页岩气26-30万亿方，可以认为，页岩油对中国石油工业持续稳定发展，乃至整个国民经济的发展有重要意义，是保证我国石油工业安全最为现实的地区之一。 作为一个新兴的非常规能源，页岩油资源的勘探开发需要大量技术、资金和人员投入。而中国页岩油资源的开发刚刚起步，经验匮乏，技术不成熟，这些因素制约着中国页岩油的发展，页岩油资源的规模开发还有很长的路要走。 在认真分析世界页岩油勘探开发的态势和我国现状的基础上，科学评价和分析我国页岩油资源潜力，进行页岩油探明储量趋势预测研究，明确发展定位，编制页岩油资源战略调查和勘探开发中长期发展规划，对实现我国页岩油勘探开发稳步发展具有重要意义。 第一章  发展现状 一、国外页岩油发展现状 （一）美国页岩油发展历程及现状 页岩气的研究主要是在北美诸多海相沉积盆地展开的。页岩气开采最早可追溯到1821年，美国第一口工业性天然气钻井在Chautauqua县的阿巴拉契亚盆地泥盆系页岩8m处产出裂缝气，就是页岩气井，当时由于产气量少而没有引起人们的重视，但却就此拉开了美国天然气工业发展的序幕。 20世纪70年代，美国能源开发总署（DOE）启动东部页岩气项目（EGSP），全面开展目的层地质、地球化学条件的定性和定量描述、经济评价、增产工艺和钻井、完井工程设计；20世纪80年代直到90年代早期，天然气技术协会（GTI）（原天然气研究协会GRI）组织力量对泥盆系和密西西比系页岩天然气潜力、取芯技术、套管井设计和提高采收率等关键问题进行深入探讨，逐步构建了以岩芯实验为基础、以测井定量解释为手段、以地震预测为方向、以储层改造为重点和以经济评价为主导的勘探开发体系。20世纪70年代末期，美国政府在《能源意外获利法》中规定非常规能源开发税收补贴政策，还专门设立了非常规油气资源研究基金。美国政府对页岩气开发的重视为页岩气发展提供了强劲的动力，有利的政策支持无疑大大降低了开发成本，刺激了页岩气的发展。 自上世纪90年代以来，在国内政策、技术进步等支持下，美国率先在全球勘探和开发页岩气等非常规能源。21世纪以来，美国在水压破裂和水平钻井技术方面的进步，解决了从页岩中开采油气的技术和成本挑战，美国页岩气开发逐渐形成规模。 美国页岩气藏主要产自上泥盆统页岩、密西西比系页岩以及白垩系页岩中。其中，Appalachain的Ohio页岩气在20世纪20年代开始开发，至1981年天然气年产量达28.3×108m3，Michigan的Antrim页岩气在20世纪80年代早期开始开发，在1999年共钻探6500口井，产量为56.7×108 m3，Fort Worth盆地的Bawrnett、Illinois的New Albany和San Juan的Lewis在20世纪80年代中期进行商业性开采。至2002、2004年，美国页岩气年产量分别占天然气总产量的3%和4%；Fort Worth盆地中部Barnett组页岩气技术可采储量由3.9×1010m3（USGS，1990）、8.4×1010m3（USGS，1996）、7.3×1011m3（USGS，2004）提高到1.1×1012m3。 目前，美国有页岩气井40000余口，页岩气年产量也从2000年的122亿立方米迅速提升到2011年的1800亿立方米，占美国天然气总产量的34%，平均年增长率达到45%，改变了美国的能源供应格局，提高了美国的油气自给率，推动美国逐步实现“能源独立”的梦想。 （二）世界页岩油资源状况及发展态势 继美国之后，加拿大也开始页岩气的区域勘查、摸底和试验。如选择西部沉积盆地（British Columbia东部和Alberta地区）上白垩统Wilrich组及其同时代地层、侏罗系Nordegg/Fernie组、三叠系Doig/Doig Phosphate/Montney组、Exshaw/Bakken组和泥盆系Ireton/Duvernay组开展页岩气勘探潜力评价，预测该区页岩气资源量为2.4×1013m3。加拿大非常规天然气协会认为西部（包括British Columbia北部Bowser盆地）Colorado页岩段、侏罗系及古生界页岩和东南部的泥盆系页岩具有开发的潜力，计算页岩气资源量为39.054×1012m3，可采资源量6.79×1012m3，高于其常规天然气的资源量（11.91×1012m3），加拿大对页岩气的开采始于2007年， 2009年在Horn River和Montney地区页岩气年产量72×107m3。 此外，欧洲的多个盆地正在开展页岩气勘查，其中瑞典的Alum页岩、波兰的Silurian页岩和奥地利的Mikulov页岩进展明显，经初步估算，西欧页岩气资源量约为28.3×1012m3，可采资源量为3.96×1012m3。 随着勘探进展，人们发现泥页岩油藏与气藏的发现并不是截然分开的，如美国第二大气田-Fort Worth盆地的Newark East气田，页岩气主要产自Barnett组页岩，而Barnett组页岩同时也产出大量的油，2007年底已经超过2.40亿桶，液态烃产量总体也快速增加，油气的产出随有机质成熟度的增加明显呈环带分布，在有机质镜质体反射率Ro为0.6%~0.9%的范围内，主要以产油为主，而在Ro>0.9%的范围内以产气为主。2010年，HESS公司对Maverick Sub盆地Eagle Ford页岩的勘探开发也证实，生产井中既产油，同时也产气，成明显的条带状分布。 页岩油的勘探开发已有130多年的历史，累计产量1亿多吨。其开发历史可分为两个时期：19世纪80年代～20世纪20年代，初期勘探开发；20世纪20年代～ 至今，中期勘探开发。 目前，美国是世界上开发页岩油最多的国家，代表性的沃斯堡盆地Barneet页岩，从1982年6月1日至2006年7月1日原油产量为623×104m3。另外，俄罗斯、加拿大、阿根廷、厄瓜多尔、英国、中国等国家都有对页岩油藏成功勘探开发的范例，据统计，世界非常规石油地质储量约1万多亿吨。 （三）国外页岩油勘探开发技术发展现状 全球对页岩气的开发并不普遍，仅美国和加拿大在这方面做了大量工作。其中，美国已进入页岩气开发的快速发展阶段，加拿大商业开采还处于起步阶段。美国页岩气开发有80多年的历史，参与的石油企业从2005年的23家发展到2007年的64家。2000年美国页岩气年产量为122亿立方米，而2007年，仅Newark East页岩气田的年产量就达217亿立方米，美国页岩气总产量接近500亿立方米，占美国天然气总量的8%以上。 过去20年间，Barnett页岩气藏开发经历了直井泡沫压裂、直井交联凝胶压裂、直井清水压裂、清水二次压裂和水平井压裂五个不同阶段。随着人们对页岩完井和开采技术的改进以及对页岩气藏了解的提高，还将会有更多的发展阶段。随着页岩气地质储量评估、钻井设计和完井技术等技术和工艺的进步，更具体地说，在过去两年中，钻井和增产措施取得了巨大的进步，页岩油的勘探开发迅速发展。 页岩气开采技术，主要有水平井+多段压裂技术、清水压裂技术和近期出现的最新压裂技术-同步压裂技术，这些先进的技术不断提高着页岩气井的产量。正是这些先进技术的成功应用，促进了美国页岩气开发的快速发展。 随着技术的进步，页岩气井压裂措施的费用也逐步降低。水平井是页岩气藏成功开发的另一关键因素。根据美国经验，水平井的日均产气量及最终产气量是垂直井的3-5倍，产气速率则提高10倍，而水平井的成本则不足垂直井的2-4倍。因此，水平井的推广应用加速了页岩气的开发进程。由于页岩气发育规模较大单口井的控制可采储量高（可达6千万方），采取措施后的单并日产量可达3万方加之页岩气井的产量，递减率低，容易实现30-50年的稳产时间，因此能实现相对的高产的经济价值。 美国页岩气藏的成功开发主要依赖于完井技术的进步，受到了压裂设计实验的推动。例如，压裂技术由泡沫压裂发展到凝胶压裂再到水力压裂，这一过程对Newark East气田的开发起到了重要作用。最初的水平井一般是单段或两段式压裂，目前已经增加至六段式或更多。开发20年，钻3000口垂直井后，钻井技术由垂直井转变为水平井。 美国页岩气生产历史给我们的启示是：页岩气作为一种非常规气藏它是客观存在的，其能否合理的开发利用，很大程度上取决于技术的进步，一方面评价技术的发展使人们更加了解页岩的储集特征，从而对于页岩气的地质储量的评估更客观，另一方面钻井技术的进步在开采页岩气的历史中起到了关键作用。针对页岩的储层特征采取压裂和钻井方式在该区获得良好的效果。 （四）国外页岩油勘探开发经济分析 重点对北美页岩油的资源、技术、经济上进行论述 （五）国外页岩油发展经验和启示 美国早在19世纪就已经开始在页岩带上钻井寻找天然气的努力，其第一口页岩气生产井钻于1821年，位于纽约州附近的弗雷德尼亚镇(Fredonia)附近的泥盆系页岩。但直到170多年后，随着水力压裂技术的应用，页岩气的产量才开始显著地增加。在1997年，Mitchell能源公司在巴涅特(Barnett)页岩带作业中首次使用清水压裂。清水压裂使巴涅特页岩最终采收率提高了20%以上，作业费用减少了65%。 进入21世纪，水平钻井和水力压裂技术开始成熟并得到推广应用，这使得包括页岩气在内的非常规天然气得到了更为迅速的发展，改变了美国国内常规天然气产量逐渐下降的趋势。 页岩气产量持续增加，也使美国2009年天然气总产量达到5858亿立方米(其中页岩气产量为930亿立方米)，首次超过俄罗斯的5277亿立方米成为世界第一大天然气生产国。 纵观美国页岩气开发的历史，其得到蓬勃发展的原因主要源自对三种风险的克服。 首先是地质风险。美国能源信息署(EIA)2012年数据显示，美国本土页岩气技术可采储量为13.7万亿立方米，这个数字相比于2011年估计的23.4万亿立方米下降不少，其主要的原因就是随着钻探活动的增加，美国对页岩气的认识更加清晰，剔除了一些现有技术还无法开采的储量。 但是，一些页岩气带的储量增长预期依旧乐观，比如2002年估算的马赛勒斯(Marcellus)页岩带所蕴含的天然气技术可采储量为566亿立方米，2011年8月美国地质调查局的数据表明，该页岩带的技术可采储量增加到2.4万亿立方米，在2012年的数据中，这个数字又增加了1.6万亿立方米。 其次是政策风险。非常规能源在开发初期往往离不开政策的扶持。如果仅依赖于市场的价格调节，页岩气等非常规气在开发初期很难获得盈利。1980年美国国会通过《原油意外获利法案》，其中第29条税收补贴条例对1979年到1993年期间钻探与2003年之前生产和销售的页岩气均实施税收减免，减免幅度为0.5美元/mmbtu(mmbtu：百万英热单位；以当前汇率计算，4美元/mmbtu约合1元/立方米)，而在1989年美国天然气定价基准亨利枢纽(HenryHub)价格仅为1.75美元/mmbtu。 补贴的存在使得开发者在本世纪初期依然保持了对页岩气开发的动力。而且，美国禁止天然气生产者拥有天然气管网资产，这样就避免了垂直垄断的出现，为页岩气顺利进入市场创造了条件。 第三是技术风险。技术进步决定了非常规气是否可以经济开采的基础。21世纪初，美国常规天然气产量开始出现下滑，减产幅度约为每年1.4%(尤其是2000至2005年期间墨西哥湾的产量下降)。而美国天然气的需求却不断扩大，伴随着石油价格在2000年后不断走高，天然气价格也不断突破历史高位。 此时，石油天然气巨头们减少了对北美本土上游天然气开发的投资，纷纷转向了国际LNG市场。但美国和加拿大的中小型天然气企业，由于缺乏进入国际市场的资本，则将注意力更多地转向运用新技术开采北美的非常规天然气。 尤其是2005年，在巴涅特页岩气开发过程的逐渐成熟，带动了新技术在新页岩气带生产中的直接应用，进一步降低了成本，提高了采收率。 一些开发商认为其生产成本每年降低20%~30%，而美国页岩气的生产从2005年到2010年增长了近7倍，从209亿立方米增长到1359亿立方米，占到了美国2010年天然气总产量的23%。 对地质、政策以及技术风险的克服是美国页岩气得到快速发展的关键，2000至2009年高涨的天然气价格，则成为了美国页岩气市场培育成熟的催化剂。当今，随着美国页岩气大量涌入市场，其天然气价格已经远远低于世界其他市场。这不仅改变了全球天然气市场的格局，也刺激了包括中国在内的一些能源消费国开始着手开发本国的页岩气资源。 二、国内页岩油勘探进展 （1）渤海湾盆地济阳坳陷 自2007年以来，胜利油田就开始关注页岩油领域，并于2008年开始一方面进行资料调研，另一方面对常规油气勘探中积累的资料整理、分析及预研究，2009年正式开始立项研究，开始以东营凹陷作为研究区进行相关的研究，研究认为，东营凹陷的页岩在有机质丰度、类型、矿物组成、孔隙度、温压环境和含油气性方面与北美页岩油商业开采区具有很好的可比性，但在有机质演化程度上相对较低，认为应该以页岩油勘探为主。 在东营凹陷研究的基础上，页岩油方面的研究工作在整个济阳坳陷立项展开，并于2010年在页岩发育较好、页岩中油气显示丰富的沾化凹陷渤南洼陷罗家地区进行系统取芯及分析测试工作，并组织各专业人员进行攻关，初步建立了陆相盆地页岩油评价方法体系，形成了岩相特征及评价、源岩特征及评价、储层特征及评价、含油性及评价和产能特征及评价等评价方法。另一方面，通过跟国外公司的交流与合作，选定合作区进行相关的共同研究，从八个方面对东营凹陷的页岩油勘探前景进行评估。 随着页岩油的发展，页岩油工作进入勘探部署阶段，页岩油资源的评估显得尤为重要，在中石化的统一组织下，济阳坳陷展开了首次页岩油资源评价工作，目前，相关工作正在进行中。 截止2011年底，济阳坳陷320余口探井在页岩中见油气显示，其中30余口井获工业油气流。各凹陷、多层系均见工业性油气流，以沾化、东营凹陷最多，产油为主，产气次之。最早于1973年，在东营中央隆起带钻探河54井，沙三下亚段2928-2964.4m泥页岩段中途测试，5mm油嘴放喷，日产油91.4t，日产气2740m3，是济阳坳陷第一口泥页岩工业油流井，也是迄今发现产能最高的井。沾化凹陷罗42、车镇凹陷的新郭3、东营凹陷的利深101等井也相继都在页岩段获得了高产油气流，其中获得页岩油的主要层系为沙三下和沙四上亚段。2011年对系统取心井罗69井进行了分析化验分析，在罗家地区开展了评价部署工作，部署了渤页平1、渤页平2、渤页3HF等3口专探井，其中完钻的渤页平1获良好油气显示。 按照“立足沾化、东营，兼顾车镇、惠民，分类评价认识”的部署思路，2012年在渤南地区开展跟踪评价，完善分类评价标准和不同类型的分布规律，落实一个资源接替新阵地；东营地区依据系统取心资料，针对沙三下、沙四上2套层系，分洼陷开展分类评价部署，落实勘探潜力。 济阳坳陷主要页岩油探井状况 盆地 地区 井号 层位 日产油量（t） 备注（井段m） 渤海湾盆地 沾化凹陷 义21 Es1 35 2676-2764.2 义30 Es1 5.2 2700-2772.4 义26 Es1 12.4 2739.2-2813 义18 Es1 62 2742.2-2757 桩396 Es1 0.2 3047-3069 义13 Es3-4 2.6 2979.6-2998 桩斜792 Es3 0.18 3496-3505.4 罗7 Es3 1.52 2881-3048 罗67 Es3 2.09 3287-3310 桩396 Es3 3.4 3281-3295 罗20 Es3 9.2 2869.8-2880 新义深9 Es3 38.5 3355.11-3435.29 罗19 Es3 43.5 2936-2962 罗42 Es3 79.9 2828.13-2861 义20 Es4 1.1 2890-2928.8 义20 Es4 22 2855.6-2928.8 垦27 Es4 1.75 2619-2642.2 垦27 Es4 2.1 2606-2615.2 渤页平1 Es3 2.81 3605-3628 渤页平1 Es3 7.8 3665-3703 义182 Es3 140 3442-3480 义13 Es4 2.6 3067-3079 车镇凹陷 车55 Es3 0.32 3195.22-3259.31 新郭3 Es3 35.6 2825.6-2837.6 郭7 Es3 8.98 2940.83-2998.35 大5 Es3 0.002 2226-2246 郭9 Es3 0.1 2910-2920 大93 Es3 6.32 2381-2401 大95 Es3 0.37 3280-3307 大2 Es3 1.3 2320-2340 大2 Es3 3.9 2354.6-2372 大92 Es3 1.3 2665.4-2693 大91 Es4 1.11 2870.4-2894.8 郭深7 Es4 0.28 3064-3107 大94 Es4 27.1 2353.2-2368 惠民凹陷 临86 Es3 0.002 3906-3938 夏102 Es3 0.002 3994.2-4010 夏39 Es3 0.97 3997.6-4106.8 夏941 Es3 6.67 3808.6-3878.98 东营凹陷 梁211 Es3 0.52 3165-3207 辛42 Es3 0.8 3300-3360 牛876 Es3 1.31 3500.5-3508.3 河132 Es3 3.84 3235.89-3307.66 樊41 Es3 4.49 3047.5-3066 樊120 Es3 5.14 3088-3111 河88 Es3 5.89 3203.6-3214.9 河54 Es3 91.3 2928-2964.4 梁7 Es4 0.02 2827-2880.1 纯87 Es4 0.08 2923.2-2934.4 梁211 Es4 0.18 3510.4-3524.2 永556 Es4 0.36 2886-2928 通39 Es4 0.48 2974-2981.8 樊120 Es4 1.21 3264.8-3287.4 滨172 Es4 3.18 3120-3163 利深101 Es4 4.29 4395.1-4448 樊119 Es4 9.61 3290.7-3302.1 史13 Es4 12.1 3046.4-3276.5 高7 Es4 14.4 3312~3325.8 樊119 Es4 15.9 3238.7-3253.1 王76 Es4 21.5 3262~3340 东风1 Es4 24 3104-3250 牛52 Es4 12.6 3141.95-3240.5 利758 Es3 5.81 3224.3-3250             第二章  中国页岩油发展基础与潜力 一、中国页岩油资源基础 （一）中国东部页岩油资源基础 （1）渤海湾盆地济阳坳陷 济阳坳陷烃源岩层系多、分布范围广、油气显示多，是近期页岩油主要的勘探阵地。济阳坳陷勘探面积约2.62×104km2，经历了多期构造演化，具有多期成盆、多凹共生的特征，发育有8个凸起、3个低凸起和4个凹陷，各凹陷内下第三系发育多套陆相沉积的泥页岩，具有形成页岩油的资源基础。 济阳坳陷古近系主要发育沙一段、沙三段和沙四上亚段三套泥页岩，其中沙四上亚段泥页岩是半咸-咸化湖相沉积，其富含有机质的烃源岩主要分布在东营凹陷和沾化凹陷，主要岩性为棕褐色、灰色-灰黑色页岩、灰质页岩、灰质泥岩，夹浅灰色泥灰岩；沙三段泥页岩是半咸-淡水湖相沉积，分布范围广泛，是济阳坳陷全区性的烃源岩主要岩性为灰色-灰黑色页岩、灰质页岩和灰质泥岩；沙一段也是一套半咸-咸化湖相沉积，分布范围广，但由于成熟度相对较低，有效烃源岩主要发育于沾化凹陷和车镇凹陷，岩性上部为泥岩夹油页岩，下部以油页岩为主。 济阳坳陷古近系沙河街组页岩具有很高的有机质丰度，有机碳含量一般在1.0～6.0%之间，有机质类型以Ⅰ型为主，演化程度分布范围较宽，镜质体反射率分布在0.3～2.0%之间，绝大部分分布在0.5～1.3%之间，处于生油窗范围之内。济阳坳陷古近系沙河街组泥页岩矿物组成中，碳酸岩含量较高，一般在20～70%之间，含有一定量的石英，粘土含量绝大多数小于50%，一般在20～40%之间，脆性矿物含量一般超过50%。济阳坳陷沙河街组泥页岩在进入生烃门限的深度以下普遍具有异常高压，压力系数最高超过1.8。 据三次资评资料，济阳坳陷古近系沙河街组泥页岩生烃量631.6×108t，排烃量为152.8×108t，残留烃量为478.8×108t，残留烃量为排烃量的三倍左右。沙四上亚段泥页岩生烃量380.6×108t，排烃量为43.8×108t，残留烃量为159.0×108t，其中东营凹陷生烃量155.2×108t，排烃量为31.7×108t，残留烃量为123.5×108t，占整个济阳坳陷的四分之三左右。沙三段段泥页岩生烃量202.8×108t，排烃量为97.0×108t，残留烃量为283.6×108t。沙一段段泥页岩生烃量48.0×108t，排烃量为12.0×108t，残留烃量为35.2×108t。 （内容要求：按盆地、凹陷、层系分别论述：勘探现状、页岩油形成富集地质条件、资源概况、资源分布特征。依据第三次资源评价的生烃量、排烃量，估算页岩油资源（地化）） 1.渤海湾盆地：济阳坳陷（中国石化胜利油田）、临清坳陷（中国石化中原油田）、黄骅坳陷（中国石油大港油田）细化到凹陷、辽河坳陷细化到凹陷（中国石油辽河油田）、冀中坳陷细化到凹陷（中国石油华北油田）。冀东（中国石油冀东油田） 2.松辽盆地：细化到凹陷（中国石油大庆油田、吉林油田，中国石化东北分公司） 3.东部其它盆地：南襄盆地（中国石化河南油田）：泌阳凹陷、南阳凹陷；苏北盆地（中国石化江苏油田）：盐城凹陷、高邮凹陷、金湖凹陷、海安凹陷（中国石化江苏油田）、溱潼凹陷（中国石化华东分公司）；江汉盆地（中国石化江汉油田）：潜江凹陷、江陵凹陷需要细化；二连盆地（中国石油华北油田、中国石化中原油田）：其它盆地、凹陷（中国石化勘探院）。 （二）中国西部页岩油资源基础与发展潜力 （内容要求同上） 1.鄂尔多斯盆地：（中国石油长庆油田、中国石化华北油气分公司、延长石油）。细化到二级构造带。 2.准噶尔盆地（中国石油新疆油田、中国石化胜利油田、河南油田）。细化到坳陷或凹陷。 3.塔里木盆地（中国石油塔里木分公司、中国石化西北油气分公司）细化到坳陷或凹陷。 4.吐哈盆地（中国石油吐哈油田）：细化到凹陷。 5.西部其它盆地（细化到坳陷或凹陷）：三塘湖盆地（中国石油吐哈油田）；柴达木盆地（中国石油青海油田）；焉耆盆地（中国石化河南油田）；酒泉盆地（中国石油玉门油田）；其它盆地（中国石化胜利油田）。  （三）中国南方页岩油资源基础与发展潜力 （内容要求同上） 1.四川盆地（中国石油西南油气分公司、中国石化勘探南方分公司、中国石化西南油气分公司）。细化到二级构造带 2.下扬子地区（中国石化华东分公司、中国石化江苏油田参与）。细化到区带 3、南方其它盆地：百色盆地（中国石化西南油气分公司）、北部湾盆地福山凹陷（中国石油南方分公司）；其它盆地、凹陷（中国石油南方分公司）。 （四）海域页岩油资源基础与发展潜力 （内容要求同上） 1.渤海湾（中国海油、中国石油、中国石化）：渤中坳陷（中海油） 2.南海（中国海油、中国石油、中国石化） 3.东海（中国海油、中国石化） 4.黄海（中国海油、中国石油、中国石化） 二、国内页岩油勘探开发技术与装备水平 三、发展机遇与挑战    （一）发展机遇 通过国内外页岩油发展关键条件对比，从以下四个方面论述： 1.资源条件对比 从北美地区进行商业开采页岩油产区的各项评价参数来看，沉积环境的稳定程度、总有机碳含量、热成熟度以及暗色页岩厚度是评价页岩油源岩特征的主要评价参数。 沙四上亚段沉积时期湖泊逐渐形成，但各次洼分割性较强，水体较浅，主要为滨浅湖沉积，形成了砂泥岩-碳酸盐含量较高的蒸发岩地层，暗色泥页岩主要分布在东营、沾化凹陷凹陷，岩性组合以灰褐色钙质纹层泥页岩为主，夹泥灰岩、白云岩，为咸水-半咸水湖相沉积，厚度一般在250～300m左右；车镇凹陷、惠民的临南洼陷暗色泥页岩厚度只有100m左右；而惠民凹陷的滋镇、阳信洼陷的烃源岩厚度最大，可达350～400m。 沙三下段沉积时期是强烈断陷期，在拉伸背景下基底快速沉降，形成了持续时间较长的深湖环境。沙三早期气候湿润，是湖域面积最大、水体最深时期，随着湖盆下降，湖水加深，湖生生物大量繁盛，浮游生物及底栖生物均发育，组成生物富集层与泥质互层的韵律层，形成了一套厚度较大的油页岩、钙质泥岩和灰色泥岩层，各次洼相互连通，形成了真正的湖盆。暗色泥页岩“南薄北厚”的特征十分明显，东营、惠民凹陷厚度通常在250m左右。而沾化、车镇凹陷厚度相对较大，其中车西、大王北、郭局子、四扣和渤南等洼陷烃源岩厚度均大于400～450m，五号桩和孤南、富林洼陷烃源岩厚度相对较薄，但也在300m以上。 沙一下亚段沉积时期，气候潮湿，基底再次下沉，湖水扩张又一次形成水域广阔、沉积环境稳定的咸化、半咸化环境的较深湖相沉积，由下到上分别由白云岩、泥质白云岩、油页岩、钙质泥岩和暗色泥岩组成。暗色泥页岩总体特征是北厚南薄、东厚西薄。其中，以车西、大王北、渤南和五号桩等洼陷最厚，暗色泥岩厚度均在400m以上；而东营凹陷、惠民凹陷则相对较薄，东营凹陷以利津、博兴洼陷厚度最大，厚度在250m左右；惠民的临南洼陷最薄，其暗色泥岩厚度只有150m左右。 济阳坳陷沙四上亚段泥页岩有机碳含量主体为1.5%-6%，最高10.24%，平面分布差异较大，其中东营凹陷有机碳含量最高；沙三下亚段泥页岩有机碳含量主体为2%-5%，最高16.7%，全区分布；沙三中亚段泥页岩有机碳含量主体主体为1.5%-3%，最高7.5%，全区分布；沙一段泥页岩主体为2%-7%，最高19.6%，全区分布，不同层系泥页岩有机碳含量均有次洼边部向中部地区逐渐变好。 烃源岩有机质类型的差异主要取决于原始生物的组合特征及后期的保存条件，是烃源岩质量的主要标志，也是烃源岩生烃潜力评价的另一重要依据。济阳坳陷沙四上、沙三下和沙一段有机质均以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，富含藻类化石，是类型很好的湖相烃源岩。 济阳坳陷烃源岩的演化可分为未成熟、成熟和过成熟几个阶段，其界限对应的镜质体反射率范围分别是小于0.5%、0.5～2.0%和大于2.0%，在成熟阶段有划分为低成熟、成熟和高成熟，对应的产物分别为正常油、轻质油和湿气。大量生油、生气的门限分别为Ro为0.5%和1.3%。济阳坳陷各套烃源岩由于在不同的地区其埋藏深度相差较大，因此演化程度范围较宽，沙一段主要处于低熟-成熟度阶段、而沙三段和沙四上亚段则主体成熟阶段，在洼陷深部位，沙四上亚段部分进入高成熟阶段。总体来看，其产物以油为主。 济阳坳陷三套泥页岩全岩矿物主要以碳酸盐为主，其次为粘土矿物和石英，普遍含有黄铁矿，碳酸盐含量均以方解石为主。沾化凹陷沙四上亚段泥页岩碳酸盐含量最高、其次为沙三下亚段，沙三下亚段和沙四上亚段泥页岩方解石含量平均值在50%以上，沙一段泥页岩中方解石含量略低，但平均值均在30%以上；沙四上、沙三下大部分样品中均含有一定量的白云石；三套泥页岩粘土矿物含量和石英均低于50%，沙三下亚段和沙四上亚段泥页岩均值均低于20%，低于沙一段。与沾化凹陷相比，东营凹陷泥页岩矿物含量变化范围大，总体以碳酸盐含量为主，略低于沾化凹陷沙三下亚段和沙四上亚段，但高于沙一段；粘土矿物含量略高于沾化凹陷，但石英含量高于沾化凹陷沙三下亚段和沙四上亚段，但低于沙一段。总体来看，各套页岩全岩矿物组成中均具有较高的脆性矿物含量（碳酸盐+石英+长石）。 济阳坳陷不同地区许多探井的沙一段、沙三下亚段、沙四上亚段三套页岩发育段的气测显示均表现为高异常，气测显示全烃含量多在10%以上，最高可达100%。 根据济阳坳陷古近系三套烃源岩的有机质丰度、类型和演化程度及分布规模看，在有机质丰度、类型及烃源岩的厚度上与北美地区商业开采的页岩油区的泥页岩具有很好的可比性，均具有丰度高、类型好及厚度大的特征，但在演化程度来看，明显低于北美的几套主要页岩，济阳坳陷的烃源岩大部分处于正常生油窗范围内。另一方面，济阳坳陷的古近系泥页岩为陆相地层，沉积年代较新，因此在页岩油的勘探中，应油气并重，重视页岩油的勘探。 2.自然环境对比 （1）渤海湾盆地济阳坳陷 济阳坳陷地处黄河入海口，渤海西岸滨海平原，地势平坦，为华北平原东部鲁北平原一部分，按地貌成因类型可划分为小清河以南冲积洪积平原和小清河以北海积冲积平原两部分。前者占研究区面积的6%后者占94%。海积冲积平原由古黄河三角洲、近代黄河三角洲、现代黄河三角洲平原组成。地势西南高东北低海拔100m地面自然坡降1/7000呈扇状向东北展开黄河构成该区地表、地下分水岭。按微地貌形态特征及成因划分为高地、坡地、低地、洼地、潮间带等类型。冲积洪积平原南高北低海拔2810m地面自然坡降1/10001/2000微地貌类型主要为缓平坡地、浅平洼地等。 类比项目 国外 国内（东部断陷湖盆） 地理条件 地表条件简单 地表条件复杂 水资源 每口页岩水平井钻井用水量1-1.5万立方   美国水资源丰富，人均水量12000m3左右 中国是一个干旱缺水严重的国家，2200 m3左右；华北地区是目前地下水超采最严重的地区之一，水位下降会导致海水入侵，导致地下水水质恶化。 环保 噪声、含有害化学物质的废水、废气相关技术和法律法规 缺水回流水的关键处理技术       3.工程技术水平对比 4.社会环境对比 （立法、财税、扶持等）。 （二）面临的挑战 （从资源、环境、技术、社会四个方面论述） 目前面临的问题主要是资源家底不清，缺乏核心技术。从国内外页岩气现状来看，页岩气勘探开发还存在许多问题亟待解决，包括机理分析与研究、实验测试与分析、有利选区与评价、含气特点与模拟、产能分析及预测、压裂技术与压裂液、精确导向与储层改造等。 页岩气开发是一个系统工程，每一项技术都很重要，除了大家熟知的水力压裂技术、水平钻井技术，还有选区评价技术、实验分析技术、微地震监测技术、测井解释技术、三位地震技术等等，这都很关键。 页岩天然气开采所使用的水压破裂技术需要消耗大量水资源，开发页岩气还容易造成环境污染。 第三章  中国页岩油中长期发展规划 一、中国页岩油发展思路与发展目标 1.发展思路 以科学发展观为统领，以坚持安全环保、低耗水发展为理念，以解放思想、开拓创新为动力，深化基础研究，注重先导试验，加强页岩油勘探开发与采油工程一体化攻关，突出配套集成和成果转化，充分发挥科技“推进器”作用，为油田长远发展提供强有力的支撑。 2.发展原则 立足长远、统筹规划，依靠科技、立足创新，注重基础、突出重点，增加储量、提高产能、注重环保。 3.发展目标 针对页岩油勘探开发领域面临的难题，按照“完善推广一批、攻关突破一批、研究准备一批”的创新思路，从基础研究、技术攻关、推广应用、战略储备等方面入手，创新形成先进适用、经济高效、具有胜利特色的页岩油勘探开发地质理论和工程配套技术系列，增强油田核心竞争力和可持续发展能力。 （“十二五”、“十三五”和2021-2030年三个阶段分述） 页岩油规划工作量及储产量表 凹陷 主要层系 十二五 十三五 2030 三维km2 钻井 储量 产能 产量 三维 钻井 储量 产能 产量 储量 产量 沾化 Es4s Es3x Es1 200 27       400 35           东营 Es3x Es4s 600 25       1000 55           车镇 Es3x 100 24       200 30           惠民 Es3x 100 24       200 30                                       济阳坳陷“十二五”页岩油规划工作量及储产量表 凹陷 年度 层系 三维（km2） 取心井 （口） 水平井 （口） 储量 （104t） 产能 （104t） 产量 （104t） 东营凹陷 2012 Es3x -Es4s   3（牛庄1口、利津1口、博兴1口）         Es3x   3（牛庄1口、利津2口）       Es4s   6（牛庄2口、利津1口、博兴3口）       2013 Es3x 400   6（牛庄3口、利津3口）       Es4s   4（利津1口、博兴3口）       2014 Es4s 200   3（牛庄1口、利津1口、博兴1口）       小计   600 3 22       沾化凹陷 2011 Es3x     3（渤南洼陷）       2012 Es1   1（渤南洼陷） 4（渤南3口、孤北1口）       Es1-Es3x 1（孤北洼陷）         Es3x   2（孤北洼陷）       Es4s 1（渤南洼陷） 3（渤南洼陷）       2013 Es1 200   2（渤南洼陷）       Es3x   6（渤南4口、孤北2口）       Es4s   2（渤南洼陷）       2014 Es3x     2（渤南洼陷）       小计   200 3 24       车镇凹陷 2012 Es3x   1（郭局子洼陷）         2013 Es3x 50 1（车西洼陷） 4（郭局子2口、大王北1口、车西1口）       2014 Es3x 50   8（郭局子3口、大王北3口、车西2口）       2015 Es3x     10（郭局子1口、大王北5口、车西4口）       小计   100 2 22       惠民凹陷 2012 Es3x   1（临南洼陷）         2013 Es3x 50 1（临南洼陷） 4（临南洼陷）       2014 Es3x 50   8（临南洼陷）       2015 Es3x     10（临南洼陷）       小计   100 2 22       合计   1000 10 90                         济阳坳陷“十三五”页岩油规划工作量及储产量表 凹陷 年度 层系 三维（km2） 取心井 （口） 水平井 （口） 储量 （104t） 产能 （104t） 产量 （104t） 东营凹陷 2016 Es3x 1000   5       Es4s   5       合计 1000   10       沾化凹陷 2016 Es1 400   3       Es3x   4       Es4s   3       小计   400   10       车镇凹陷 2016 Es3x 200   10       2017 Es3x   5       小计   200   15       惠民凹陷 2016 Es3x 200   9       2017 Es3x   6       小计   200   15       合计   1800   50                         二、“十二五”发展布局与发展重点 （一）中国页岩油规划部署 提出全国的部署思路、规划目标，区带或目标区具体部署-分产能建设区、产能评价区、勘探评价区三个层次部署，各层次按照东部、西部、南方、海域进行分述） 勘探评价阶段：通过直井或兼探井进行泥页岩层段的页岩油的形成富集条件及含油气性评价，寻找页岩油富集核心区。 产能评价阶段：通过水平井或水平井组（分段压裂）进行富集核心区页岩油产能评价和技术经济评价。 产能建设阶段：在产能评价基础上，编制开发，进行产能建设。 （内容包括：位置、地形、面积；勘探现状；目的层系埋深、厚度、TOC、Ro、矿物组成及物性、含油气性、资源规模等；规划部署：包括二维、三维、钻井数、探明储量、可采储量、产能及产量目标） 1.产能建设区 东部： ⑴渤海湾盆地古近系：沾化凹陷及东营凹陷（中国石化胜利油田）、黄骅坳陷歧口凹陷（中国石油大港油田）、辽河坳陷西部凹陷（中国石油辽河油田）。 ⑵松辽盆地白垩系：齐家-古龙凹陷（中国石油大庆油田） ⑶南襄盆地古近系：泌阳凹陷（中国石化河南油田） ⑷江汉盆地古近系：潜江凹陷（中国石化江汉油田） 西部： ⑸鄂尔多斯盆地三叠系：XX区带（中国石油长庆油田）、XX区带（延长石油）、镇泾区块（中国石化华北油气分公司） ⑹三塘湖盆地二叠系（中国石油吐哈油田） 南方： ⑺下扬子地区二叠系：黄桥地区（中国石化华东分公司） 2.产能评价区 东部： ⑴渤海湾盆地古近系：车镇凹陷及惠民凹陷（中国石化胜利油田）、黄骅坳陷岐南凹陷、昌黎-乐亭凹陷、板桥凹陷（中国石油大港油田）、辽河坳陷东部凹陷及大明屯凹陷（中国石油辽河油田）、东濮凹陷（中国石化中原油田）。 ⑵松辽盆地白垩系：三肇凹陷、XX凹陷（中国石油大庆油田、吉林油田）、梨树凹陷（中国石化东北分公司） ⑶南襄盆地古近系：南阳凹陷（中国石化河南油田） ⑷苏北盆地古近系：高邮凹陷、金湖凹陷（中国石化江苏油田）、溱潼凹陷（中国石化华东分公司） ⑸江汉盆地古近系：江陵凹陷（中国石化江汉油田） 西部： ⑹鄂尔多斯盆地三叠系：XX区带（中国石油长庆油田）、XX区带（延长石油）、富县区块（中国石化华北油气分公司） ⑺吐哈盆地侏罗系：台北凹陷（中国石油吐哈油田） ⑻准噶尔盆地：准东地区二叠系（中国石油新疆油田）；准南区块侏罗系（中国石化胜利油田） 南方： ⑼四川盆地中下侏罗统：元坝区块（中国石化西南油气分公司）；川中XX区带（中国石油西南油气田分公司） ⑽下扬子地区二叠系：句容地区（中国石化华东分公司） 海域： ⑾渤中坳陷古近系XX凹陷（中海油） 3.勘探评价区 东部： ⑴松辽盆地及其外围：其它凹陷（中国石油大庆油田、吉林油田、中国石化东北分公司） ⑵苏北盆地：盐城凹陷、海安凹陷（中国石化江苏油田） ⑶江汉盆地：其它凹陷（中国石化江汉油田负责） ⑷二连盆地：XX区带（中国石油华北油田、中国石化中原油田） 西部： ⑸准噶尔盆地其它凹陷（中国石油新疆油田、中国石化胜利油田） ⑹塔里木盆地库车坳陷（中国石油塔里木油田） ⑺柴达木盆地：XX区带（中国石油青海油田） ⑻吐哈盆地：托克逊凹陷、三堡凹陷（中国石油吐哈油田） ⑼酒泉盆地（中国石油玉门油田） ⑽焉耆盆地（中国石化河南油田） ⑾西部其它盆地（中国石油、中国石化） 南方： ⑿百色盆地（中国石化西南油气分公司） ⒀北部湾盆地福山凹陷（中国石油南方分公司） ⒁南方其它盆地（中国石化南方勘探分公司） （二）勘探开发示范工程 1.济阳坳陷东营凹陷页岩油勘探开发示范工程（中国石化胜利油田） 承担单位：中石化胜利油田分公司 （1）示范基地基本情况：东营凹陷位于渤海湾盆地东部，由利津、博兴、牛庄和民丰四个生油洼陷及北部陡坡带、中央隆起带和南部斜坡带等几个二级构造单元组成，勘探面积5700m2,发育有沙四上、沙三下两套优质源岩，有机质丰度高，厚度大，有机质类型以Ⅰ、Ⅱ型为主，有机质成熟度较高，矿物组成低粘土、高脆性矿物，储集物性好，地层压力高，具有良好的页岩油形成条件。目前，页岩段有118口井见到了油气显示，其中沙三下46口，沙四上72口，主要分布在利津、博兴、牛庄等三个洼陷。对23口井进行试油，10口井见工业油气流，9口井见低产油流，呈现出多“点”开花的局面，展示了东营凹陷具有页岩油良好的勘探潜力。 （2）目标与任务 ①示范工程的主要研究内容，要解决的主要技术难点和问题，技术方案和创新点： a. 示范工程的主要研究内容 实现“非常规大发展”的奋斗目标，“十二五”必须加大页岩油勘探开发地质理论和工程配套技术攻关。具体开展的攻关研究内容如下： ● 页岩油资源潜力评价； ● 页岩油地球物理技术研究； ● 页岩油开发关键技术研究； ● 页岩油长水平段水平井钻完井关键技术研究； ● 页岩油多级分段压裂改造技术研究； ● 有利区优选评价及现场实施。 b. 预期解决的重大难点和问题 ● 断陷盆地页岩油富集机理及含油量计算； ● 断陷盆地页岩油勘探开发技术配套； ● 有利区筛选原则及标准建立。 c. 实施技术方案 在东营凹陷高频层序地层格架建立的基础上，分层系进行页岩油富集关键要素定量评价，剖析其富集机理，开展有利页岩段地震预测、钻井、测录井、油层改造等配套技术攻关，经实践不断完善，最终建成页岩油勘探开发示范工程，形成相应的技术规范。详细内容如下： （ⅰ）页岩油资源潜力评价 ● 陆相断陷盆地泥页岩段高频层序地层学研究及其方法体系建立 综合运用岩心、薄片及分析化验资料，建立岩相演化序列，综合利用Fischer 、测井曲线频谱分析和小波分析等方法，进行单井高频层序识别与划分。运用等时对比原理与方法，建立目标层段高频层序地层对比格架。 ● 泥页岩岩相特征及分布研究 综合应用岩心、薄片、电镜及地球化学、测井等资料，以沉积岩石学为指导，对东营沙四段-沙三段的泥页岩进行岩相类型划分和识别（测井），明确不同泥页岩岩相展布规律，建立断陷湖盆泥页岩沉积模式。 ● 页岩有机地化特征研究 通过对页岩有机质丰度、类型及成熟度分析，明确高丰度成熟页岩的岩性特征及电性特征，建立页岩油源岩地化评价标准。 ● 页岩储集特征研究 综合利用岩心精描技术，通过薄片鉴定、电镜观察和阴极发光分析等测试手段，结合成像测井资料、录井含油性显示情况及试油、试采结果，研究泥页岩物性特征、储集空间类型、成因、结构、空间组合，剖析储集性能主控因素，落实储集空间发育规律，建立页岩油储集性能评价标准。 ● 页岩油赋存特征研究 建立页岩油含量的测试技术，通过不同演化阶段油气相态变化及含油气量分析，明确不同类型岩相页岩油赋存方式；并对研究区不同层位、不同沉积相带、不同构造位置、不同类型页岩中的页岩油赋存状态进行研究。 ● 页岩油品质分类评价 分析影响页岩油富集的因素，结合探井产能情况，确定泥、页岩油评价主要参数及其指标，建立研究区页岩含油品质评价方法。 ● 资源计算方法及潜力评价 在页岩体积及含油量分析的基础上，进行页岩油资源量计算，评价不同类型页岩形成页岩油的资源潜力，并对不同类型页岩的含油量进行分级评价，明确页岩油有利目标区。 （ⅱ）页岩油地球物理技术研究 ● 元素能谱测井方法研究与应用 通过地层元素测井原理研究，研制地层元素能谱测井仪器，用于储层粘土矿物含量和类型的确定、储集性评价、储层改造措施等方面。 ● 页岩裂缝发育带预测技术研究 综合运用物理模拟、数值模拟、地震正演模拟以及地震检测多种手段，对东营凹陷沙三下、砂四上段进行裂缝综合评价，落实有利的页岩裂缝发育区带。 ● 页岩脆性预测技术研究 通过对不同类型泥页岩岩石物理测试，分析泥页岩脆性储层参数与地震敏感参数的关系，建立泥页岩储层脆性的多参数识别量板。进而通过泥页岩脆性叠前非均质弹性参数反演研究，求取适合泥页岩脆性表征的泊松比、杨氏模量等弹性参数，实现泥页岩储层脆性预测。 ● 页岩油“甜点”综合评价研究 分析泥页岩油脆性区与构造、埋深、层序、岩相等的相关性及与成藏的关系，结合脆性检测等方法的应用研究，建立脆性与甜点的关系，对脆性发育区进行分类评价。 （ⅲ）页岩油开发关键技术研究 ● 页岩油关键参数实验技术及评价方法研究 通过完钻井地质、室内化验分析和开采特征分析，选取合适的评价参数（丰度、物性、含油率、脆性指数、地层压力、开发厚度、产能等），建立其实验方法。 ● 页岩油渗流机理研究 通过储层应力敏感性与非线性渗流协同效应物理实验、多级压裂水平井井筒及裂缝干扰规律物理实验、裂缝敏感性及缝内流态变化规律物理实验以及吸附物理实验研究，建立吸附模型、扩散渗流模型和解吸附渗流模型，进行页岩油非线性渗流规律研究和理论公式推导。 ● 页岩油数值模拟方法研究 在多重介质数学模型、非线性流动数学模型、吸附与扩散数学模型以及水平井耦合数学模型建立的基础上，研发自主知识产权的页岩油数值模拟软件，测试相关功能，开展典型区块矿场应用。 ● 页岩油试井方法研究 在页岩油试井解释模型、多级压裂水平井试井解释模型研究的基础上，结合参数敏感性分析结果，开展储层动态和裂缝特征参数分析方法研究。 （ⅳ）页岩油长水平段水平井钻完井关键技术研究 形成页岩油长水平段水平井钻完井关键技术，具备实施水平段长度1500m以上的页岩油水平井的钻井施工能力。 ● 页岩油长水平段水平井钻井工程设计技术研究 包括基于地应力的井眼轨道优化设计技术、页岩储层井壁失稳预测技术和钻井参数优化设计技术。 ● 页岩储层井壁稳定控制技术研究 包括页岩钻井井壁稳定模拟评价技术、岩微裂缝钻井液粒度优化控制技术、强封堵油基钻井液技术和油基钻屑无害化处理技术研究。 ● 页岩储层长水平段井眼轨迹控制技术研究 通过摩阻扭矩分析明确长水平段水平井摩阻扭矩分布规律，提出运用工程的配置方案，并研发轴向振荡工具等减摩降扭工具，降低井下摩阻扭矩；对目标区块试验采用的钻具力学性能进行分析，摸索与地层条件匹配的底部钻具组合和配套钻进参数，提高长水平段井眼轨迹控制效率；结合国内钻井技术装备条件，摸索页岩油丛式井开发的钻井工艺技术，制定相应的配套装备方案。 ● 陆相页岩油随钻测井解释及评价技术 包括陆相页岩油中的随钻测井前导模拟技术、随钻测井仪器在页岩油的测井响应研究和随钻测井解释及评价技术。 ● 页岩油完井关键技术 包括页岩油水平井套管串降阻下入技术、水平井固井高效驱油前置液技术、页岩油水平井固井水泥浆技术以及配套施工工艺技术。 （ⅴ）页岩油多级分段压裂改造技术研究 ● 储层可压性评价及裂缝起裂和延伸规律研究 通过岩石力学静态、动态实验，计算岩石力学参数，建立页岩油储层可压性评价方法；从页岩组成矿物的力学性质理论分析出发，选择不同地质条件、物性条件的岩石类型进行岩石力学性质测试系列实验，分析泥页岩可压性特征及脆-延转化规律，建立页岩油储层水力压裂裂缝起裂-扩展数学模型，优化压裂工艺参数。 ● 分段射孔联作技术 包括页岩油射孔方案、分段多簇射孔联作控制系统、分段射孔井口控制系统、分段射孔联作工艺和分段射孔联作安全配套系统研究。 ● 多级分段压裂优化设计技术研究 在水平井段分段级数、裂缝间距对产能影响关系分析的基础上，进行裂缝导流能力的优化和压裂工艺技术优化。 ● 压裂体系研发及综合性能评价 包括低摩阻滑溜水体系、速溶瓜胶压裂液体系的研发和压裂支撑剂体系的评价。 ● 多级分段压裂完井工艺研究 包括页岩油完井工艺技术、预制滑套完井工艺的研究和完井管柱、配套工具的研制。 ● 实时裂缝监测技术研究及应用 包括常用裂缝监测技术适应性评价及优选和实时裂缝监测技术、裂缝监测结果室内评价技术研究。 （ⅵ）有利区优选评价及现场实施 ● 有利区优选评价 从单井评价出发，依据地质研究认识以及地球物理预测结果，结合钻井、完井工艺，优选出试验区。 ● 开发规划方案和动态监测方案编制 根据前期地质成果及开发技术政策界限，编制有利区开发规划方案和动态监测方案。 d. 创新点 陆相断陷盆地页岩油示范基地建设国内外尚无先例，《济阳坳陷东营凹陷页岩油勘探开发示范工程》创新点主要表现在： ● 形成陆相断陷盆地页岩油资源潜力评价技术； ● 形成页岩油有利区地球物理预测技术； ● 形成页岩油渗流机理建模技术； ● 形成优快水平井钻井、优化完井技术； ● 形成长水平段多级压裂改造技术。 ②技术路线 在高频层序地层格架建立的基础上，综合运用钻井录井、测试、试采、测井等资料，系统分析研究区页岩油的岩相、源岩、储层、油气赋存特征，确定页岩油富集主控因素，进行含油性品质划分，剖析页岩油气富集机理；研发页岩油富集评价与目标优选软件；开展有利页岩层段地震预测、钻井、测录井、油层改造等配套技术攻关研究，并通过实践不断完善，最终建成页岩油勘探示范基地，形成相应的技术规范。技术路线如下： 技术路线图 （3）预期成果与考核指标 ① 预期成果 通过示范工程的研究，可预期获得以下成果： a.陆相断陷湖盆页岩油地质理论体系与评价方法 ● 陆相断陷盆地页岩油富集机理 ● 陆相断陷盆地页岩油富集程度评价方法体系 b.陆相断陷湖盆页岩油勘探开发配套技术系列 ● 裂缝发育带预测技术 ● 页岩脆性预测技术 ● 物性、含油性测试技术 ● 长水平段钻井技术 ● 多级分段压裂改造技术 c.陆相断陷湖盆页岩油地质评价与勘探开发技术规范 ● 陆相断陷湖盆页岩油地质评价价规范 ● 页岩储层地震－地质综合预测技术规范 ● 裂缝预测技术规范 ● 脆性预测技术规范 ● 长水平段钻井技术规范 ● 级分段压裂改造技术规范 ②考核指标 总体考核指标包括以下几个方面： a.形成以东营凹陷为代表的陆相断陷湖盆页岩油富集理论和页岩油富集程度评价方法体系； b.形成适用于陆相断陷湖盆页岩油的勘探开发配套技术系列； c.形成陆相断陷湖盆页岩油的勘探开发技术规范； d.示范工程实施期间，探明页岩油地质储量  万吨。 推广地区：在我国东部陆相断陷盆地推广应用。 2.辽河坳陷西部凹陷页岩油勘探开发示范工程（中国石油辽河油田） 3.黄骅坳陷歧口凹陷页岩油勘探开发示范工程（中国石油大港油田） 4.泌阳凹陷页岩油勘探开发示范工程（中国石化河南油田） 5.松辽盆地齐家-古龙凹陷页岩油勘探开发示范工程（中国石油大庆油田） 6.鄂尔多斯延安页岩油勘探开发示范工程（中国石油长庆油田） 7.鄂尔多斯镇泾石油探区页岩油勘探开发示范工程（中国石化） 8.鄂尔多斯延长石油探区页岩油勘探开发示范工程（延长石油） 9.准噶尔盆地准东页岩油勘探开发示范工程（中国石油新疆油田） 10.准噶尔盆地准中页岩油勘探开发示范工程（中国石化胜利油田） 11.江汉盆地潜江凹陷页岩油勘探开发示范工程（中国石化江汉油田） 12.海域页岩油勘探开发示范工程（中国海油） 三、“十三五”发展布局与发展重点 （一）中国页岩油规划部署 （提出全国的部署思路、规划目标，区带或目标区具体部署-分产能建设区、产能评价区两个层次部署，各层次按照东部、西部、南方、海域进行分述） （内容包括：位置、地形、面积；勘探现状；目的层系埋深、厚度、TOC、Ro、矿物组成及物性、含油气性、资源规模等；规划部署：包括二维、三维、钻井数、探明储量、可采储量、产能及产量目标） 1.产能建设区 东部： ⑴渤海湾盆地古近系：车镇凹陷及惠民凹陷（中国石化胜利油田）、黄骅坳陷岐南凹陷、昌黎-乐亭凹陷、板桥凹陷（中国石油大港油田）、辽河坳陷东部凹陷及大明屯凹陷（中国石油辽河油田）、东濮凹陷（中国石化中原油田）。 ⑵松辽盆地白垩系：三肇凹陷、XX凹陷（中国石油大庆油田）、梨树凹陷（中国石化东北分公司） ⑶南襄盆地古近系：南阳凹陷（中国石化河南油田负责） ⑷苏北盆地古近系：高邮凹陷、金湖凹陷（中国石化江苏油田）、溱潼凹陷（中国石化华东分公司） ⑸江汉盆地古近系：江陵凹陷（中国石化江汉油田） 西部： ⑹鄂尔多斯盆地三叠系：XX区带（中国石油长庆油田）、XX区带（延长石油）、富县区块（中国石化华北油气分公司） ⑺吐哈盆地侏罗系：台北凹陷（中国石油吐哈油田） ⑻准噶尔盆地：准东地区二叠系（中国石油新疆油田）；准中区块侏罗系（中国石化胜利油田） 南方： ⑼四川盆地下三叠统：元坝区块（中国石化勘探南方分公司负责）；川中XX区带（中国石油西南油气田分公司） ⑽下扬子地区二叠系：句容地区（中国石化华东分公司） 海域： ⑾渤中坳陷古近系XX凹陷（中海油） 2.产能评价区 东部： ⑴松辽盆地白垩系：其它凹陷（中国石油大庆油田、吉林油田）、其它凹陷（中国石化东北分公司） ⑵苏北盆地古近系：盐城凹陷、海安凹陷（中国石化江苏油田） ⑶江汉盆地古近系：其它凹陷（中国石化江汉油田） ⑷二连盆地白垩系：XX区带（中国石油华北油田、中国石化中原油田） 西部： ⑸柴达木盆地古近系：XX区带（中国石油青海油田） ⑹吐哈盆地侏罗系：托克逊凹陷、三堡凹陷（中国石油吐哈油田） ⑺酒泉盆地白垩系（中国石油玉门油田） ⑻焉耆盆地侏罗系（中国石化河南油田） 南方： ⑼四川盆地下侏罗统：其它地区（中国石化勘探南方分公司）、（中国石油西南油气田分公司） ⑽福山盆地古近系（中国石油南方分公司） （二）勘探开发重点推进工程 东部： 1.渤海湾盆地古近系页岩油勘探开发重点推进工程（中国石化） 利用东营凹陷示范工程区形成的断陷湖盆页岩油勘探理论和评价技术，对济阳其它凹陷及外围凹陷进行推广应用，优选有利目标适时进行钻探，力争实现胜利油田东部探区页岩油大规模突破。 主要研究内容： （1）“十二五”示范区主要成果推广的可行性分析 ①研究内容： ● 取得的主要成果； ● 问题差距； ● 成果推广的可行性分析。 ②预期目标：明确“十三五”济阳其它凹陷及外围凹陷页岩油勘探需攻关的主要方向。 （2）“十三五”发展思路和目标 ①研究内容： ● 发展思路； ● 发展目标。 ②预期目标：明确“十三五”济阳其它凹陷及外围凹陷页岩油规划思路及目标。 2.松辽盆地白垩系页岩油勘探开发重点推进工程（中国石油） 3.东部中小富油凹陷古近系页岩油勘探开发重点推进工程（中国石化） 西部： 4.鄂尔多斯三叠系页岩油勘探开发重点推进工程（中国石油、中国石化、延长石油） 5.准噶尔盆地及周缘二叠系页岩油勘探开发重点推进工程（中国石油） 6.西北侏罗系页岩油勘探开发重点推进工程（中国石化、中国石油） 南方： 7.四川盆地侏罗系页岩油勘探开发重点推进工程（中国石油、中国石化） 8.下扬子二叠系页岩油勘探勘探开发重点推进工程（中国石化） 海域： 9.渤海海域古近系页岩油勘探开发重点推进工程（中国海油） 四、中国页岩油2021-2030年发展展望 五、工程技术、装备配置 （针对钻完井技术（水平井等）、分段压裂技术、微地震监测技术、采油工程技术等，从引进、合作、研发等方面） 六、实验室建设、科技攻关 科技攻关：页岩油赋存方式及赋存机理、页岩油的可动用性、页岩油资源评价技术、有利目标优选评价方法、储层地球物理识别及评价技术、提高采收率技术、产能预测及井网优化技术、经济评价技术等 实验室建设： 基础地质实验室：泥页岩储集物性测试技术、超微（纳米级）孔隙结构分析及三维重建、泥页岩含油率测定、泥页岩矿物成分分布特征（微区成分分析）、页岩油可动性（可采性）模拟技术等； 工程实验室： 第四章  经济效益与环保评估 （由负责单位完成各自产能建设区的经济效益与环保评估；中国石化勘探院负责汇总，并进行整体经济效益与环保评估） 一、经济效益评价 二、环境影响评估 第五章  保障措施和政策建议 （由负责单位完成各自承担盆地或地区的保障措施和政策建议；中国石化勘探院负责汇总，并提出整体的保障措施和政策建议） 一、保障措施 从基础研究、技术攻关、组织管理、对外合作、国家政策等方面论述 二、政策建议 （政策建议要具体，要具有可操作性） 第六章  推进中国页岩油稳步发展的重大课题专项建议 （由负责单位完成各自承担盆地或地区需要设立的页岩油研究重大课题专项建议；中国石化勘探院负责汇总，并提出总体页岩油研究重大课题专项建议） （包括课题名称、意义作用、目的、研究内容、费用预算等。） 课题名称：胜利东部探区页岩油勘探开发关键技术 研究目的意义：济阳断陷盆地在多套泥页岩见到良好的油气显示，蕴含着丰富的油气资源。项目目标是通过剖析研究区陆相泥页岩沉积充填特征、页岩油形成条件、泥页岩物性与岩石力学性质，探索陆相断陷盆地页岩油勘探与开发的技术方法，为非常规油气资源勘探开发评价提供理论和技术储备。项目的实施对深化陆相断陷盆地页岩油研究、推动胜利油区非常规油气勘探开发、缓解胜利老区油气资源接替具有重要意义，为中国陆相油田的持续稳定发展做出更大贡献。 研究内容： （1）页岩油气资源潜力评价    （2）页岩油气地球物理技术研究    （3）页岩油气开发关键技术研究    （4）页岩油气长水平段水平井钻完井关键技术研究    （5）页岩油气多级分段压裂改造技术研究 （6）有利区优选评价及现场实施    费用预算：5000万元