0 引言

近3年来，中国原油年产量不足2×10⁸t，对外依存度超过70%，为保障国家能源安全，党中央作出了大力提升国内油气勘探开发力度的重要指示。中国石油天然气集团有限公司(以下简称集团公司)积极落实重要指示精神，加大新区勘探力度，把页岩油列为四大勘探领域方向之一^[1]，把大港油田和新疆油田列为页岩油勘探开发示范工程。中国页岩油主要分布于渤海湾、松辽、鄂尔多斯、准噶尔等大型沉积盆地以及许多“小而肥”的中小型盆地^[2-3]，以陆相页岩油为主，资源丰富，可采资源量为44.8×10⁸t，是增储上产的重要接替战场。大港油田沧东凹陷孔二段页岩油资源规模大，初步计算资源量达到6.8×10⁸t，前期兼探页岩油的多口直井获得工业油流，2018年完钻的两口先导试验水平井获得重要突破，率先实现陆相页岩油工业化开发。本文立足于陆相页岩油勘探开发实践，提出以“四创新、四破解”为指导的页岩油效益勘探开发系列对策，为中国陆相页岩油勘探开发积累经验，为老油田持续高质量发展探索新途径。

1 页岩油勘探背景 1.1 陆相页岩油地质条件复杂，配套理论技术尚未形成 1.1.1 基础研究弱，理论认识缺乏系统性

中国页岩油以陆相为主，与北美海相页岩油相比，具有构造复杂、储层非均质性强、分布面积小、埋深大、异常压力不明显、油质重、气油比低等特点（表 1），因此无法照搬北美海相页岩油勘探开发技术和经验。中国陆相页岩油勘探开发尚处于起步阶段，页岩油资源潜力不清、富集机理和主控因素不明确，制约着页岩油勘探部署^[4]。

陆相页岩层系非均质较强，甜点识别评价与富集规律认识缺乏成熟的理论基础。页岩油甜点识别评价预测涉及岩性及其组合、孔隙度、有机碳含量、游离烃含量、脆性矿物含量、裂缝发育程度、热演化成熟度及埋藏深度等多项地质参数，甜点综合预测难度大^[5-11]。陆相页岩油突破了许多常规油气富集理论，其富集规律认识尚处于探索阶段，未形成系统认识。

中国陆相盆地形成时间整体较晚，热演化程度偏低，存在油质重、黏度高、流动能力差、气油比低、地层能量不足等特点，现有技术难以实现页岩油高产稳产，制约了工业化开发^[12-13]。

1.1.2 勘探实践少，配套技术攻关滞后

近年来，准噶尔、鄂尔多斯、松辽、渤海湾等多个盆地开展了陆相页岩油勘探，但都处于探索和准备阶段，关键配套技术尚未形成，目前主要是借鉴国内外页岩气勘探或者在常规油气勘探基础上尝试改进，当前工程工艺配套技术在一定程度上制约了陆相页岩油勘探突破和工业化开发^[14-16]。

页岩层系压实程度高，机械钻速慢，钻井过程中井壁稳定性差，造成钻井周期长、固井难、成本高。同时，对钻井液体系要求高，现有钻完井技术还不能完全满足页岩油水平井钻完井的需求。

页岩层系以低孔、特低—超低渗透储层为主，微观孔隙结构以微细孔喉为主，压裂效果差异大，产量递减快，适用于页岩油长水平井的差异化分段分簇压裂完井工艺技术亟待研发。

页岩层系天然裂缝发育差异大、TOC和脆性分布差异大、同一水平井不同段的压裂施工参数差异大，需要深入研究压裂裂缝形态展布和压裂效果。

1.1.3 项目投资大，效益勘探开发面临挑战

无论是海相地层还是陆相盆地，页岩油气勘探项目都存在成本高、投资大的难题。美国从2010年开始实现页岩油规模开发，但是直到2018年才首次实现页岩油生产现金流由负转正^[17]。

从中国页岩气的发展来看，页岩气开采一般以水平井为主，早期单井钻探投资在亿元以上。通过技术创新，水平井和水力压裂技术已经取得一定突破，比如自主研发的压裂车、桥塞在涪陵都已成功应用^[18-22]。涪陵页岩气的完井成本从早期的上亿元降低至6000万~8000万元。随着水平井钻井不断提速提效，钻井周期进一步缩短，单井成本由开发初期超亿元降至目前最低4000万~5000万元。

页岩气单井储量相对较大，压裂后初期产量高，但稳产时间短。据报道四川盆地蜀南地区的页岩气井，压裂后第一年平均日产气量7.1×10⁴m³，按照美国相似典型页岩气井的年自然递减率，前4年递减率依次为65%、35%、20%、10%，第5年起保持5%的递减率，总生命周期为15年，全生命周期单井累计产量估算为（6000~8000）×10⁴m³。核算到单位成本，页岩气开采总成本估算为1.2~1.6元/m³。目前来看，页岩气的开采成本仍难以控制^[23-24]。

陆相盆地页岩油埋深普遍较大，地质条件复杂，页岩油项目投资大。以沧东凹陷为例，孔二段油层埋深为3200~4300m，按照1500m水平段计算，井深一般为5000~5800m，依据关联交易定额，单口井钻探试油投资费用均超过7000万元。

1.2 页岩油资源潜力巨大，是增储上产重要接替战场

随着北美、中国页岩油的成功开发，页岩油等非常规油气正迅速改变着世界能源格局，权威专家预测，世界页岩油储量可以达到常规石油储量的数倍。据美国能源信息署（EIA）2017年报告，世界页岩油技术可采资源量约为473×10⁸t，主要分布在俄罗斯、美国、中国，分别为105×10⁸t、81.2×10⁸t和44.8×10⁸t。沧东凹陷孔二段页岩厚度大于50m的面积为1071km²，初步计算孔二段页岩油资源量为6.8×10⁸t，资源潜力大，通过理论技术创新和组织管理创新，页岩油有望实现规模增储和效益建产，成为大港油田增储上产重要接替战场^[25-26]。

1.3 加快页岩油勘探，力争打造示范工程

加快页岩油业务发展是集团公司贯彻落实党中央国务院批示精神的重要实践，是保障国家能源安全的战略举措。集团公司高度重视页岩油的勘探开发，加大了风险勘探投入，鼓励油气田搞大发现、大突破。在页岩油方面，加大中—高成熟度页岩油风险勘探力度，探索中—低成熟度页岩油原位转化现场试验，力求推动陆相页岩油领域全面发展，成为储量、产量的重要接替领域。在集团公司2019年工作会议上，集团公司党组书记、董事长王宜林强调要重点加大新疆玛湖、大港页岩油上产力度。集团公司副总经理焦方正在中国陆相页岩油理论技术进展与战略研讨会上，对页岩油业务发展提出了新疆油田和大港油田要培育两个国家级示范工程的要求，并组织专题会议研究示范工程工作。

2 页岩油勘探创新实践

以“落实资源、评价产能、攻克技术、效益开发”为指导，以形成中国陆相页岩油勘探开发配套技术为目的，大港油田公司依托中国石油天然气股份有限公司重大专项，践行“四创新四破解”高效勘探理念。以理念创新破解观念禁区，提出源内成藏新认识；以理论创新破解认识雾区，强化基础地质研究，深化完善陆相页岩油富集规律，实现页岩油勘探精准高效；以技术创新破解勘探盲区，强化技术攻关，打造形成甜点识别评价技术、水平井钻井提速技术、体积压裂提产三把技术利剑；以管理创新破解成本雷区，强化组织、设计、生产管理，探索市场定额，持续降低综合成本，实现陆相页岩油效益勘探（图 1）。

2.1 理念创新

找油理念就是总结成藏规律, 把油装进脑海里去，是逻辑提炼的结果，逻辑不可能一次性理清，是运动的、螺旋式的，需要实践—认识—再实践—再认识。油气埋藏在地下，勘探实践是把油从未知的地下找出来，是不断实践和深化的过程，勘探不可能一次性完成，是反复的、递进式的。油气勘探的突破首先是找油理念的突破，非常规油气领域更加依托理念创新。理念创新重点是突破旧的观念，重新认识盆地资源潜力，重新认识成藏条件，重新认识油气分布规律，形成新的勘探思路。

2.1.1 直井试油成功，开启了页岩油勘探征程

沧东凹陷是黄骅坳陷第二大富油气凹陷，孔二段发育一套深灰色—灰黑色泥页岩，生烃能力强，是一套优质烃源岩，上覆孔一段储层，下生上储富集成藏, 累计探明储量约4.2×10⁸t。前期钻探的70余口过路井在孔二段泥页岩层系中见到油气显示，但认为烃源岩中储层不发育，一直未作为重要目的层进行深入研究，被当作勘探禁区。

随着中国页岩气勘探相继获得重要突破，2013年大港油田公司把页岩油正式列为重要勘探领域，开展老井复查和直井钻探。在页岩发育、生烃强度高、甜点类型好的小集地区部署实施首口以页岩油为目的层的直井——GD6x1井，针对页岩油层系，实施大规模体积压裂，获得日产28t的高产工业油流，突破了以往孔二段“高电阻率页岩无储集性能，仅为烃源岩”的传统理念，创新形成“烃源岩既能生油，也能储油”的初步认识，开启了进军生油层的新征程。

2.1.2 找油理念创新，突破了页岩油勘探禁区

一口井高产存在较大的偶然因素，理念创新需要更多的基础资料和地质认识做支撑。对此，大港油田公司坚持基础研究先行，对G108-8井孔二段495m页岩层系进行系统取心，创造国内单井连续取心最长的纪录。通过建立适用于页岩油的“岩心处理—厘米级精细描述—分析联测实验”技术方法体系，完成岩性、电性、物性、含油性、烃源岩、脆性、地应力7个大项、52个单项、9255块次系统分析联测和综合研究，建立页岩油综合分析“铁柱子”（图 2），形成页岩油基本地质特征的系统认识，相继实施的G1508等4口井、GD1701H等2口水平井和KN9等9口老井试油，体积压裂改造后获得工业油流。“烃源岩既能储油，也能储油”的找油理念，突破了页岩油勘探禁区，成为油田稳产上产的重要支撑领域。

2.2 理论创新

勘探实践就是理论认识升华的实践，每一次石油地质理论的创新，均为石油工业带来了新的繁荣，对油气勘探产生深远的影响。“优势组构相—滞留烃超越效应”富集理论的形成对渤海湾盆地率先实现陆相页岩油工业化开发起到了重要指导作用。

2.2.1 高能沉积混砂认识，明确了页岩油生储关系

传统观点认为，闭塞湖盆中—内环原本属于安静低能沉积环境，以黏土矿物、泥级的石英、长石、碳酸盐矿物以及有机质等组成的均质泥页岩沉积为主，矿物粒径基本都在0.0039mm（泥级）以下，属于简单均质的高黏土、低陆源碎屑烃源岩，难以形成有效的储集空间^[27]。同时，早期受到超微观实验条件的限制，对这类安静低能沉积环境中的泥页岩缺少足够的重视和深入的研究，一直是地质学界研究的薄弱领域之一。

通过岩心精细观察描述以及近900个密集取样点的镜下观察，发现了大量的软沉积物变形构造（图 3），证实看似平静的水体中广泛存在的远端高能事件，导致最大湖泛期形成源储一体的“储集性烃源岩特征”。一方面，陆源碎屑输入的同时，大量营养物质随着碎屑物质同时进入水体，使得低等水生生物勃发，形成以腐泥型为主的高丰度有机质，母质类型主要以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，TOC高，一般超过4%，最高可达12.92%，具有大量生油的物质基础。另一方面，源外细粒长英质陆源碎屑的输入，造成湖盆中心黏土含量大幅度降低，脆性矿物含量大幅增加，有利于形成复杂的孔隙及裂缝空间。

2.2.2 孔缝系统成储认识，明确了页岩油储集机理

孔二段页岩层系密集孔缝系统为页岩油赋存提供了重要的储集空间。通过岩心、薄片（普通薄片、铸体薄片、荧光薄片）、扫描电镜、激光共聚焦电镜、纳米CT等手段的综合观察分析（表 2），孔二段细粒岩不同岩类均发育多类型孔隙，其中灰云质页岩储集空间较大，以晶间孔、构造缝、异常压力缝为主，长英质页岩储集空间以有机质孔、层理缝及构造（微）缝为主，混合质页岩储集空间以层理缝、构造（微）缝为主。纳米CT扫描分析表明（图 4），有效孔隙及喉道半径大，孔隙半径一般为38~524nm，平均为114nm，喉道半径一般为29~359nm，平均为89nm，其中80%以上喉道半径大于油气分子运移的下限16nm（水膜平均厚度12nm+沥青质分子直径4nm），利于烃类分子运移。该认识突破了页岩只能作为烃源岩不能作为储层的传统认识，明确了页岩层系既是优质的生烃层系，同时具备良好的储集空间，属于典型的“烃源岩储集层”。

2.2.3 优势组构富油机理认识，明确了页岩油压裂高产规律

基于系统取心分析联测，首次形成了细粒沉积物岩性识别方法，将肉眼和测井资料表征出均一性质的泥页岩细分出多种细粒岩类，以结构构造及岩石类型作为源储组合模式划分的标准，将细粒沉积岩页岩层系源储组合模式划分为厚层状灰云质页岩模式、厚层状长英质页岩模式、纹层状混合质页岩模式及薄层状灰云质页岩模式4类（图 5）。

通过对4种模式TOC、S₁、S₂等参数的统计分析发现，长英质页岩和混合质页岩游离烃含量高，荧光强度较大。厚层状长英质页岩组构相主要以纹层非常发育的长英质页岩为主，中间偶夹薄层灰云岩，该组构相有机质丰度高，TOC平均可达5%以上；游离烃S₁高，一般分布在3~6mg/g；储集空间以大量微米级—纳米级的有机质孔、黏土晶间孔及层理缝为主；石英、长石等脆性矿物含量一般在60%以上，易于工程压裂改造。纹层状混合质页岩组构相主要以纹层较为发育的混合质页岩及长英质页岩为主，夹薄层灰云岩，该组构相有机质丰度相对较高，TOC平均为4.3%；游离烃S₁较高，一般分布在2.5~5mg/g；储集空间以大量微米级—纳米级的有机质孔、粒间孔、晶间孔及层理缝等为主；石英、长石等脆性矿物含量一般在65%以上，具有良好的工程压裂改造条件。综合判别认为厚层状长英质页岩组构相最为有利，纹层状混合质页岩组构相次之，厚层状长英质页岩形成的优势源储组构相有利于页岩油富集高产和压裂改造。

组构相模式的建立，首次从岩性组成、沉积构造以及它们之间的组合关系上对陆相页岩油的富集规律进行了总结，从有利层段的角度将多项地质参数进行综合分析，是对过去从分析测试点进行单因素评价的进一步提升。

2.3 技术创新

技术创新是实现企业可持续发展的新动能。页岩油是以吸附和游离方式赋存于富有机质、极低渗透率的泥页岩中，自然产能低，需要实施水平井和大型体积压裂来提高单井产量实现商业开发，需要系列的先进配套技术才能有效开采。在当前油价下，依靠技术创新实现增产提效降本成为油公司最有效、最迫切的经营目标。页岩油勘探开发创新以精细评价预测、优快钻井完井、高效压裂提产为目标，不断优化技术组合，攻关实用性、针对性和配套性技术，追求技术创新的效率、效益及价值创造力，确保预探突破和效益建产，支撑油公司稳产上产。

2.3.1 甜点综合评价技术，优选页岩油潜力区带

国内专家学者主要从岩性、物性、含油性、烃源岩特性、脆性、敏感性、地应力各向异性及经济性等各个方面评价页岩油甜点，亦或是从地质甜点和工程甜点两个方面进行综合评价^[28-29]。如何选取关键评价参数并赋予适合的权重系数，是开展页岩油甜点定量评价的关键和重点。

大港油田公司在此基础上创建利用“岩石组分与层理结构组合模式、S₁/TOC超越效应、声波时差与密度交会红绿模式、阵列感应电阻率频率结构”为核心的页岩油甜点综合评价方法，建立了甜点评价标准（表 3），运用甜点综合评价指数（EI）法，孔二段纵向优选出7个Ⅰ类甜点，厚度为150~200m；对于平面甜点区预测，主要采用半定量的关键参数叠合评价方法，优选官东、官西地区作为页岩油勘探有利区，地质—地震综合评价表明Ⅰ类和Ⅱ类甜点区面积分别达到126km²和135km²，合计资源量为6.8×10⁸t。

2.3.2 水平井优快钻井技术，钻井周期大幅减少

优选“穿馆陶”异型齿PDC钻头，解决含砾地层一趟钻技术难题，缩短钻井周期。GY2-1-2H井实现二开一趟钻，一趟钻进尺为2358m。三开定向、水平段采用旋转导向技术，提高油层钻遇率，解决水平段托压难题，提高机械钻速。应用进口复合片PDC钻头，提高单只钻头进尺，减少起下钻次数，缩短钻井周期。兼顾地质甜点与工程甜点，井眼轨迹由单增剖面优化为双增剖面，减少进尺，降低施工难度，提高钻井效率。优化井身结构，三开造斜+稳斜+水平段一个开次完钻，减少大尺寸井眼造斜，提高机械钻速。已完成井GD1701H井平均钻井周期为55.15天，平均机械钻速为13.26m/h，较老井GD14H井分别提升33.7%、87.8%。应用钾盐聚合物钻井液体系，提高防卡、防塌、抑制性能，降低事故复杂，提高固井质量，二界面优质率为99.17%。

2.3.3 细分切割压裂技术，水平井持续高产稳产

为精细改造油层，采用“一优控段、四高定簇、差异设计”技术，确定体积压裂段簇（图 6）。“一优控段”是指优先选择厚层长英质页岩组合模式定段（红模式），“四高”是指高气测值、高电阻率、高TOC或S₁、高脆性。利用诱导应力场分析，等间距内随着裂缝条数的增加，缩短簇间距，首次实施非均匀的差异簇段设计。按照“缝控储量”的理念，采用“多段多簇密切割”为核心的水平井体积压裂改造思路，编制GD1701H井和GD1702H井两口水平井压裂方案（表 4），最大限度发挥油藏潜力。采用桥塞+分簇射孔联作压裂，进行细分切割体积压裂。根据数值模拟，利用水电相似原理，建立了复杂缝网导流能力优化方法。综合储层导流能力要求和不同支撑剂导流能力测试结果，提出了复杂裂缝多级多缝支撑的思路和工艺技术，实现页岩油缝网中各级裂缝的有效支撑。以储层特征为基础，结合压裂工艺需求，研发低阻滑溜水压裂液，降低压裂液对储层的伤害，满足页岩油大规模体积压裂改造需求，提高压裂液与储层配伍性。

GD1701H井、GD1702H井水平井分段分簇压裂后产量高，稳产期长，目前两口井均稳定在20~25t/d左右。压裂过程中微地震、电位法裂缝监测证实，大规模复杂缝网发育。整体分析来看，gd1701H井附近区域的两个共轭应力，整体由两条天然主裂缝（近北东60°）控制和多条分支缝/人工缝（北西近30°）控制，形成较复杂的体积缝网形态，裂缝宽480m，裂缝长1230m，裂缝高120m。

2.3.4 研发裂缝监测技术，满足规模开发监测需要

为提高页岩油气产能，开发过程中几乎每口水平井都要进行体积压裂, 从而形成复杂的缝网体系。裂缝监测技术可以实时掌握人工压裂缝网发育情况，监测成果对页岩油开发和相应区块压裂设计等具有重要的指导意义。

目前，现场应用的压裂裂缝监测技术主要有两种：井中微地震监测技术和井地电法监测技术，井中微地震监测技术成本高，现场实施困难，监测数据点比较发散；井地电法监测技术成本较低，现场施工方便，能解释裂缝方位、长度和宽度等参数，由于井地电法主要利用压裂液扩散范围来监测裂缝，其监测结果比较接近于实际裂缝大小^[30-31]。

大港油田公司自主研发形成了井地电法压裂裂缝监测技术, 在建立各种压裂裂缝模型基础上，实现了简单裂缝和复杂缝网体系监测识别及裂缝动态显示, 在页岩油定向井和水平井压裂缝网现场实时监测上取得了较好的应用效果。这项技术的主要创新在于能利用伪随机编码的大功率恒流发射装置向地层发射特定的信号源，从而在压裂液中形成稳定充电电场，同时利用高精度伪随机编码接收仪监测人工裂缝前端与地面的电位变化，就可以在平面上监测出压裂液在地层中的扩散变化过程及区域，利用压裂液扩散变化过程可完美解释出裂缝发育过程。

2.4 管理创新

企业可持续发展的关键在于面对新形势、新挑战，敢于创新、勇于变革，通过全过程流程优化，降低综合成本，通过全方位的创新，提高生产效率，实现了管理降本、管理增效，激发企业内生动力，增强企业发展活力，保障企业稳健发展。在低油价背景下，页岩油勘探开发面临着成本高、盈利难的挑战，如何降低页岩油勘探开发成本，提高效益，实现工业化开发是页岩油业务发展的关键问题。在全面审视分析勘探管理所存在的问题的基础上，大港油田公司积极探索页岩油降本增效途径，通过组织管理、设计管理、生产管理和投资管理，达到提速减周期、提产增收入、降本提效益、合作促双赢的目的，实现页岩油商业开发。

2.4.1 创新组织管理，成立指挥部

页岩油勘探开发是一个涉及工程技术服务单位、工程技术咨询单位、工程建设单位等多个单位，工程、地质、管理、安全多个专业的系统工程，要高效完成各项工作，需要一个强有力的组织来推进多部门联合和跨专业沟通。为此，大港油田公司与渤海钻探工程公司共同成立页岩油勘探开发指挥部，下设9个支撑组，把30多个部门和单位整合一个合作团队。在指挥部的统一领导下，室内研究团队、现场施工团队、专业技术服务团队，以及生产组织保障团队做到强强联合，发挥整体优势，高效有序推进页岩油系统工程。

2.4.2 创新设计管理，从源头控投降本

在部署方案设计上，按照“兼顾老油田上产和页岩油增储”的原则，利用上边老油田开发调整井加深，实现页岩油勘探开发，最大限度减少页岩油钻井进尺，减少投资，实现页岩油高效增储。在单井设计上，坚持“成本是设计出来的”和“设计优化是最大的效益”的理念，应用反向思维和效益倒逼的管理创新方法：用效益倒逼产量、用产量倒逼压裂设计、用压裂设计倒逼钻井设计、用钻井设计倒逼地质设计的方向思维，利用指挥部的组织优势，整合形成统一的一体化设计团队，打破传统“接力棒”的设计模式，变“串联”为“并联”，变“个人赛”为“团体赛”，实现设计各环节高效融合和有序衔接，避免了“掉棒”现象，从源头上保障设计高质量、成本最优化。

2.4.3 强化生产管理，实现提速提质提效

沧东页岩油勘探开发的土地谈判与征用，实施“大工农”模式，打破预探、评价和产能建设各自为战的现有模式，把采油厂作为预探、评价、产能3类井土地谈判与征用的唯一责任单位，所有页岩油井均由属地采油厂统一与地方政府及当地百姓谈判，统一口径、统一标准、统一对外联络，避免重复谈判和征地，缩短周期，减少投资。重点水平井重点环节如入窗点、卡层和大型酸化、压裂作业等，页岩油勘探开发指挥部办公室在前线指挥部办公。建设单位主要领导或主管领导亲自上井督导，工程施工单位技术领导也要在现场指挥，发现问题及时研究处理，设计单位第一设计人到现场跟踪指导，跨专业、跨部门实现无缝沟通与合作，生产组织高效推进，减少无效等停时间。

2.4.4 探索市场定额，单井成本大幅下降。

创新“一井一项目、一井一评估”的投资预测模式，根据直井生产情况预测水平井单井日产量和累计产量，结合收益率指标，预测单井或者区块整体投资上限，超过投资上限的井或者方案暂缓实施。改变以往以地质条件为主要实施依据的做法，把经济效益作为重要实施依据。

GD1701H井和GD1702H井两口页岩油先导试验水平井依据关联交易定额，单井投资远远高于单井实施投资上限。大港油田公司和渤海钻探工程公司联合开展页岩油投资定额调研，根据调研结果，确定这两口先导试验井在投资定额上探索市场定价，根据效益倒逼结果，利用钻井和压裂提速、设计和工序优化、材料优选等措施，降低成本，实现互利共赢，探索实施项目总包，最终两口井投资比关联交易定额降低40%，达到投资上限要求。

3 结论

中国页岩油可采资源量为44.8×10⁸t，利用质量含油率法计算沧东凹陷页岩油资源量为6.8×10⁸t，歧口凹陷页岩油资源量为3.6×10⁸t。中国陆相页岩油勘探处于初级阶段，勘探潜力大。

沧东凹陷孔二段泥页岩具有有机质丰度高、脆性矿物含量高，孔缝系统发育，厚层状长英质页岩组构相最利于页岩油富集高产。

页岩油一般不具有自然产能，需要通过选准甜点、找准箱体、打准水平井轨迹、定准压裂段簇、选准压裂参数、压准优势甜点等配套工程技术应用，实现页岩油高产稳产。

页岩油是个全新的领域，需要全过程、全方位创新，在选择勘探方向上需要勘探理念创新，在目标优选上需要理论创新，在提产增产上需要技术创新，在工业化开发上需要管理创新，降低成本，最终实现页岩油商业化开发。