新世纪以来，美国“页岩革命”极大程度释放了其油气供给潜力，能源独立战略已基本实现。2018年全球能源格局发生了深刻变革，美国已成为全球最大的油气生产国和重要的出口国，在国际油气市场的主导权显著增强。与之相对应的是中国油气对外依存度的快速攀升，2017年中国成为世界最大原油进口国，2018年全年原油进口量达4.62×10⁸t，原油对外依存度升至70%。随着中美进入大国战略博弈新阶段，油气贸易已成为两国博弈的重要筹码，中国油气安全供应不确定性显著增加。因此，构建开放条件下的石油安全保障体系，提升国际石油市场话语权，成为当务之急。

页岩油资源丰富、利用广泛，是重要的战略性接替资源。一方面中国页岩油资源丰富。国际能源署（IEA）评价结果显示，中国页岩油可采资源量达43.52×10⁸t，位居世界第三。另一方面中国页岩油开发潜力很大。国外一些主要资源国，页岩油的开发利用已经积累了成功的经验。以美国为例，美国开发利用页岩油已有50多年的历史，2018年页岩油产量超过3.3×10⁸t，占美国原油产量的59%。2010年以来，中国在鄂尔多斯、渤海湾、准噶尔、松辽等盆地取得了突破，如果技术成熟，在中—高成熟度页岩油的部署得以实现、原位转化先导实验最终证实经济与技术上具备可行性，中国页岩油的产量将快速增长，有望迎来“页岩革命”^[1-2]。

大力开发页岩油，实现中国“页岩革命”，可大幅提升中国石油的增储上产能力，对保障开放条件下的国家能源安全至关重要。针对页岩油上游产业发展中存在的诸多问题，中国有必要借鉴美国“页岩革命”的成功经验，推动勘探质量变革、开采效率变革、体制机制变革“三个变革”，促进中国页岩油上游产业高质量发展。

中国陆相页岩油资源丰富，2014年全国油气资源评价的页岩油技术可采资源量达203×10⁸t，是中国石油重要的战略性接替资源。中国在陆相页岩油勘探和技术领域取得了重要进展，然而从总体上来说仍处于探索阶段^[3-11]。

中国在鄂尔多斯、准噶尔、渤海湾、松辽等盆地加大了页岩油勘探力度，取得了重要进展（表 1）。

表 1

表 1 主要盆地页岩油勘探进展 Table 1 Progress of shale oil exploration in main basins 主要盆地 勘探进展 鄂尔多斯盆地长7段 三级储量9.2×108t，总资源量约为135×108t，建成产能137.8×104t；针对性地开展了页岩油直井混合水体积压裂改造试验，完试油井29口，获工业油流井13口，宁148井获24.23t/d的高产油流 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷 有利区面积为1000km2，井控资源量为11.12×108t，已探明储量2546×104t；“十三五”后3年计划新建产能95×104t；2018年，新投产水平井7口，其中JHW035井日产油116.8t，JHW036井日产油75.6t，其余井初产均达到设计产能25t/d的要求 渤海湾盆地济阳坳陷 有利区面积为1105km2，资源量为40.45×108t。800余口探井见油气显示，其中35口井获工业油气流 松辽盆地北部大庆油田区域青山口组 落实资源量12.7×108t，控制储量2.57×108t，预测储量2.51×108t，建成产能15.6×104t，累计产油31×104t。28口水平井，压裂试油22口，单井累计产油1×104t以上的11口 江汉盆地潜江凹陷 有利区面积为98km2，预测储量4169×104t。主力层潜34-10韵律层试油获工业油流井50口 注：根据相关资料整理。

表 1 主要盆地页岩油勘探进展 Table 1 Progress of shale oil exploration in main basins

中国在甜点评价预测、水平井钻井、压裂和水平井井网优化技术4个方面已取得重大突破：初步形成了“双甜点”地球物理预测技术，有利于把握“甜点”区的控制因素和分布规律，提高了勘探质量；自主研制并初步形成了长水平井钻完井工具、工艺及配套技术，降低了钻井成本，“一趟钻”钻井配套技术大幅度缩短钻井周期；形成了体积压裂技术系列；初步实现工厂化钻井作业模式，大幅降低钻井综合成本，实现页岩油效益开发。吉林油田在乾安地区布局建设84口井的开采平台，通过“工厂化”钻井模式，钻井费用降低40%~55%。对中—低成熟度页岩油，正积极推进页岩油原位改质技术攻关与先导试验，技术的突破有望提升中—低成熟度页岩油开发效率。

主要石油公司对中国页岩油的战略地位认识不足，对勘探工作投入过少，尚未开展全国范围的页岩油资源评价和全面系统的研究工作，再加上中国陆相页岩油形成的地质条件差异大，油藏特征复杂，导致对页岩油资源规模、“甜点”构成要素远未达成共识，页岩油形成机理、富集规律、资源分布特征等理论体系有待建立，页岩油高品位资源储量尚未大规模发现；页岩油基本概念和分类方法不统一，缺乏规范统一的页岩油表征方法。

2010年以来，主要石油公司开展了页岩油的开发探索，在准噶尔、鄂尔多斯、渤海湾、松辽、江汉等多个盆地虽然突破了“出油关”，但尚未实现高效开发。一方面，中国富有机质页岩以陆相的湖泊沉积为主，盆地形成相对较晚，热演化程度不高，页岩油油质较重、黏度较高、流动能力较差，页岩地层呈现黏土矿物含量高、脆性较差及地层能量不足等特点，对页岩油的开采技术要求较高；另一方面，中国针对页岩油开发的钻井工程、钻完井技术、开采工艺、旋转导向、“井工厂”等方面技术的研发尚处于起步阶段，与国际先进水平相比仍存在很大的差距，亟待加强技术和装备攻关。

缺乏页岩油矿业权退出、转让机制，退出时间和比例不明确，造成“占而不勘、占而不采”现象突出。外国资本和社会资金利用不充分，缺乏相关政策支持多种资金进入页岩油勘探开发领域。安全、环保等政策针对性不强，在页岩油勘探开发领域出现层层加码问题。从财政政策看，资源权益金制度亟待研究制定；“十四五”期间对页岩油的补贴政策尚不明晰；缺乏关于页岩油勘查、开采技术及装备研发的专项鼓励政策、专项补贴政策。从税收政策看，资源税减免政策有待完善；企业增值税适用税率较高，有待进一步调低；对页岩油勘查、开采或利用企业的企业所得税优惠有待实现全产业链覆盖。从金融政策看，绿色信贷等方面政策有待在页岩油领域推广。

美国是世界上最早实现页岩油商业开发的国家，也是目前页岩油产量最大的国家。2010年页岩油产量占美国原油产量的21%，2018年美国页岩油产量超过3.3×10⁸t，占美国原油产量的59%。美国页岩油的成功开发不仅大幅度提高了美国原油的生产能力，也对国际石油市场秩序产生了重大影响^[12-13]。

美国页岩油产量主要来自二叠盆地、巴肯和伊格尔福特三大页岩油区。据EIA预测（2019），美国页岩油产量近80%产自这三大区。美国页岩油产量将继续保持稳步增长态势，即使在基准情形下，未来10年页岩油产量将增长500×10⁴bbl/d，2018—2040年美国页岩油产量将占累计原油总产量的60%左右（图 1）。

图 1

图 1 3种情景下美国原油产量增长预测[14] Fig. 1 Forecast of crude oil production growth in the US under three scenarios

（1）全面的资源评价及页岩油区分类“甜点”评价是推动页岩油高质量发展的重要基础。

美国高度重视资源评价工作，建立了基于多尺度地层精细综合表征的储层评级分类标准；对“甜点”构成要素进行深入的理论和实验研究，明确高地层压力、中—高成熟度、夹层/裂缝型页岩油地层是现阶段最具现实意义的开发对象；美国页岩油产区初始产量按开采品位分为5级，大致按每305m水平段分别进行划分，第一级区域盈亏平衡油价最低至32美元/bbl左右，第五级区域盈亏平衡油价却高达75~84美元/bbl。地质条件优劣是低成本最主要的决定因素之一，在低油价水平下开发活动主要集中在第一级区域；随着油价水平的上升，其他区域将陆续具备开采经济性，很好地平衡了低油价风险和高油价收益^[15]。

（2）技术进步是开采效率提升和降本增效的关键驱动力。

依托大数据、人工智能分析的开采区块优选评价技术，有效提高了优质高产井位部署效率。水平井钻井作业中的智能化钻井参数配置优化技术，大幅提升了钻井效率；水平井多段压裂技术的提升，使得单位面积上可动用储量大幅度增加，单位成本下降明显；水平井体积改造技术和“平台式作业模式”实现了页岩油的规模效益开发，降本增效成果显著。美国主要页岩区带的钻完井效率和生产效率持续提高，钻井效率提高约50%，水平段效率提高100%，目前单台钻机页岩油日产量是2014年油价下跌前的3倍左右。2010年前后，美国页岩油综合开采成本在80美元/bbl以上，而2018年已降至35~55美元/bbl^[16-17]。

（3）完善的市场机制和扶持政策体系是推动页岩油高质量发展的重要保障。

美国灵活的市场机制和完善的政府监管机制为页岩油快速发展创造了有利的市场条件。非常规油气资源的开发市场是开放的，准入门槛较低，充分发挥市场自由竞争机制，形成了大中小企业并存发展的市场竞争格局。价格方面解除价格管制，直接进行财政补贴，2005年《能源政策法案》规定，2006—2010年持续5年对非常规油气井给予每吨油当量22.05美元补贴。同时还设立了非常规油气资源研究基金，用于关键技术攻关和基础研究，推动技术创新。从20世纪80年代开始，美国先后投入60多亿美元，其中用于研究的费用约为20亿美元。

在强化理论研究的基础上全面摸清家底，利用3~5年时间组织专门队伍完成全国页岩油资源评价工作，明确重点勘探开发区域，为推动中国“页岩革命”和编制总体开发规划奠定坚实基础；抓紧制定储层分类标准，利用储层数字岩石技术、有机地球化学技术等储层综合表征方法，对全国主要盆地页岩储层开展综合评价；加快形成行业标准和技术规范体系，充分考虑页岩岩相、热成熟度和页岩油可流动性，深入开展页岩油地质实验技术比对，建立页岩油资源分类快速评价方法体系^[18]。

2019—2022年，重点突破陆相页岩油“甜点”预测技术和水平井多分段压裂技术，有效提升中—高成熟度、高压区页岩油资源的开采效率；2025年前，重点突破陆相页岩油水平井增能驱油压裂技术，大幅提升中国普遍存在的常压低压、中—高成熟度页岩油资源开采效率；2030年前，重点突破陆相页岩油储层高效原位改质开采技术，大幅提高页岩油开采日产量；2035年前，实现页岩油大规模商业化开发，持续提升中—低成熟度页岩油资源的开采效率。加快成果转化，将提高采收率的基础研究和关键技术列入国家重大基础研究项目和国家自然科学基金重点研究项目，并持续支持页岩油勘探开发列入油气科技重大专项，将“甜点”预测技术、储层高效原位改质开采技术列入颠覆性技术计划。

一是从全面放开非常规石油矿业权市场准入等多个方面，着力推动非常规石油勘探开发领域市场化改革。加快形成勘探开发有序进入、充分竞争的市场机制，支持地方国有企业和民营企业等多种所有制市场主体进入页岩油勘探开发领域，以招标方式市场化出让矿业权，研究制定探矿权和采矿权合二为一等矿业权出让的具体管理办法；强化矿业权退出，有效解决“占而不勘、占而不采”问题；建立矿业权二级流转市场，推动油田服务业务市场化改革，通过重组、上市、混合所有制等方式，在3~5年内有序剥离主要石油公司的油田服务板块；尽快建立统一、开放、共享的勘查开采资料（数据）中心。

二是建立政策支持体系，充分发挥财政、税收和金融政策的激励作用。①出台财政激励政策。从改革国家石油天然气资源权益金制度着力，建立鼓励勘查、开采页岩油的财政政策体系和资产产权制度。免收矿业权出让金；免收石油特别收益金；参照页岩气、煤层气的补贴政策，给予页岩油生产企业500元/t左右的财政补贴；制定页岩油勘查、开采技术及装备研发和“数字油田”的专项鼓励政策、专项补贴政策。②制定税收扶持政策。参照小规模纳税人“六税两费”减免50%，加大“减费降税”政策力度，支持民营企业和外资企业参与页岩油勘查开采。免征页岩油资源税；研究降低页岩油勘查开采企业增值税适用税率；对页岩油勘查、开采、利用、生产性服务业企业进口所需的机器、设备等货物予以免税；对页岩油勘查、开采或利用企业，给予“五免五减半”的企业所得税优惠，实现全产业链覆盖。③加强金融政策支持。从贷款支持等金融政策着手，加大金融政策支持力度，促进页岩油勘查、开采、利用和科技创新。给予页岩油勘查、开采企业无息或贴息贷款支持；支持页岩油项目发行企业债券、项目收益债券、专项债券或集合债券用于勘查开采；鼓励页岩油勘查、开采、利用、生产性服务业的高科技企业在科创板优先上市。

在全球能源格局深刻变革和中美大国博弈的背景下，应充分重视国际石油秩序重构给中国能源安全带来的不确定性。目前，中国页岩油上游产业刚刚处于起步阶段，在甜点评价预测、水平井钻井、压裂和水平井井网优化技术等方面取得了阶段性突破，为中国页岩油资源勘探开发利用奠定了良好的技术基础。应当注意的是中国在勘探质量、开采效率和政策保障体系方面仍然存在明显短板，应结合国内发展实际，借鉴美国“页岩革命”取得的成功经验，加快推进资源评价，科学合理划分页岩油区块，利用先进技术实现页岩油勘探开发降本增效。体制机制方面，应全面放开非常规石油矿业权市场准入，建立鼓励勘查、开采页岩油的财税政策体系和资产产权制度，免征和适当降低有关税费，加快扶持培育页岩油勘探开发市场主体，加大金融政策支持力度，促进页岩油勘查、开采、利用和科技创新。在未来一段时间，集中力量推动页岩油全产业链升级，实现页岩油上游产业高质量发展。