【中国石油|页岩油篇:页岩油未来有望迎来快速上产期】-国信证券

（以下内容从国信证券《【中国石油|页岩油篇:页岩油未来有望迎来快速上产期】-国信证券》研报附件原文摘录）
　　国信证券石化化工团队 杨林 CPA 执业证号S0980520120002 薛 聪 执业证号S0980520120001 张玮航 执业证号S0980522010001 余双雨 执业证号S0980523120001 张歆钰 执业证号S0980123050087 王新航 执业证号S0980123070037 【中国石油|炼厂篇：积极践行“分子炼油”，持续推进“减油增化”】-国信证券 【中国石油|非常规气篇：非常规天然气业务将迎来快速发展】-国信证券 【中国石油|深度报告：全球能源巨头，看好油气弹性】-国信证券 【中国石油系列深度报告】国信证券 事项 近日，我国首个页岩油水力压裂试验场在长庆庆城油田正式建成，为提高单井产量及下一步页岩油效益开发提供坚实基础。 国信化工观点： 1）页岩油分布广泛，美国凭借页岩油革命实现能源独立：页岩油主要分布在北美和欧亚大陆，截至2017年底，全球页岩油地质资源总量为9368亿吨，技术可采资源量为618亿吨，可采资源量排名前三的分别为美国、俄罗斯和中国。美国页岩油开发最为成功，2000年以来，随着水平井和分段压裂等技术在页岩油勘探开发中的探索应用，美国页岩油开发成本不断降低，实现了多个页岩油项目的商业性开发。美国页岩油的快速发展使曾经全球最大的油气进口国美国实现了“能源独立”，深刻改变了世界油气供给格局。据EIA预测，在基准情景下，2040年美国的页岩油产量将达到154.4万立方米，约占美国石油总产量的67.3%。 2）我国页岩油赋存条件复杂，目前处于效益建产阶段，未来前景广阔。中国的页岩油资源主要赋存于陆相地层中，与北美地区相比中国富有机质页岩具有“一深、二杂、三多”的特点。这些特点决定了中国页岩油气的资源特征与美国广泛发育的海相页岩油气的资源特征有着显著的差别。我国鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地和四川盆地等5大盆地的页岩油地质资源量均超过20亿吨，合计在我国页岩油地质资源量占比超过95％。中国的页岩油开发起步较晚，还处于总体规划到技术突破的阶段，离实现工程巨大变革和全面规模效益开发阶段尚有差距，但从资源基础、工程技术能力和产量预期来看，中国具备页岩油革命能够取得成功的基本条件。2022年我国页岩油产量首次突破340万吨，较2018年产量翻了两倍。 3）中国石油不断推进技术创新与管理创新，页岩油开发成果不断涌现。经过多年技术攻关和实践，中石油已初步形成适合中国陆相页岩油地质开发特征的页岩油开发评价方法与技术。中国石油坚持“全生命周期管理”理念，探索形成了“一全六化”页岩油勘探开发模式，推进“五提产、五降本”系统工程，建立多个市场主体共同参与、平等竞争的市场机制，推动内部市场承包商联动创效，搭建油气生产物联网系统，促进了规模增储、效益开发。庆城油田是我国目前探明储量规模最大的页岩油油田，预计2025年页岩油产量超300万吨；吉庆油田是我国首个国家级陆相页岩油示范区，预计2025年产量页岩油产量达140万吨；大庆油田长期探索页岩油力争2025年产油量达100万吨；大港油田目前处于效益开发先导阶段，2025年产量有望达25万吨。 风险提示： 原油价格大幅波动的风险；自然灾害频发的风险；新项目投产不及预期的风险；地缘政治风险；政策风险等。 1 页岩油概述与美国页岩油革命 页岩油是指已经生成但仍滞留于富有机质泥页岩微米、纳米级储集空间中的石油。从页岩油的概念而言，国外油气行业所界定的页岩油具有广义性，泛指了含泥页岩层系中页岩、砂岩、碳酸盐岩等各层位石油资源的统称，更接近国内所指的致密油的概念。EIA和USGS有关研究和报告中页岩油和致密油相互替代的情况也非常普遍。从严格意义上讲，美国实际勘探开发的页岩油大致包括了国内业界所指的页岩油和部分类型的致密油。中国将致密油和页岩油进行了区分，简单来说，页岩油无自然产能或低于工业石油产量下限，需采用特殊工艺技术措施才能获得工业石油产量，而致密油在一定经济条件和技术措施下可以获得商业石油产量。 全球页岩油资源丰富，分布广泛。截至2017年底，全球页岩油地质资源总量为9368.4亿吨，技术可采资源量为618.5亿吨，主要分布在北美和欧亚大陆。北美地区页岩油技术可采资源量为185.5亿吨，占比30%；其次为包括俄罗斯在内的东欧地区，技术可采资源量为117.5亿吨，占比19%；亚太地区可采资源量为111.3亿吨，占全球的18%，技术可采资源量排名前三的国家依次为美国（21%）、俄罗斯（14%）和中国（7%）。 美国页岩油开发最为成功，加拿大、中国、俄罗斯等国紧随其后。2000年以来，随着水平井和分段压裂技术在页岩油勘探开发中的探索应用，美国实现了多个页岩油项目的商业性开发。2020年，美国页岩油产量达3.5亿吨，占其石油总产量的50%以上，石油年产量超过沙特阿拉伯，居世界第一。此外，加拿大的页岩油产量也在不断增加，其他国家如中国、俄罗斯、阿根廷等，对页岩油的开发仍然处于早期阶段。 美国页岩油快速发展，使美国实现了能源独立。美国在近50年的发展中，页岩油气异军突起，使曾经全球最大的油气进口国美国实现了“能源独立”，深刻改变了世界油气供给格局。全美页岩油资源分布呈东多西少、主要赋存区占主导、其他区域零星分布的特点，Bakken、Eagle Ford 页岩区带、Permian盆地是美国主要的页岩油产区，总技术可采储量高达262亿吨，占全美页岩油总量的80%。其中Permian盆地为美国丰度最好、产量最高的页岩油富集带，Bakken和Eagle Ford页岩区带位居二、三位，而Wolfcamp、Spraberry及Fortworth等盆地虽也有页岩油发现，但受储量、地质环境等条件的限制，开发价值不高。Bakken盆地最早实现页岩油成功开发。 美国的页岩油发展大致可划分为3个阶段，分别为发现探索阶段、转变思路和技术突破阶段以及快速发展阶段。 发现探索阶段（1999年之前）：1953年发现了Antelope油田，建立了Bakken组和Three Forks组油气生产系统，1961年Shell公司在Billings鼻状构造区发现了较好的沉积区带，认识到Bakken组上段页岩可以生成油气。Bakken组上段页岩的第一口水平井于1987年开钻，水平段长794米，该井的成功钻探揭开了Bakken组上段页岩水平井钻井的新时代。到20世纪90年代，有超过20家公司参与了相关的勘探开发活动。但随着20世纪90年代油价的显著下降，以及Bakken组上段页岩产量不稳定及产量衰减等问题影响，Bakken组重新回到次要勘探开发目的层的状态。 思路转变与技术突破阶段（2000-2008年）：Bakken组中段的水平井钻井开始于2000年，发现了Elm Coulee油田，对每口水平井均进行了加砂或水力压裂，估计整个油田的最终可采储量大于3180万立方米，截至2011年底，该油田完钻水平井已超过4000口。随着水平井和水力压裂技术的成功应用，页岩油产量得以迅速提高。 快速发展阶段（2009年至今）：由于2009年起美国国内天然气价格持续低迷，因此各公司纷纷转向页岩油领域，Bakken页岩区的作业量和产量快速提升。以水平井分段压裂技术的应用为标志，页岩油勘探开发工作进一步向其他页岩区拓展，美国页岩油正式进入快速发展阶段。Eagle Ford、二叠纪盆地成为新的页岩油勘探开发热点地区，每年页岩油新钻井数及单井产量持续攀升，页岩油产量占比迅速增大。根据EIA统计数据，2011年美国页岩油产量首次突破5000万吨，2012年达1亿吨，2014年达2亿吨，2018年美国页岩油产量达到3.2亿吨，占美国石油总产量的58.7%，据EIA预测，在基准情景下，2040年美国的页岩油产量将达到154.4万立方米，约占美国石油总产量的67.3%。 美国页岩油开发通过复制页岩气开发技术实现了产量的跨越式突破，其中两个关键技术为水平井钻井技术和水力压裂技术。美国统计数据中页岩油是致密油的重要组成部分，2004年美国仅有约15%的致密油通过水平井生产，2018年大幅增加至97%。据ENVERUS数据，2010年美国Permian盆地水平井平均长度为3879英尺，2022年增加至10000英尺。2015-2016年的全球油价暴跌后，美国油气公司优化了水平井压裂技术，提高了页岩油的单井产量。 持续的技术进步促持续的技术进步促进美国页岩油开发成本不断下降。美国页岩油开发技术包括选区与甜点评价、超长水平井、“一趟钻”钻井、立体井网（多分支）布井、细切割及重复水力压裂等技术。美国页岩油开发采取“工厂式”密集钻水平井的方法，目前美国生产页岩油的水平井超过10万口，钻井规模化降低了生产成本；由于钻头等技术的改进，从过去钻完一口水平井要更换多次钻头，发展到不用更换钻头“一趟钻”即可完成钻井，最长水平段可一次钻进近6000米。钻井用时从2008年的35-40天，减少到2018年的10天左右，效率提高了3-4倍；完井设计从最初的裸井一段压裂，发展到目前水平井压裂分30-65段；压裂完井时间从原来的3-4周，发展到目前的不到2周，如果同时考虑到压裂段的增加，单段压裂完井效率提高了5-6倍。在不断增加完井难度和复杂性的前提下，整体钻完井周期从原来的7-8周降低到目前的3周左右。 2 中国页岩油资源 页岩油是未来我国原油稳产的重要资源领域。中国是一个“富煤、少油、缺气”的国家，我国实现“双碳”目标的基本路径是减煤、稳油、增气，大力发展可再生能源。在可再生能源具备足够规模，形成有效接替之前，国内2亿吨原油年产量的硬稳定是中国深入推进能源革命、建设新型能源体系的必要条件。目前，中国东部陆上油气勘探处于中高勘探程度阶段，且老油田进入开发后期阶段，面临高含水、储量动用难度大等问题，给原油产量硬稳定的目标带来了诸多挑战。页岩油开发利用对稳定国内原油产量，实现“双碳”目标意义重大。 我国陆相页岩油资源潜力大、分布广，具备加快发展的基础。2017年EIA发布中国页岩油技术可采资源量为43.9亿吨，位居世界第三位。近年来，随着勘探开发技术的进步，页岩油产量快速增长，中国石油企业“十四五”规划均将页岩油作为重点开发领域，预计2025年中国可实现页岩油年产量650万吨。未来5-10年是页岩油发展关键期，对于缓解我国油气供给形势、保持我国原油2亿吨稳产具有重要意义。 中国页岩油主要分布在鄂尔多斯、松辽、渤海湾、准噶尔和四川五大盆地。中国页岩油在鄂尔多斯、松辽、准噶尔、柴达木、渤海湾、四川、三塘湖、酒泉等盆地均有分布。据中国石油勘探开发院数据，全国10大盆地的页岩油地质资源总量为319.0亿吨，技术可采资源总量为22.8亿吨。鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地和四川盆地5大盆地的页岩油地质资源量均超过20亿吨，在页岩油地质资源量中的总占比超95％。 目前我国主要开发中高成熟度页岩油，中低页岩油资源总量巨大，前景可期。按照有机质热成熟度的高低，我国陆上页岩油分为中低成熟度和中高成熟度两大类。根据2019年自然资源部初步评价，中高成熟度页岩油地质资源量为145亿至215亿吨，中低成熟度页岩油技术可采资源量为200亿至250亿吨。中高成熟度页岩油在我国起步较早，现实性强，已开展相关工业试验。中低成熟度页岩油资源总量巨大，需要通过地下原位加热，把多类有机物降质改造，产生轻质油和天然气。中低成熟度页岩油开发目前正在进行先导试验研究，一旦取得技术和经济突破，有望在我国油气增储上产建设中发挥重要支撑作用，前景可期。 我国页岩主要为陆相页岩，赋存条件复杂。根据页岩沉积环境，将页岩划分为海相、海陆过渡相和陆相页岩。中国的页岩油资源主要赋存于陆相地层中，与北美地区相比，中国富有机质页岩具有“一深、二杂、三多”的特点。“一深”指富有机质页岩的埋深大（埋深在3500米以深的页岩约占65%）；“二杂”指富有机质页岩的形成演化历史复杂、地表条件复杂；“三多”指富有机质页岩的类型多样、页岩的形成与分布时代广泛（多期）、页岩油气富集及成藏的控制因素众多。这些特点决定了中国页岩油气的资源特征与美国广泛发育的海相页岩油气的资源特征有着显著的差别。 中国页岩油资源主要分布在白垩系、上三叠统和古近系，埋深大部分小于3500米。中国页岩油的主要分布层系按照地层从新到老依次为新近系、古近系、白垩系、侏罗系、上三叠统和二叠系，页岩油资源主要集中分布在白垩系、上三叠统和古近系。中国重点盆地的页岩油资源主要富集在浅层（埋深＜2000米）和中—深层（埋深为2000-3500米）页岩中，浅层页岩油地质资源量和技术可采资源量分别为61.8亿吨、3.3亿吨，中—深层页岩油地质资源量和技术可采资源量分别为107.7亿吨、8.5亿吨。 中国陆上页岩油勘探大致经历3个主要阶段： 1）勘探探索阶段 （1970-1998年）：相继在渤海湾盆地、江汉盆地、松辽盆地等泥页岩裂缝获得突破，同时鄂尔多斯盆地直井压裂砂岩获得工业油流，但受限于钻井和压裂工艺技术，未获实质性勘探突破。 2）快速突破阶段（2009-2018年）：鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、渤海湾盆地相继获得突破，水平钻井、体积压裂技术逐步应用，单井产量提升，实现了夹层型与混积型页岩油勘探快速突破。 3）多类页岩油规模勘探、逐步效益建产阶段（2018年至今）：松辽盆地古龙凹陷的历史性突破，揭开页岩型页岩油的勘探序幕。同时夹层型和混积型页岩油规模勘探不断扩大，效益建产逐渐实现。相继建成鄂尔多斯盆地陇东页岩油示范区、准噶尔盆地吉木萨尔芦草沟组国家级陆相页岩油示范区、大庆古龙陆相页岩油国家级示范区以及渤海湾盆地济阳坳陷沙河街组国家级示范区，页岩油勘探开发进入新阶段。2022年页岩油产量首次突破340万吨，较2018年的产量翻了两番。其中长庆油田庆城页岩油初步实现规模效益开发，已形成200万吨生产规模。 对比美国页岩油发展历史，中国页岩油开发大体需要经历3个阶段： 第一阶段：资源边际开发阶段，以油藏评价、技术攻关配套、开发先导试验及小规模开发为主，投资成本较高（高于常规油），负向拉动作用明显； 第二阶段：可规模开发、产能正向拉动阶段，技术明显进步、大幅度提高单井可采储量（EUR），投资成本大幅度下降，百万吨产能投资低于特低渗透储层或致密油，实现正向拉动，从而进入大规模开发； 第三阶段：进一步提高采收率阶段，不同于美国页岩油资本市场的短周期、高衰竭开采模式，中国页岩油开发要着眼于将资源最大化转为产量，要以提高采收率为核心，采收率要达到20%-30%。 目前中国页岩油处于资源边际开发阶段，但中国具备页岩油革命成功的条件。中国的页岩油开发起步较晚，还处于总体规划到技术突破的阶段，离实现工程巨大变革和全面规模效益开发阶段尚有差距，但从资源基础、工程技术能力和产量预期来看，中国具备页岩油革命能够取得成功的基本条件。关键在于技术进步大幅度提高单井EUR，美国二叠盆地单井EUR从初期的2万吨提高至目前的8万吨以上，极大地促动了桶油完全成本的降低，从2014年的101.5美元降低至2022年的36.6美元。我国页岩油革命要成功，必须要有理念突破和管理创新，坚持全生命周期管理模式、一体化统筹、专业化协同、市场化运作、社会化支持、数字化管理、绿色化发展的“一全六化”非常规发展管理理念。 3 中国石油页岩油情况 中国石油天然气集团公司（中国石油）页岩油地质资源量约201亿吨，主体分布于鄂尔多斯、松辽、渤海湾、准噶尔4大盆地（地质资源量共计172亿吨），年产量自2010年的2.5万吨增至2023年的391.6万吨，呈现了良好开发前景。 中石油页岩油技术工艺创新： 经过多年技术攻关和实践，中石油已初步形成适合中国陆相页岩油地质开发特征的页岩油开发评价方法与技术，主要包括岩相评价、储集性表征、可动性评价、可压性评价、产能评价及地质建模-数值模拟一体化“甜点”分析技术。 页岩油地球物理“甜点”识别与预测技术：应用三维地震高精度曲率、井控地震相、高分辨率反演等技术精细刻画微构造和页岩分布，形成了三维地震岩性、含油性、变系数脆性等多信息融合甜点预测技术，水平井甜点段钻遇率提高10.5%，单井产量提升86%；综合页岩油储层厚度、物性、视电阻增大率等参数构建了视储能系数模型，进行测井产能预测，庆城油田82口试油井图版符合率达到81.7%，有效支撑了庆城油田探明储量提交。 长水平井段优快钻完井技术与大平台丛式井立体开发技术模式：地质工程一体化全生命周期管理，已成为页岩油规模效益开发的重要理念。水平井与大规模体积压裂成为中高熟陆相页岩油开发重要手段。针对大面积连续分布的页岩油资源丰度较低和储层物性较差特征，创新采用三维地震多属性精细刻画与旋转地质导向相结合技术，实现了长水平井段钻探控制更大面积的目标。中国石油在鄂尔多斯盆地实施的华H90- 3井水平井段长达5060米，刷新亚洲陆上最长水平井纪录；针对中国复杂的地表地貌条件和地下构造特征，以及陆相页岩油层段多、厚度大的特点，创新形成了水平井小井距、大平台和丛式井立体开发技术模式；庆城页岩油田华H100平台布井数达31口，纵向上实现了单平台三层系的一次性动用，节约土面积217.84平方千米，平均钻井周期降至18天，为庆城300万吨页岩油产能建设提供了有力支撑。 细分切割体积压裂技术工艺与“一段一策”差异化压裂模式：中石油长庆油田针对鄂尔多斯盆地长7段页岩储层裂缝条带状分布和低压特点，研发了以“多簇射孔密布缝+可溶球座硬封隔+暂堵转向软分簇”为核心的细分切割压裂技术工艺，创建了“造缝、补能、渗吸”一体化体积压裂模式，单井平均初期产量由前期的9.6吨/天提升到18.6吨/天，单井EUR由前期1.8万吨提升2.6万吨；针对页岩油储层物性差、非均质性强的特点，通过精细评价储层岩石力学参数和可压性指数，制定了“一段一策”差异化压裂施工模式，采用超密切割、连续铺砂和多级暂堵转向等工艺技术，提高裂缝导流能力，实现致密页岩油储层的有效改造。创新形成了以“水平井+体积压裂”为核心的页岩油“甜点”优选、三维丛式水平井优快钻完井等五大技术系列，催生了10亿吨规模页岩油探明储量顺利发现，建成了亚洲陆上最大水平井平台华 H100 平台，与常规井相比，平台占地面积减少6成以上，实现了以最少的用地动用地下最多的储量。在地面仅占30多亩地，但在地下实际开采储层面积达4万多亩，打造了隐形“采油航母”。 中石油页岩油运营模式创新 中国石油坚持“全生命周期管理”理念，探索形成了“一全六化”页岩油勘探开发模式，推进“五提产、五降本”系统工程，建立多个市场主体共同参与、平等竞争的市场机制，推动内部市场承包商联动创效，搭建油气生产物联网系统，促进了规模增储、效益开发。大庆古龙按照“会战传统+项目管理+市场化模式”，成立页岩油勘探开发会战前线指挥部，构建“六化”全生命周期管理体系，建设形成了以“精确甜点预测与靶层优选、立体开发井网设计与排采制度优化、水平井优快钻完井、缝控体积改造2.0”为核心的地质工程一体化技术体系，建立“百万吨百人”高效模式。吉木萨尔构建“新型油田作业区+项目经理部”综合管理体制，做实责任主体。长庆油田建立油气田勘探开发一体化事业部，成立页岩油开发分公司，创新大项目组产建开发模式，构建“中石油队伍、社会化资源、内部模拟市场主体”三位一体的市场化体系，推行物资采购“工厂到现场”直达，实施智能化配套工程，促进了页岩油效益开发。 庆城油田页岩油开发 庆城油田是我国目前探明储量规模最大的页岩油油田。庆城油田处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部，其行政区隶属于甘肃省庆城县、合水县及华池县。2019年，中国石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部庆城地区长7油岩层组的生油岩层系内发现了10亿吨级源内非常规大油田-庆城油田，至2022年底，评价资源量35亿吨，累计落实地质储量18.4亿吨，探明地质储量11.5亿吨。该地区整体呈层薄、非均质性强等特点，堪称“磨刀石中的磨刀石”，开发难度极大。 庆城油田目前处于规模开发示范区建设阶段。鄂尔多斯盆地长7油层组页岩油的早期勘探和基础地质研究可以追溯到20世纪70年代。勘探开发过程以2011年和2017年为界可划分为3个阶段：2011年之前为生烃评价和兼探认识阶段；2011-2017年为勘探评价、探索技术和提产提效阶段；2018年以来为整体勘探与水平井规模开发示范区建设阶段。 通过技术研发，庆城油田实现了规模效益开发。通过自主研发技术，庆城油田长7油层组页岩油储层实现了“千方砂、万方液、十方排量”的水平井体积压裂目标。井下微地震监测结果表明，体积压裂后形成的复杂裂缝体系有利于提高单井产量。创新形成了高密度细分切割、压裂前注水补能、提升油水置换率3项核心设计，研发了长水平段细分切割体积压裂技术，研制了可溶球座多功能驱油型滑溜水2项关键工具材料，集成了关键参数经济优化、多簇裂缝精细控制、工具材料自研自产3项降本措施，攻关形成了特色的长水平井细分切割体积压裂技术，实现了庆城油田页岩油规模效益开发。 庆城油田建设国内首个水力压裂试验场，对推广非常规油气开发技术意义重大。2024年6月20日，在庆城油田，国内首个水力压裂试验场顺利完成2口检查井现场取心工作，并完成了岩心基础资料及各项配套测试资料的搜集整理，这标志着我国首个页岩油水力压裂试验场正式建成。该试验场集成光纤、微地震、示踪剂等多种先进测试分析手段，并开展取心验证，进而分析水力压裂裂缝特征，深化认识不同压裂工艺的裂缝扩展形态、支撑裂缝分布、支撑剂运移等关键问题，为井网井距优化、段簇设计、压裂顺序及提高采收率研究等提供依据，为后续工程地质方案优化调整提供了直观可靠的第一手资料，对助推非常规油气开发技术升级及实现页岩油规模效益开发具有重大意义。 庆城油田预计2025年页岩油产量超300万吨。通过页岩油试验区的技术探索和庆城油田的勘探开发实践，中国石油长庆油田公司在地震、测井、储层改造等方面已形成一系列关键配套技术，实现了页岩油规模勘探开发的实质性突破。2022年庆城油田年产量达到164万吨。预计“十四五”末，庆城油田页岩油产能将超过500万吨，产量超300万吨，相当于增加一个中型油田。 吉庆油田页岩油开发 吉庆油田是我国首个国家级陆相页岩油示范区，目前处于技术定型和规模化扩产阶段。由新疆油田公司吉庆油田作业区开发管理的新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区，是中国首个国家级陆相页岩油示范区。吉庆油田作业区位于准噶尔盆地东部，面积1278平方千米，资源储量估算超过10亿吨。2023年，吉木萨尔凹陷页岩油产量达到 63.5万吨。吉木萨尔页岩油的勘探开发可以划分为3个阶段: （1）勘探及开发先导试验阶段（2011-2015年）：2011年，吉25井在芦二段获得产量为18.3吨/天的工业油流，提交预测地质储量6115万吨。在这一阶段通过开展不同完井方式和不同压裂工艺的开发先导性试验，试验井在初期的井均产油量为21.0吨/天，一年期产油量仅2110吨，生产效果未达预期。主要原因是一类油层钻遇率低(平均为33.9%)，储层改造的加砂强度较低(平均为0.9m3/m)。 （2）评价及工业化试验阶段（2016-2020）：通过强化“甜点”选区、优化水平井设计、精细控制钻井轨迹，2016年在“上甜点段”部署实施了JHW023井、JHW025井两口水平井，其优质储层的钻遇率达85%以上。采用套管完井、密切割、大排量、大砂量压裂工艺进行储层改造，加砂强度达2.0m3/m，两口井投产 后一年期的累积产油量均突破万吨。该阶段累积探明石油地质储量为1.53 亿吨，预测储量为2.76 亿吨。2020年3月，国家能源局、自然资源部联合，在吉木萨尔凹陷设立了“新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区”。 （3）技术定型及规模化建产阶段（2021年至今）：该阶段水平井立体开发模式形成，钻井、压裂工艺技术实现了成熟配套，降本提产效益明显。单井评估的最终可采储量(EUR)提高到3.82万吨，单井的钻压成本下降了42.7%，油藏进入规模化建产阶段。截至2023年底，吉木萨尔凹陷昌吉页岩油田累计完钻水平井 252口，开井181口，产油量为2423吨/天，含水率为55.7%。昌吉页岩油田累计新建产能157. 5万吨，产油量达63.5万吨，累积产油量为216.0万吨，预测最终采收率可达12.6%。 公司通过科研攻关，提高了“黄金靶体”钻遇率，有效降低了开发成本。吉木萨尔凹陷的页岩油为源-储一体，决定水平井产能高低的关键因素是“甜点”中的“黄金靶体”，即 一、二类“甜点”的油层。吉木萨尔凹陷页岩油“黄金靶体”的厚度为1.5-2.0米，井轨迹的控制难度很大，中国石油新疆油田公司为提高其钻遇率进行了技术攻关，“黄金靶体”钻遇率从43.4%提升至83.6%，资源动用程度由50%提高至89%，单井综合投资降至4500万元，实现了效益建产。 吉庆油田产能建设加快，预计2025年产量页岩油产量达140万吨。截至2024年一季度，吉庆油田围绕页岩油开发已取得1项理论创新与7项技术突破，陆相页岩油开发技术整体达到国际领先水平。截至2023年底，吉庆油田作业区页岩油累计完钻产能井252口，建成产能129.3万吨，2023年吉木萨尔页岩油产量达到63.5万吨，2024年页岩油计划产量突破90万吨，较2023年增加30万吨。按照计划，吉庆油田作业区今年将完成钻井100口，压裂井110口，2025年页岩油年产量将达到140万吨。 大庆古龙页岩油开发 大庆油田长期探索页岩油，2020年获得突破。松辽盆地是世界十大超级盆地之一，大庆油田位于松辽盆地北部，20世纪80年代开始探索页岩油。2016年以来，中国地质调查局联合大庆油田实施了松辽盆地陆相页岩油科技攻坚战，针对青山口组部署实施的7口钻井均获工业油气流，其中，松辽盆地北部松页油1HF井、松页油2HF井日产页岩油分别为14.37立方米、10.06立方米，松辽盆地南部吉页油1HF井日产页岩油16.4立方米，引领带动了松辽盆地的页岩油勘查。2020年4月，为探索古龙凹陷深部青山口组泥页岩油气富集规律而钻探的古页油平1井试油，试油期间最高日产油30.52吨，日产气13032立方米，成为古龙凹陷陆相页岩油勘探的战略突破井。 古龙页岩油资源禀赋好，价值高。与国内“非常规”油气开采成本高、递减快相比，古龙页岩油具有“三高”特点，游离烃的含量高、气油比高、压力系数高，因此流动性较好，易高产。油的品质好、密度低、黏度低、烃质组分高，一吨油可以产出27%的轻烃，天然气里面还有大量乙烷，价值较普通页岩油气更高。 能源局批准古龙油田设立国家级示范区，力争2025年产油量达100万吨。2021年公司提交石油预测地质储量12.68亿吨，开辟了5个先导试验井组。经国家能源局批准正式设立大庆油田古龙陆相页岩油国家级示范区。2023 年成功交规模探明储量超2亿吨，青山口组 Q9油层新部署的水平井全部达产达效，截至2023年底，示范区累产油27.8万。庆油田古龙陆相页岩油国家级示范区覆盖面积2778平方公里，设计水平井井位500口，建设产能300万吨，力争2025年年产油量100万吨以上。 古龙页岩油是大庆油田战略接替资源，发展前景广阔。古龙页岩油地质储量30亿吨为目标，推动页岩油成为油田新的战略增长点。中长期规划致力于解决剩余储采比低、储采失衡的问题，支撑油田稳产，建成页岩油勘探开发国家示范区，引领中国陆相页岩油革命。 大港油田页岩油开发 大港油田目前处于效益开发先导阶段。大港油田探区内页岩油资源丰富，主要分布在沧东凹陷孔二段和歧口凹陷沙三段、沙一段，早在2013年就开始陆相页岩油探索。经历研究探索、勘探突破、产能评价、先导试验4个阶段，目前基本实现效益开发。 （1）2013年开始，在常规油气勘探开发研究成果的基础上，中国石油大港油田开始进行页岩油的基础地质研究，以落实页岩油富集规律。同时，公司对对沧东凹陷老井复查与改造，通过压裂改造与试油测试，有13 口井获得工业油流； （2）2017年以后，大港油田设计了两口先导试验水平井，均稳定生产700天以上，累计产油量达2万吨以上，实现了页岩油水平井高产稳产的重大突破，为后期页岩油水平井的部署和经济化勘探开发奠定了重要基础； （3）2019-2021年，在勘探获得突破基础上，总结形成了适合黄骅坳陷的页岩油开发模式，页岩油日产油量3年上了3个台阶，2021年建成10万吨/年生产能力，率先在渤海湾盆地实现湖相页岩油工业化开发； （4）2022年至今，沧东凹陷孔二段页岩油正处于效益开发先导试验阶段，依靠地质认识和工程技术进步，逐步提高单井产量。2022年，在产能评价的基础上，优选沧东凹陷页岩油5号平台开展先导试验，测试单井峰值产量为39.6-122.3吨，单井评估的最终可采储量（EUR）为4.34-4.47万吨，建成了10万吨级效益开发示范平台。2024年大港油田新建成效益开发试验平台，试采实现产量效益达标。至此，大港油田在沧东、歧口两个凹陷均建立效益开发先导试验平台，形成了陆相纹层型页岩油效益建产技术序列。大港油田依靠地质认识和工程技术进步，逐步提高单井产量。 大港页岩油2025年产量有望达25万吨。大港油田页岩油走过10年艰辛探索历程，沧东凹陷孔二段形成一套可复制的效益开发技术序列，公司结合大港油田页岩油复杂小断块、纵向甜点多的特点，制定了“以效益开发为中心，边评 价边实施”开发原则，按照“成熟区拓展效益建产规模、接替区加强效益建产试验、潜力区加大勘探评价力度”整体思路，力争实现2025年25万吨、2030年50万吨和2035年100万吨页岩油上产目标。 2025年我国页岩油产量预计为650万吨，公司产量占据大部分，2030年我国页岩油产量预计达到1000万吨，成为我国原油稳产2亿吨重要保障。预计2025年我国页岩油产量为650万吨，中国石油庆城油田页岩油产量预计超300万吨；吉庆油田作业区岩油年产量将达到140万吨；2025年吉木萨尔页岩油原油产量预计将达到140万吨；古龙页岩油力争2025年年产油量100万吨以上；大港页岩油产量达到25万吨。2023年中国石油和化学工业联合会副会长孙伟善表示，2026年-2030年通过升级和优化技术，持续降低成本，中国页岩油产量预计达到1000万吨/年以上，成为中国原油年产2亿吨以上稳定的重要保障。 证券投资评级与免责声明 国信证券投资评级 分析师承诺 作者保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于本人的职业理解，通过合理判断并得出结论，力求客观、公正，结论不受任何第三方的授意、影响，特此声明。 风险提示 本报告版权归国信证券股份有限公司（以下简称“我公司”）所有，仅供我公司客户使用。未经书面许可任何机构和个人不得以任何形式使用、复制或传播。任何有关本报告的摘要或节选都不代表本报告正式完整的观点，一切须以我公司向客户发布的本报告完整版本为准。本报告基于已公开的资料或信息撰写，但我公司不保证该资料及信息的完整性、准确性。本报告所载的信息、资料、建议及推测仅反映我公司于本报告公开发布当日的判断，在不同时期，我公司可能撰写并发布与本报告所载资料、建议及推测不一致的报告。我公司或关联机构可能会持有本报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。我公司不保证本报告所含信息及资料处于最新状态；我公司将随时补充、更新和修订有关信息及资料，但不保证及时公开发布。 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