致密油是中国陆上石油勘探从“源外”走向“源内”的必然选择^[1-2]，地质工程一体化是实现中国致密油规模效益发展的必由之路^[3-17]。本文记述了“十三五”以来，研究团队依托国家油气重大专项致密油课题，针对中国石油探区松辽盆地、准噶尔盆地、柴达木盆地、四川盆地、三塘湖盆地等陆上重点盆地致密油，开展了系统的地质评价、技术研发和现场试验，并基于5次课题工作会专题汇报和集体研讨，即2017年7月大庆“高勘探程度区富集条件及资源潜力分级评价”、2018年3月成都“目的层段有利相带及储层研究认识”、2018年8月敦煌“甜点区地质工程一体化实例解剖”、2019年4月任丘“甜点段储层特征及开发实践”、2019年8月乌鲁木齐“重点层系一体化认识技术及经验启示”等5次工作研讨会，提出了致密油“进源找油”和地质工程一体化的内涵，分类型阐述了致密油地质工程一体化的实施进展，列出了致密油一体化发展的一些初步思考，以期为共同促进中国致密油发展的科研同行提供参考。

本文提到的致密油，等同于页岩层系石油，是指储集在覆压基质渗透率小于或等于0.1mD的砂岩、碳酸盐岩、混积岩、沉凝灰岩、泥页岩等陆相致密储集层中的石油，单井一般无自然产能或自然产能低于工业油流下限，依靠水平井体积压裂等现有技术可以实现规模效益开发的非常规石油资源。

目前，对中国陆上致密油主要有4点地质认识：①咸水、淡水湖盆两类有效页岩大面积连续分布，均可规模生烃；②发育碎屑岩、云质岩、凝灰岩等多类储层，均具规模储集能力；③源储一体、源储分离、源储共存等多类源储组合，证实均可获得油气流；④纵向含油层系多、平面有利面积广，陆相致密资源规模大。

致密油是国内“进源找油”的主要对象^{[2, 18-20]}。“进源找油”有两个内涵：一是找出“甜点区”；二是采出“甜点体”（图 1）。中国陆上含油页岩层系大面积连续分布，总体厚度大，资源规模大，但含油丰度较低，需要准确的地质评价和精细的物探识别，找出找准含油储层“甜点区”；含油页岩层系一般储层致密、地层能量不足，无稳定自然产能，渗流能力较差，需要制订系统的人工干预方案，打进“甜点层”、压好“甜点段”，平台式工厂化作业，多井多层立体联动，形成“人工渗透率”，制造“人工甜点体”，开发“人工油气藏”。致密油实现“进源找油”，地质工程一体化是“杀手锏”，追求地质物探上看对看清、钻井改造上打准压开、油藏开发上高产稳产。

图 1

图 1 致密油“进源找油”内涵图示 Fig. 1 Schematic diagram of"exploring oil inside source kitchen"of tight oil

根据页岩层系储层、源储组合岩性的差异，将中国陆上致密油划分为“碎屑岩、混积岩—沉凝灰岩、碳酸盐岩”3种主要类型（图 2、表 1），其中碎屑岩、混积岩及沉凝灰岩是更为有利的储集岩性，碎屑岩型、混积岩及沉凝灰岩型是致密油资源的主体部分。

图 2

图 2 中国陆上致密油主要类型 Fig. 2 Main types of onshore tight oil in China

表 1

表 1 中国石油陆上主要类型致密油代表性区带资源现状及油层特征 Table 1 Resource status and reservoir characteristics of typical zones of main types of onshore tight oil of PetroChina 致密油类型 碎屑岩 混积岩—沉凝灰岩 碳酸盐岩 盆地 松辽 柴达木 准噶尔 三塘湖 柴达木 四川 凹陷/区带 北部 南部 扎哈泉 吉木萨尔 马朗—条湖 英西 中北部 含油层系 泉头组四段 泉头组四段 上干柴沟组 芦草沟组 条湖组 下干柴沟组 大安寨段 岩性 粉细砂岩 粉细砂岩 粉细砂岩 云质岩、砂质岩 沉凝灰岩 礁灰岩、藻灰岩 黑色页岩 资源现状 勘探面积/km2 20000 5000 500 1278 486 3810 8700 资源规模/108t 17.1 9.7 3.3 15.8 1.4 3.3 10~15 三级储量/108t 11.4 2.2 0.7 0.3 0.4 1.2 1.6 剩余资源量/108t 5.7 7.5 2.6 15.5 1 3 8.4~13.4 “甜点区”面积/km2 5450 560 100 1086 260 179 2400 “甜点区”资源量/108t 7.8 2.2 0.7 11.1 0.77 0.3 3~5 油层特征 埋深/m 1700~2400 1750~2500 2700~3500 2300~4500 1400~3200 3800~6000 2000~2800 厚度/m 2~10 8~20 4~10 20~50 5~30 2~20 20~50 孔隙度/% 5~12 5~12 6~12 5~16 10~25 2~12 2~6 渗透率/mD 0.01~0.5 < 1 < 1 < 0.1 0.001~1 0.02~1 0.03~0.58 原油密度/(g·cm-3) 0.81~0.85 0.82~0.86 0.83~0.87 0.88~0.92 0.86~0.9 0.82~0.88 0.80~0.89 原油黏度(50℃)/(mPa·s) 35~45 20 14~31 50~123 60~100 4.2~53 5~20 含油饱和度/% 50~55 40~50 58~66 60~85 60~80 52~79 50~70

表 1 中国石油陆上主要类型致密油代表性区带资源现状及油层特征 Table 1 Resource status and reservoir characteristics of typical zones of main types of onshore tight oil of PetroChina

（1）碎屑岩致密油：以鄂尔多斯盆地上三叠统延长组7段中上段、松辽盆地白垩系泉头组四段、青山口组中上段为代表，陆源碎屑供给较为充足，主要为河流—三角洲—湖泊相碎屑岩沉积，具有河道摆动频繁、砂泥互层、砂多泥少的特点，“甜点段”储层主要为近供烃中心的曲流河砂体、三角洲平原河道砂、三角洲前缘分流河道砂、滨浅湖滩坝、砂质碎屑流等有利孔隙型砂岩。

（2）混积岩—沉凝灰岩致密油：以北疆地区中二叠统芦草沟组和条湖组为代表，陆源碎屑供给相对不足，主要为三角洲—湖泊相混积岩沉积，受气候韵律性变化和水动力条件变迁、周缘火山、盆底热液、海水侵入等多因素综合影响形成的页岩层系，具有混合沉积、互层频繁、纹层叠置的特点，“甜点段”储层主要为近源或源内的富含砂质、凝灰质、云质等孔隙型混积岩和沉凝灰岩。

（3）碳酸盐岩致密油：以柴达木盆地西南古近系下干柴沟组、四川盆地侏罗系大安寨段为代表，陆源碎屑影响较弱，主要为内陆湖盆湖侵体系域—高位体系域演化形成的内碎屑碳酸盐岩沉积，受物源供给、水体盐度、古气候等多因素影响，具有静水沉积、源储共生、局限分布的特点，“甜点段”储层主要为近源或源内的滨浅湖相礁灰岩、藻灰岩、介壳灰岩等，以及半深湖—深湖相泥灰岩、页岩等。

整体上，中国陆上致密油储层为陆相页岩层系沉积体系，相比于北美海相页岩层系沉积体系，受构造作用影响更大，进而导致储层分布非均质性更强、地层压力应力更加多变、“甜点区（段）”评价预测、工程作业和试采开发难度更大，亟需深入实践中国特色的致密油地质工程一体化，支持致密油规模工业发展。

致密油地质工程一体化，就是针对陆相含油页岩层系储层，以“甜点区（段）”评价识别为基础，以“甜点体”高产稳产为目标，以“逆向思维设计、正向作业施工”为工作指南，坚持地质设计与工程实践一体化组织管理，做好“甜点区（段）”评价刻画和“人工油藏”制造开发两篇文章，最终把蓝图设计转化为工程作业、转化为效益产量的系统工业过程。

中国石油探区“十三五”以来，不同类型致密油地质工程一体化工业探索均取得积极进展。

碎屑岩致密油在松辽盆地白垩系扶余油层、鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段、柴达木盆地西南部扎哈泉新近系上干柴沟组等地质工程一体化实践取得重大进展^[21-23]（表 1）。

（1）松辽盆地南部吉林探区致密砂岩油。①地质评价预测方面。扶余油层纵向上划分为4个砂组，下部为3个三角洲平原相分流河道砂组，上部为1个三角洲前缘水下分流河道砂组。致密油富集主控因素为供烃中心、鼻状构造背景、通源断裂、叠置厚储层、高气油比等，主要聚集于上部近源砂组和下部中间富砂砂组。建立了测井与岩石物理结合“七性”评价技术，多参数融合，实现了有效分级评价“甜点段”。应用针对性能量补偿、叠前相对保持提高分辨率处理、针对储层地震响应目标处理等3项技术，物探地质综合质控，获得保幅、高分辨率地震数据；分级建立地震复波识别和波形约束地质统计反演技术，分区分类识别主砂带，提高了纵横向分辨率，有效落实了“甜点区”分布。②长岭凹陷乾安地区为试验建产的重点示范区，自2015年以来基于测井“七性”定量刻画、井震约束薄互层主河道砂体三维预测数据体，形成了4项关键工程技术：一是水平井设计技术，应用水力裂缝监测、地层倾角测井、列阵声波测井、地应力预测等资料确定水平井方位，根据甜点储层分布特征“一区一策”优化水平井井位部署，针对不连续储层“一井一策”个性化设计优化水平段轨迹设计，结合沉积相带地震深度域平剖面精确地质导向，实现砂层和油层钻遇率均在95%以上。二是形成二开浅表套水平井钻完井技术，钻井周期缩短近50%，钻速提高30%以上，固井质量合格率100%，单井钻井投资降低44%，实现了降本提速。三是形成“甜点段”+密切割体积压裂技术，理论研究与矿场实践相结合，优化水平井体积压裂关键参数，持续优化压裂工艺，实现增大改造体积、蓄能提压、渗吸置换三重功效，地层压力提高33%，见油周期缩短42天，自喷周期大于500天，水平井提产能力不断增强（图 3）。四是加强开发前期试验，优化水平井开发单元、井排距，井网设计与地质、工程改造规模相匹配，倒算油藏工程设计方法，确保方案设计可操作性和到位率，保障储量动用及效益最大化。③2条主要管理举措：一是打破条块化传统管理模式，创新一体化管理模式，降本增效；二是分解单井投资构成，市场化运作，降低双方运行成本，达到双赢。通过深入的地质工程一体化实践，致密油已成为吉林油田中长期发展的重要接替资源，预计2020年将探明亿吨级致密油储量，有望建成百万吨级产能规模。

图 3

图 3 松辽盆地南部吉林探区扶余油层致密油水平井储层改造技术发展路线 Fig. 3 Development route of reservoir stimulation technologies of horizontal well for tight oil in the Fuyu reservoir in the Jilin exploration area, southern Songliao Basin

（2）松辽盆地北部大庆探区致密砂岩油。①地质评价预测方面。扶余油层纵向上划分为7个砂层组，发育大型河流—浅水三角洲沉积体系，主要储集砂体类型为曲流河、网状河及分流河道等，坳陷区广泛分布。致密油富集受控于有利相带厚层储层、源储叠合区、通源断裂、埋藏深度等因素，主要聚集于中部以三角洲前缘河道砂储层为主的3个砂层组。建立了以实验数据约束的测井“七性”参数定量评价方法，有效识别出含油“甜点段”。区域上根据砂体成因，应用地震多属性优选分析技术，优选砂体厚度敏感的均方根振幅等属性，多方法反演比对，形成地震储层预测和砂体精细刻画方法，精细描述“甜点区”分布。②两类开发模式工程关键技术。“十三五”期间，大庆油田采用水平井体积压裂和直井大规模压裂两种不同的开发模式，开展了10个水平井体积压裂和5个直井大规模压裂的现场试验，取得了积极进展。如芳198-133水平井试验区，把握储层和产能两个关键参数，优选有利目标区；选好资料、用对属性，刻画甜点储层，精细钻井跟踪导向，提高有效钻遇；精细压裂设计，减小缝间距，增大砂液比，提高裂缝波及范围及导流能力；平台布井、优快钻井、连续压裂，采用“工厂化”施工模式，实现控投资提效率；通过一体化攻关，实现砂岩钻遇率91.2%，含油砂岩钻遇率为88.1%，初产油32.7t/d，平均日产油14t。如塔21-4直井试验区，立足沉积微相开展储层精细分类评价，制订多轮次地震预测方案，不断提高储层跟踪预测精度，支撑平均单井钻遇有效厚度10.0m/9.9层；形成斜直井多层缝网压裂一体化平台开发设计技术，共完成5个批次86口井509层段，单井平均砂岩厚度16.5m，平均单层设计砂量45.1m³、滑溜水量709m³，达到了不同品质储层个性化有效改造；通过一体化攻关，试验区已见油50口井，平均单井日产油3.7t，综合含水69.3%，全区累计产油12561t。③以效益开发为目标，通过赋予项目经理部机构编制设置权、投资计划审批权、市场化运作权、招标管理权、物资采购权等11项权利，统一组织、统一管理、统一运行，实行产量及经营指标全生命周期管理，实现降投资、降成本目标。

（3）柴西南扎哈泉地区上干柴沟组致密砂岩油。上干柴沟组纵向上划分为6个砂组，下部主要发育优质烃源岩，致密油主要分布在中上部的3个砂组，以湖相滩坝砂为主要储层，埋藏浅、物性差，致密油富集受构造背景、优势岩性等因素控制，发现了扎2、扎7、扎探1等多个“甜点区”。自2013年以来，立足“甜点区”，经历了优化产建目标、勘探开发一体化、高效开发、外围甜点突破4个发展阶段，形成了多手段多属性预测甜点储层、开发早期介入的勘探开发一体化运行、基于试采评价的产建方案设计等有效举措，推进了新的产能建设和外围新区接替。

混积岩—沉凝灰岩致密油在准噶尔盆地东部吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组、三塘湖盆地马朗—条湖凹陷条湖组、渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段等地质工程一体化取得重要进展^[24-27]（图 3、表 1）。

（1）吉木萨尔凹陷芦草沟组致密混积岩油。①地质评价预测方面。芦草沟组沉积期为近海咸化湖盆沉积，主要为碎屑岩类和碳酸盐岩类组成的混积岩，岩性复杂、粒度较细、薄层纹层叠置，凹陷区内大面积连续分布。致密油富集受控于宽缓斜坡构造背景、烃源岩成熟度、云质与砂质有利储层、微裂缝系统等因素，致密油主要聚集于上、下两个“甜点段”，横向分布稳定，其中上“甜点段”岩性主要为砂屑云岩、岩屑长石粉细砂岩和云屑砂岩，油层跨度38m，主体区域叠合厚度大于16m，是目前的主要开发目的层。建立了测井与岩石物理结合“七性”评价技术，优选骨架密度、结构指数两个敏感参数，连续评价岩性含量，应用核磁测井T₂截至值计算页岩孔隙度及含油饱和度，有效提高“甜点段”解释精度。建立多井地质模型，明确甜点段地震响应特征，优选纵波阻抗、均方根振幅等地震属性参数分层段有效预测孔隙度，定量预测岩石脆性、水平应力、多尺度裂缝等工程参数，地质工程结合准确刻画“甜点区”分布。②吉木萨尔凹陷中南部为试验建产的重点示范区，基于地震预测的地质—工程参数三维模型，形成了4项关键工程技术：一是建立地质—工程一体化薄油层水平井轨迹跟踪技术，指导轨迹设计及随钻调整，工程上旋转导向和探边，“甜点段”钻遇率大幅提高。二是配套形成水平井钻完井技术体系，优化井身结构、钻井液体系、钻具方案等，设计两套方式实现工厂化钻井，钻井周期明显缩短。三是形成了高密度裂缝切割、多粒径支撑剂组合、大排量大规模改造的水平井体积压裂技术系列，储层改造水平明显提高。四是努力推进试验区大平台及细分层系开发试验，优化钻井方位、井距、水平段长度、初期产能等关键参数，“大井丛、工厂化”，优先动用一类区，力求勘探—评价­—产能一体化、整体部署、分步实施、平面接替、保持稳产。③主要管理举措方面，成立了现场指挥部，方案、钻前、钻井、压裂、试产、生产一体化管理，做好降本与技术提效攻关工作。通过不断推进地质工程一体化，致密油已作为新疆油田石油建产上产的重点领域之一，预计2020年将探明亿吨级致密油储量，有望近年建成产量百万吨级致密油田。

（2）马朗凹陷条湖组致密沉凝灰岩油。①地质评价预测方面。条湖组纵向上划分为三段，上段为泥岩、凝灰质泥岩，有一定生烃能力；中段为沉凝灰岩，是主要的储层“甜点段”；下段为火山熔岩。条湖组沉凝灰岩致密油是火山碎屑落入富含有机质湖盆斜坡及中心，伴随湖盆沉降、有机质成熟，生成油气就近聚集在火山灰脱玻化蚀变产生的大量微孔中，形成大面积连续分布的致密油资源，具有断缝输导下部芦草沟组油源、火山机构周缘湖盆区洼地沉凝灰岩储层聚集石油的富集模式。形成了储层“七性”评价技术，常规测井交汇识别岩性、核磁评价有效储层、阵列声波分析力学参数，建立了沉凝灰岩储层分类评价标准。研发了地震预测储层甜点关键技术，运用多属性、地震反演、含油气检测技术综合落实“甜点区”，井震结合识别“甜点区”260km²，储量规模0.77×10⁸t。②马朗凹陷马56井区是条湖组致密油的开发试验区，自2013年以来经历基础井网建设、转变开发方式、井网加密3个发展阶段，试验技术方案，优化工艺参数，形成4项关键工程技术，建立了条湖组沉凝灰岩致密油开发模式：一是水平井设计技术，应用区域应力分析资料初步确定水平井方位，压裂裂缝监测校正主缝网方位，有效确定水平井轨迹方向，提出五点法井网，两水平井首尾在主应力方向错开，确保体积改造缝网的立体全覆盖。二是钻完井技术，自主研制专用导向耐磨PDC钻头、弱凝胶钻井液，集成配套可视化随钻导向及水平井固井技术，创新可控斜全压钻进模式，解决了安全快速钻井难题。三是体积压裂技术，配套形成了“分段多簇、大排量、大液量”水平井体积压裂改造技术系列，实现了由传统单缝改造到大规模体积改造的转变；通过微地震裂缝监测证明，体积压裂形成了复杂裂缝网络系统，证实凝灰岩体积压裂工艺的适用性。四是开发前期试验方面，针对地层压力低、供液能力差的难题，积极转变开发方式，以补充地层能量为目标追求参数最优化设计，各10口井分别试验增能压裂和注水吞吐，单井周期增油取得较好效果。③两个阶段的主要举措：第一阶段，通过井网适应性评价，编制两次加密方案，共部署水平井73口，建产能32×10⁴t，加密后采收率提升至10%，初具经济性；第二阶段，结合矿场试验和室内实验，将扩大水驱+吞吐应用规模，努力将最终采收率提升至15%。

碳酸盐岩致密油在柴达木盆地西南部古近系下干柴沟组、四川盆地中北部侏罗系大安寨段、渤海湾盆地西部凹陷雷家地区古近系沙河街组四段等地质工程一体化取得积极进展（表 1）。

（1）柴西南英西地区下干柴沟组致密碳酸盐岩油。①地质评价预测方面。英西地区下干柴沟组为浅湖—半深湖相沉积，纵向划分为盐间和盐下两套组合6个油组，致密油主要分布在盐下3个油组，可划分出膏坪、滩、灰云坪、湖泥4种微相，其中灰云坪和滩为有利沉积相带，滩—坪复合体较发育，纵向上层段多，累计厚度为200~500m，储地比为50%~60%，有效储层占30%~40%。致密油富集主控条件为位于烃源中心、有利沉积相带和有利储层发育区。建立了缝洞—孔隙型、裂缝孔隙互补型（溶蚀孔）、裂缝孔隙互补型（晶间孔）等3种储层类型测井“七性”“甜点段”评价技术，开展灰云岩储层纵横波阻抗反演预测，利用相干蚂蚁体预测优势裂缝发育区，支持了“甜点区”识别。②3项工程关键技术：一是水平井设计技术，综合确定水平段长度在800~1000m，水平井压裂缝间距60~80m，结合最大主应力方向优化水平井网设计。二是针对英西地区井漏突出、溢漏共存、钻井周期长难题，形成以“高效提速工具”为核心的钻井提速方案，钻完井配套技术不断完善。三是持续优化工艺参数与体系配方，采用产出液配制滑溜水、小粒径石英砂替代陶粒，形成英西复杂储层水平井体积压裂特色技术。③主要管理举措方面。按照“整体部署，分批实施，强化跟踪，优化调整”原则，缝洞—孔隙型储层部署直井开发，裂缝孔型互补型储层以平台方式部署水平井+规模压裂投产，部署井数超百口。“十三五”期间，围绕英西地区下干柴沟组碳酸盐岩开展中深层源内致密油勘探，相继发现5个“甜点区”，多口井获超千吨高产，落实三级储量2.41×10⁸t，其中探明石油地质储量2472×10⁴t，建成产能22×10⁴t。

（2）川中北大安寨段页岩油。四川盆地侏罗系油气总资源量超过20×10⁸t，2018年前盆地侏罗系勘探开发主要针对构造或构造裂缝、致密石灰岩两类目标（图 4），集中在川中地区，累计完钻井2220口，以侏罗系为目的层井1229口，大安寨段累计完钻井1037口，探明石油储量8118×10⁴t，1997年峰值产量为23.95×10⁴t，2018年产量仅有2.4×10⁴t，资源转化率极低。自2019年以来，转变思路，优选大安寨段页岩为勘探“甜点段”（图 4），主要基于页岩段孔隙度4%~6%远优于顶底板致密灰岩、已有多口井页岩段有工业油气流发现等重要新认识、新发现，评价出盆地中北部大安寨段富有机质页岩厚度为20~50m、目的层埋深为1400~2500m的页岩油气“甜点区”面积约2×10⁴km²。目前，中国石油立足川中地区大安寨段湖相页岩油气有利区，按照“突出重点、突出突破、突出效果”部署思路，在两个区块开展两个层次的资料录取和整体风险勘探评价工作：一是优选老井结合地震预测成果开展“直改平”，采用水平井+体积压裂技术，突破产量关；二是开展新井部署和论证，在取全取准资料的前提下，进一步验证含油气性，并开展工艺试验。四川盆地侏罗系油气进入页岩油气勘探新阶段，潜力巨大，前景可期，地质工程一体化提前介入和系统规划，应在这一阶段发挥核心作用，有望开辟海相页岩气之后非常规页岩层系石油的新领域。图 4所示为四川盆地侏罗系勘探阶段划分与油气产量变化关系。

图 4

图 4 四川盆地侏罗系勘探阶段划分与油气产量变化关系[28] Fig. 4 Relationship between exploration stage division and oil and gas production change of Jurassic in Sichuan Basin[28]

“十三五”前三年，中国石油探区通过大力推进致密油地质工程一体化，“进源找油”油气发现和产能建设实现“双丰收”，研究区3种类型致密油新增探明地质储量1.19×10⁸t，新增三级储量9.97×10⁸t，新建产能225×10⁴t，2018年产量为124×10⁴t（表 2）。

表 2

表 2 2016—2018年致密油国家课题研究区三级储量与产能产量统计 Table 2 Statistics of possible reserves and productivity in study areas of tight oil national research project in 2016-2018 盆地/地区 类型 探明储量/104t 控制储量/104t 预测储量/104t 产能/104t 2018年产量/104t 鄂尔多斯盆地 碎屑岩 35500 184 60 松辽盆地北部 碎屑岩 8256 4395 22 8 松辽盆地南部 碎屑岩 5975 3141 7177 28 17 柴达木盆地 碎屑岩 132 4 2 准噶尔盆地吉木萨尔 混积岩 2546 18 3 三塘湖盆地马朗—条湖 沉凝灰岩 736 1333 2206 57 29 柴达木盆地西南 碳酸盐岩 2472 7326 14303 22 3 四川盆地侏罗系 碳酸盐岩 2 渤海湾盆地束鹿 碳酸盐岩 4181 合计 11861 24237 63581 225 124

表 2 2016—2018年致密油国家课题研究区三级储量与产能产量统计 Table 2 Statistics of possible reserves and productivity in study areas of tight oil national research project in 2016-2018

致密油已成为石油工业化生产的新领域，全国致密油可采资源量12.3×10⁸t，主要分布在鄂尔多斯盆地、松辽盆地、准噶尔盆地、四川盆地和渤海湾盆地陆相地层，资源潜力大，发展挑战多。美国“海相页岩革命”的成功，是坚持多学科融合、多技术集成、多手段管理的地质工程一体化创新发展的必然结果，对于推动和实现“陆相页岩革命”具有重要的启示意义。结合“十三五”致密油课题研究的阶段进展，列出几点初步思考：

（1）多层系立体“人工油藏”开发可能是致密油地质工程一体化发展的重要方向。“人工油藏”开发，是以“甜点区”为单元，用压裂、注入与采出一体化方式，形成“人造高渗区、重构渗流场”，改变岩石的应力场、温度场、化学场、温度场及其油气润湿性与流动性，多层系多个“甜点段”整体设计，人工干预实现致密油规模有效开发^[29]。如吉木萨尔凹陷芦草沟组“上甜点段”和“下甜点段”多数区域叠置发育，目前作业只能顾及一段，以“上甜点段”为主，尚难以综合考虑“下甜点段”乃至紧邻的页岩油段，下一步可能需加强基于整个芦草沟组页岩层系石油资源长远整体动用开发的规划设计。

（2）针对性建立不同类型致密油地质工程一体化“参考模板”，可能是小区块致密油整体效益动用的重要法宝。中国陆上有相当部分的富油气断陷盆地页岩层系小区块，几十到几百平方千米，尤其以渤海湾盆地星罗棋布的富油气小断陷盆地最为典型，一般100~200km²，分属于中国石油、中国石化等不同油气田公司，下一步可能需加强总体部署规划，避免由于各家自起炉灶、埋头探索，可能带来的大量不必要重复工作，造成人力、物力和财力浪费，难以形成较好的整体开发效果。因此，建议从国家层面着力打造不同类型致密油的地质工程一体化的“参考模板”，“集中铸模范、散开满天星”，有利于推进全国小区块致密油的规模效益发展。

（3）页岩层系源岩油气，可能是致密油同步规模发展进程中需要高度关注的“孪生兄弟”。陆相烃源岩石油具有巨量资源规模，是未来石油发展重要接替领域。致密油规模发展过程中，可能需高度关注、科学规划相邻、共生的烃源岩层系的研究和试验，以期形成良好的接续发展。与致密油一样，烃源岩石油规模效益发展的关键问题，是产生“人工渗透率”或形成“人工能量场”、建造“人工油气藏”等开发技术创新与突破^[30]，需要密切结合致密油的试验开发认识和动态，形成烃源岩石油的地质评价认识和工程方案设计。另外，对于富有机质、低成熟页岩，水平井电加热原位转化技术现场试验及地质工程一体化的组织，也是陆相烃源岩石油发展的重要探索方向。

（1）致密油“进源找油”包括找出“甜点区”和采出“甜点体”两个内涵。致密油地质工程一体化是以“甜点区（段）”评价识别为基础，以“甜点体”高产稳产为目标，以“逆向思维设计、正向作业施工”为工作指南，坚持地质设计与工程实践一体化组织管理，做好“甜点区（段）”评价刻画和“人工油藏”制造开发两篇文章的系统工业过程。

（2）中国陆上致密油划分为碎屑岩、混积岩—沉凝灰岩、碳酸盐岩3种主要类型。分类型说明了研究课题中国石油探区致密油地质工程一体化在地质评价预测、工程关键技术和主要管理举措等3个方面的研究进展，“十三五”前3年新增三级储量9.97×10⁸t，新建产能225×10⁴t，取得了油气发现和产能建设“双丰收”。

（3）地质工程一体化是实现中国致密油规模效益发展的必由之路，初步提出加强多层系立体“人工油藏”开发、建立不同类型小区块“参考模板”、高度关注页岩层系源岩油气等致密油地质工程一体化发展建议。

本文在撰写和研究中得到“致密油”国家科技重大专项研究团队胡素云、陶士振、闫伟鹏、梁晓伟等领导和专家的帮助和支持，以及李德生、邹才能、高瑞祺、宋建国、顾家裕等院士和前辈们的指导和帮助，在此一并衷心致谢。