自2005年, 美国非常规页岩油气成功突破后, 使其油气产量结束了自1970年5.3×10⁸t产量高峰连续下挫局面, 在2015年产量达到5.7×10⁸t，开启了第二次油气高峰的增长奇迹^[1-3]。美国非常规页岩气技术革命的成功，颠覆了含油气系统概念^[4]，突破了含油气盆地“全含油气系统”和“全过程成藏”认识^[5-6]，建立了烃源岩也是有效勘探目的层的“连续型”非常规油气成藏模式^[7]，引领非常规天然气资源量和产量大幅度增加。2018年，全球页岩气产量为6703×10⁸m³，其中美国6072×10⁸m³、加拿大480×10⁸m³、中国108×10⁸m³、阿根廷43×10⁸m³。预计到2040年全球页岩气年产量可达1.6×10¹²m³，占天然气总产量的24%^[2]。2018年，全球煤层气产量为839×10⁸m³，其中澳大利亚445×10⁸m³、美国289×10⁸m³、加拿大51×10⁸m³、中国52×10⁸m³。2018年，以鄂尔多斯盆地苏里格气田为代表的致密气年产量达380×10⁸m³。

近年来，中国油气对外依存度不断攀升引起社会高度关注，政府要求大力提升油气勘探开发力度，保障能源安全，并通过对非常规气实行财政补贴的方式来鼓励企业加大增储上产力度。从技术角度看，中国油气能源安全供给靠常规油气保障将日益困难，而世界非常规油气资源潜力巨大^[8]，非常规油气的勘探开发将日趋重要，技术和管理创新是推动“非常规”向“常规”转变的钥匙^[9]。中国油气供需结构的不平衡和对外依存度的持续攀升，中国海油高度重视国内非常规油气资源，持续提升非常规气的勘探开发力度。经过多年的探索，认识到制约中国非常规气产业发展的瓶颈问题不是对地质油藏的认识不到位，也不是勘探开发技术不落实，而是现有管理制度不适应非常规气这种边际效益资源的商业性开发^[10]。

面对非常规油气领域的突飞猛进，中国海油紧跟新形势和新技术发展形势，采取海内外并购以拓展非常规油气上游业务。在海外，于2010年和2011年分别参股美国Chesapeake公司在Eagle Ford和Niobrara资产的1/3权益，2012年成功并购拥有大量非常规油气资产的加拿大Nexen公司，正式进入北美非常规油气市场。2018年，中国海油拥有北美地区非常规油气地质资源量权益份额达369×10⁸bbl油当量，获得权益份额日产6×10⁴bbl油气当量。此外，还通过全资子公司——天然气与发电公司参与了澳大利亚陆上煤层气上下游一体化的勘探开发生产和销售业务。

在国内，2010年中国海油并购中联煤层气公司（简称中联公司）50%股权，2014年中联公司成为中国海油的全资子公司，实现了中国海油在国内非常规油气上游领域的“登陆”。目前，中国海油在国内拥有1.67×10⁴km²的非常规气勘探矿权区，地质资源量达2.8×10¹²m³，其中埋深小于1000m的煤层气资源量近1×10¹²m³，集中在沁水盆地；致密气资源量约5000×10⁸m³，集中在鄂尔多斯盆地东缘。通过近8年的努力，中国海油非常规气勘探开发技术与储产量都有了显著提高，特别是近年来在非常规气勘探开发一体化组织管理的探索中获得一些经验和进展。

中国海油收购中联公司后，2012年开始加大对非常规天然气勘探开发的投入和管理力度。从2012年到2018年底，中联公司勘探开发累计投资约70亿元，累计完成钻井2500余口，其中致密气井近500口，煤层气井约2000口；累计实施地震二维采集约3000km、三维采集接近1500km²，三维地震主要用于致密气勘探开发。

随着勘探投入的增加和管理制度的逐渐完善，非常规气探明地质储量从2012年前的近1000×10⁸m³到2018年底约3600×10⁸m³（图 1），累计新增2.6倍。特别是自2013年以来，转变勘探思路，减少了对煤层气的勘探，在煤层气矿权区内加大致密气勘探，累计完成致密气钻井近500口，基本探明致密气地质储量近2000×10⁸m³，使过去以煤层气为主的非常规气储量资产结构更加合理（致密气相较于煤层气单井产量高、产能建设快），为加快产能建设奠定了储量基础（图 1）。

图 1

图 1 中国海油非常规气探明地质储量变化图 Fig. 1 Proven geological reserves of unconventional gas by year of CNOOC

但是非常规气储量开发动用困难，勘探投资积压严重，勘探效率低。每年新增探明地质储量从2014年的最高峰后逐步降低（图 1）。中国海油将工作重心转向提高非常规气的开发动用上，针对地质条件并不复杂、勘探开发技术要求并不高的非常规气储量，如何才能达到具有经济效益的开发，通过管理制度的创新，探索如何商业化动用低丰度、低品位的非常规气储量，积极学习邻区经验，推进勘探开发一体化、地质工程一体化进程，以实现致密气的规模有效勘探开发^[11]。

中国海油收购中联公司以来，非常规气年产量平稳增长。从2012年近3×10⁸m³增至2018年约15×10⁸m³，年均增幅大致(1~3)×10⁸m³。随着非常规气产量增长，中国海油积极开拓消费市场，非常规气销售量也保持稳步增长，年销量从2012年的2.7×10⁸m³增长到2018年的13.6×10⁸m³，非常规气产量的商品化率从2012年的77%上升到2018年的90%（图 2）。

图 2

图 2 中国海油非常规气产量、销量变化图 Fig. 2 Production and sales volume of unconventional gas by year of CNOOC

从非常规气产量变化趋势看，2016年产量增长幅度开始放缓，只有0.88×10⁸m³，年增长率仅9%，远低于其他年度产量增长速度。这是因为当时煤层气新增建产困难，致密气储量难以经济有效动用，开始探索如何将致密气储量变成具有开发价值的产量。通过勘探开发一体化组织管理，致密气储量得以经济有效动用，2017年致密气产量约1×10⁸m³，2018年致密气产量为3×10⁸m³，2019年致密气产量为6×10⁸m³。2018年非常规气产量为15×10⁸m³，较2017年增长18%；2018年非常规气销量为13.6×10⁸m³，较2017年增长22%。中国海油国内非常规气发展步入健康有序的快车道（图 2），预计到2020年产量达到30×10⁸m³，其中致密气年产量为16×10⁸m³。

中国海油在国内陆上从事非常规天然气勘探开发生产8年来，组织地质油藏、工程工艺等方面的科研力量，开展有针对性的科研攻关，形成了一系列地质油藏认识和勘探开发技术，基本满足了非常规气产业发展的需要，并及时将这些认识和技术形成企业规范和技术流程用于指导生产。

（1）初步形成致密气勘探开发技术体系。第一，薄储层及其含气性“甜点”识别技术，包括煤层间致密砂岩气层相控分频反演、贝叶斯岩性判别、砂泥岩薄互层的叠前地震统计学反演、井约束的地震波形指示反演、致密砂岩含气性AVO定量解释等技术，使储层和含气性预测与钻探结果吻合率达到80%以上。第二，致密储层产能评价技术，包括基于神经网络算法挖掘核磁T₂谱精细结构信息的渗透率评价方法和“动静态”参数有效耦合的产能分级与预测方法等致密砂岩储层测井评价技术，压裂试气成功率从早期的75%提高到85%。第三，致密气储层改造增产技术，包括地质、地震和产能评价的井位优选、定向井分压合采、水平井多段压裂、小油管—泡排等技术。

（2）煤层气地质评价和储层改造技术不断优化。建立了煤层气有利区、“甜点区”综合评价技术和指标体系；创建了基于多种测井信息评价煤体结构、测井敏感曲线构建煤层气“甜点”关键参数分类标准的产能预测方法；形成了煤层气多井同步水力波及压裂技术，提高整体降压速率，使排采达产时间从以往的数年缩短到3个月左右。

（3）围绕增储上产目标，制定了以非常规气“甜点区”地质评价与气藏开发为核心的致密气和煤层气地质评价技术规范，为非常规气资源评价和勘探开发部署提供了制度保障；融合专业优势，摸清储层特征，优选钻完井测试工程工艺，通过地质工程一体化组织管理，解放气藏的同时提升勘探开发效率、减低作业成本^[12-13]。

中国海油非常规气发展经历了8年不断探索和创新之路。2010—2012年, 中国海油入股中联煤层气公司初始，在沁水盆地开展煤层气勘探, 钻井1600余口。由于研究、作业和管理无法满足大规模勘探开发投入的要求，在煤层气地质认识、选区评价和钻井、压裂、排采等方面效果不及预期。自2012年以来，针对煤层气地质认识和勘探开发技术开展科技攻关解决了煤层气勘探开发和作业管理等技术问题，但是商业性开发的问题一直困扰煤层气产业的发展。

2013—2016年，转变勘探思路，从煤层气勘探转向以鄂尔多斯盆地东缘致密气勘探，成效显著，尤其是临兴区块获得致密气探明地质储量1000×10⁸m³以上。2016年在临兴康宁东区开展了约20km²的开发先导试验，按照传统的管理流程，前期组织钻井、测试、评价、落实储量等勘探工作，然后组织开发先导试验和相关生产，钻遇的气层和测试产量符合预期。但由于后续生产管理和技术规范与地质油藏的针对性不够，低效井增加，初始高产井的产量下降很快，开发先导试验也不及预期，致密气开发的经济性受到质疑。2016年底，非常规气累计探明地质储量3000×10⁸m³以上，产量只有11×10⁸m³，储采比达120以上，有储量、少产量，致密气发展遇阻。

2017年后，在总结致密气开发先导试验教训基础上，积极探索新的出路。调研了美国及国内陆上非常规气成功商业开发的项目，学习油气工业，特别是天然气工业勘探开发一体化、上下游一体化的思想^[14]，根据非常规气储层物性敏感，探井测试以后需要连续稳定生产才能保持更好的单井生产效益的气藏特征，实行勘探开发一体化运营管理模式。主要包括如下措施：①勘探—开发—建设技术流程连贯，从参数井—单井测试—井组试生产—先导区生产销售—滚动勘探开发—连片开发生产；②以地质油藏、生产销售为目标，集中统一管理勘探、开发及地面工程建设，实现储量—产量—销量责任主体一体化；③项目考核指标以经济可采储量、商品量及综合成本为主，并采取先产量后储量的管理模式。

传统的油气上游业务，是勘探、开发、生产、集输等专业板块根据相应的介入点分管不同的阶段^[15]，如果用于多井、低产的非常规气（这里主要指煤层气和致密气），就显得审批流程多、建产时间长、投资回收慢、产业效率低，难以规避非常规气层非均质性强而规模开发的投资风险。为了保证技术方案的实用性、经济性和生产建设的连续性，通过点上技术试验和产能突破，推动试验区产能建设和经济性评价，利用滚动勘探开发实现全区经济性开采。实施了勘探、开发、工程建设一体化的组织管理，缩短生产建设周期，提高投资回报率。建立了相适应的组织管理体系、考核指标和制度规范。在合规前提下，利用国家部委和山西省政策，改进企业内部非常规气作业技术规范和管理流程，提出以经济效益为中心，在非常规气项目从获得第一口工业气流井后，就在资料录取、综合研究、工程作业、费用管理与组织管理等方面统一起来，将勘探开发部署、地质资料录取、气藏开发与钻完井、采气、集输等工程工艺相结合，实现非常规气勘探开发一体化项目管理（图 3）。

图 3

图 3 非常规气勘探开发生产一体化管理示意图 Fig. 3 Schematic diagram of unconventional gas exploration, development and production integration management

自2017年以来，在鄂尔多斯盆地东缘临兴区块的康宁西区首次组织了实施勘探开发一体化项目，以临兴8/9井区46km²勘探高产井区为“甜点区”和试生产突破口。利用老井5口，新钻井10口，滚动扩边钻探，当年10口新井全部钻遇工业气层并获得工业气流。随即配套简易的地面集输工程设施进行试生产和销售，当年投产6口井，日销售气约10×10⁴m³，实现产能建设6000×10⁴m³，当年累计售气约3000×10⁴m³。这种快节奏的管理办法既盘活了勘探期间的探井和地震费用，又及时动用了当年新增钻井，保证了勘探投资的资本化。2018年，一体化项目扩展到Ⅱ期，新钻探井25口井，增加投产井11口，日产气38×10⁴m³，新增建成产能9000×10⁴m³，当年累计售气约7000×10⁴m³。

2017—2018年，临兴8/9井区勘探开发生产一体化项目共计钻井47口（含以前钻的探井12口），修建管线20km，修建集气站1座，累计建成致密气产能1.5×10⁸m³。一体化项目试生产2年多以来成效显著，目前已投产34口井，平均日产气70×10⁴m³（图 4）。一体化项目已经累计产气2.5×10⁸m³，单井平均配产2.1×10⁴m³/d。2019年，一体化项目正式转为开发区建设，动用面积98km²，地质储量95×10⁸m³，利用探井35口，新钻井92口，建成产能近5×10⁸m³。

图 4

图 4 临兴区块致密气一体化项目井的采气曲线图 Fig. 4 Well production curves of tight gas integration project in Linxing block

实践证实，项目实施中融合各个业务板块和专业的管理界面，整合“地质评价报储量—甜点识别扩规模—工程改造增产量—地面建设有销量”的一体化管理流程，可以快速上产，减少闲置探井，提升勘探投资成本的及早利用和回收，进而提升投资效率、降低成本。同时，地质评价选区采取先易后难策略，滚动勘探开发，实现投资规模和风险可控。改变投资决策程序，缩短审批链条，产能建设大幅提前，实现“当年钻探井、当年测试、当年建管线、当年投产售气”非常规气运营管理模式，可以大幅度提高非常规气项目的净现值（NPV）和内部收益率（IRR）。

在创新致密气勘探开发生产一体化管理的同时，在沁水盆地柿庄北区块的煤层气项目中也取得了较好的效果。2016年以前，柿庄北区块累计钻探井近300口，排采多年探井累计达产率（按照煤层气探明储量提交标准，1000m以浅的井排采日产气量在1000m³以上、稳产3个月以后，视为达产）不到5%。2017年, 在该区块实施一体化项目管理，钻直井井组共计22口井，整体排采降压，当年见气的井达到18口，达产的井为11口。2018年，一体化项目扩边，新增钻探直井15口，当年见气井达到9口，平均单井日产量1400m³，达产的井5口。2017—2018年，累计实施一体化井37口，井组连片整体排采降压，见气时间短（约3个月）、井底流压高、产量高，个别直井峰值日产气达1×10⁴m³，煤层气井达产率接近45%。

2016年以前的传统煤层气生产管理模式，从钻井、排采、交储量、编制开发方案，然后规模开发、地面建设、销售，至少需要5~8年才能销售煤层气开始回收投资成本，排采期间煤层气排空浪费、污染大。2017年，在柿庄北区块探索的煤层气勘探开发生产一体化项目，整合煤层气勘探、开发、生产等业务管理界面，井组评价勘探见效即扩大井网、铺设地面工程售气等措施，简化流程，缩短产能建设周期，排采生产的煤层气回收发电保障稳定排采快速降压上产，项目投资1~3年即可实现煤层气销售，既减少了浪费，又提升了投资效率。目前正在以申请试采证的途径开展地面集输工程建设及销售煤层气。

非常规气已成为中国油气未来发展的方向之一，根据国家油气战略需求，中国海油积极奉献清洁能源，力争到2025年时非常规气年产量较目前翻两番。随着勘探开发一体化管理制度创新展现出来的成效，中国海油将在低丰度、低品位、低效率的煤层气矿权区内努力实现非常规气的效益勘探和规模开发。

非常规气产业的发展除了地质“甜点”预测与评价、井工厂设计、水平井钻探、储层体积改造等核心技术的革命性突破外^[9]，在管理思路、制度创新等方面同样需要“非常规”的举措^[12-13]。本着实事求是的态度，摸清非常规气资源特点、产业技术特征，优化工程作业和技术对策以降低成本的同时，更加需要探索勘探开发一体化经营管理模式，建章立制促进非常规气产业健康有序发展^{[11, 14]}。持续深化推进非常规气勘探开发一体化制度建设，不仅需要企业管理思路和经营方式的创新，更需要政府和社会落实探采两证合一、简化审批流程^{[14, 16]}。改变过去油气探矿证、采矿证分别管理的模式，通过试采—延长试采的探索，逐步实现探采一体、两证合一，为非常规气勘探开发一体化提供制度保障。特别是煤层气，如果不实行探采一体化管理制度保障下的勘探开发一体化，探井必须规模排采、整体降压、产量达标后才能申报储量。探井完井后排采一般约1~2年时间才能产量达标；然后按现行管理要求，提交探明储量、编制开发方案、取得开采许可证、开展开采工程建设等环节累计下来一般要4~8年才能依法正常投产，在此期间煤层气井不能关停，只能放空浪费，不可避免带来环境污染，限制了非常规气产业的健康有序发展。

传统油气勘探开发风险高、投资大，评价审批流程复杂、周期长，其管理制度用于品位低、规模小、风险低的煤层气、致密气勘探开发，就会导致储量向产销量转换难、建产周期长、投资回报低，产业效率差。中国海油通过勘探开发技术的提升和管理思路的创新，带来了非常规气储产量持续稳定、健康有序的发展。特别是近年来面对非常规气有储量、少产量，难以有效规模动用储量等难题，在鄂尔多斯盆地东缘临兴区块的致密气、沁水盆地柿庄北区块的煤层气探索勘探开发一体化项目管理办法，改变投资决策程序，缩短审批链条，产能建设大幅提前，实现当年勘探开发即可投产售气的目标。创新勘探开发一体化管理模式，深刻影响和改变了非常规气勘探开发节奏和成效，为非常规气产业发展开辟新思路。