作 者 | 孙龙德1, 2，邹才能1, 3，贾爱林3，位云生3，朱如凯1, 3，吴松涛3，郭智3（1.黑龙江省致密油和泥岩油成藏研究重点实验室；2. 大庆油田有限责任公司；3. 中国石油勘探开发研究院）
关键词：致密油气；发展历程；理论技术进展；人工油气藏；提高采收率；发展方向
致密油气是当今石油工业的一个新领域，是全球一种非常重要的非常规资源，是接替常规油气能源、支撑油气革命的重要力量。目前，国际上一般将储集层覆压渗透率小于0.1x10-3 μm2、赋存在碎屑岩、碳酸盐岩等非页岩中的油气定义为致密油气[4]，并以此为标准判断是否给予生产商税收补贴。该标准的特点一是从开发经济效益的角度去定义，二是选择储集层的渗透率作为关键评价参数。
储集层致密是致密油气的最典型特征。致密油气与常规油气相比，距离烃源岩近，油气大规模连续聚集，没有明显的圈闭界限，受地层构造影响小；储集层物性差，非均质性强，储量密度比（单位岩石体积的油气储量）低，资源品位差，富集区优选及有效储集层预测难度大；渗流能力差，单井产量低，递减率大，油气田采收率低，稳产难度大，经济效益差。致密油气的成功勘探开发依赖于：①致密油气形成与聚集等成藏理论的突破、甜点区的优选技术的进步；②致密储集层的压裂改造工艺升级；③低成本开发、提高采收率的技术配套及管理体制创新优化。
致密油气的研究和开发最早起源于北美，开发较成功的案例包括圣胡安盆地、阿尔伯达盆地的致密气，威利斯顿盆地Bakken、德克萨斯Eagle Ford的致密油。中国致密油气工业起步较晚，发展较快。本文通过回顾中国致密油气发展历程、梳理致密油气理论技术进展、客观对比中美致密油气产业，洞察中国致密油气的发展特征及动态，明晰中美致密油气在地质条件、开发理念与工艺技术的差异，以期为中国致密油气的未来发展指明方向。
中国致密气勘探开发始于1972年，2006年进入快速发展阶段。致密油勘探开发起步较晚，目前刚进入先导试验和工业化开发阶段。
中国致密气主要分布在鄂尔多斯、四川、松辽、塔里木、渤海湾、吐哈和准噶尔等盆地。回顾中国致密气发展历程（见图1），可以分为3个阶段：探索起步阶段、规模发现阶段及快速发展阶段。①探索起步阶段（2000年以前）：1972年在四川盆地西北部中坝地区首次发现三叠系须家河组二段致密气田（中4井），随后发现多个小型致密气田，由于当时按照低渗气藏进行开发，同时缺少有效的富集区优选及储集层改造技术，开发进程缓慢，这个阶段尚未形成致密气的概念；②规模发现阶段（2000—2005年）：鄂尔多斯盆地上古生界勘探获得重大突破，集中发现了苏里格、大牛地等气田，受地质认识和技术经济条件制约，产量增长缓慢；③快速发展阶段（2006年至今）：以苏里格气田“5 1”合作开发为标志的管理和体制创新、低成本开发思路及主体配套技术的成熟，促进了以苏里格为代表的致密气开发进入大发展阶段，2009年松辽盆地长岭白垩系登娄库组气田投产，2014年苏里格气田达产235x108 m3，成为中国最大的天然气田。同时，2014年2月发布了“致密砂岩气地质评价方法”中国标准，规定了致密砂岩气为覆压基质渗透率小于或等于0.1x10-3 μm2的砂岩类气层，单井一般无自然产能或自然产能低于工业气流下限，但在一定经济条件和技术措施下可获得工业天然气产量（通常情况下，这些措施包括压裂、水平井、多分枝井等）；确定了致密气层界定、资源评价与产能评价等标准与规范。这一标准的颁布标志着中国致密气进入规模产业化阶段。“十三五”以来，鄂尔多斯盆地神木、宜川、黄龙等一批致密气的发现和投产，加速了中国致密气开发进程。
中国致密油起步晚、发展快，目前已发现了鄂尔多斯、松辽、准噶尔、渤海湾等多个致密油规模储量区（见图2中国致密油发展历程）。以2014年为时间节点可分为探索发现、工业化试验与生产两个阶段。①探索发现阶段（2014年以前）：2010年在引入并发展“连续型油气聚集”理念的基础上，明确了致密油是非常规石油的热点与重点领域；2012—2013年中国石油天然气股份有限公司（中国石油）召开两届致密油勘探开发推进会，推动了鄂尔多斯等盆地致密油的探索。②工业化试验与生产阶段（2014年至今）：鄂尔多斯盆地中生界致密油勘探获得重大突破，发现并开采陆相第1个致密油田—新安边油田，在鄂尔多斯、松辽等盆地相继设立了6个开发示范区，2014年成立国家能源致密油气研发中心，2017年11月发布了“致密油地质评价方法”中国标准。标准规定了致密油为储集在覆压基质渗透率小于或等于0.1x10-3 μm2的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集层中的石油，或非稠油类流度小于或等于0.1x10-3 μm2/（mPa·s）的石油，储集层邻近富有机质生油岩，单井无自然产能或自然产能低于商业石油产量下限，但在一定经济条件和技术措施下可获得商业石油产量，同时建立了致密油甜点区三级评价体系（见表1）。
图2 中国致密油发展历程
理论与技术创新是支撑中国致密油气快速发展的基石。经过多年的科研攻关，认识到大型盆地稳定斜坡沉积体系、大面积“三明治”源储组合、储集层致密化与主成藏期匹配是致密油气形成与分布的有利条件，明确了优质储集层、局部构造与裂缝是控制“甜点区”分布的主要地质要素，针对不同盆地类型形成了成藏理论，勘探重点各不相同。在开发方面，提出了“多级降压”、“人工油气藏”等开发理论，创新集成了富集区优选与井网部署、提高单井产量及采收率、低成本开发等技术系列，推动了致密油气的储量与产量的快速上升。
中国致密油气大面积、连续型聚集，突破了传统常规油气地质理论。分布规律主要有以下特点：
①大型盆地稳定斜坡沉积体系是致密油气大面积形成分布的基础。例如，鄂尔多斯盆地二叠纪以来为稳定的克拉通盆地，形成了数万平方千米的河流-三角洲沉积体系：致密气层段二叠系下石盒子组8段砂体群面积为13.0x104 km2，致密油层段三叠系延长组7段砂体群面积为6.0x104 km2。四川盆地为敞流浅水大型湖盆，发育继承性水系，储集体群规模巨大：三叠系须家河组四段主水系面积为13.5x104km2，储集体群面积为10.2x104 km2。
②大面积“三明治”源储组合是致密油气规模连续分布的保证。广覆式烃源岩与大规模砂体间互沉积，形成源储共生有利组合。四川盆地须家河组须一、须三及须五段烃源岩生气强度大于20.0x108m3/km2的面积约8.0x104 km2；须二、须四和须六段储集层叠合发育面积约6.0x104 km2。
③储集层致密化与主成藏期匹配易于致密油气大面积连续分布。致密油气一般具有近源短距离运移，沿相对中高孔渗通道，呈面状持续充注的特征（见图3）。若储集层致密化与主成藏期相匹配，则储集层边致密边成藏，致密化虽然一方面降低了储集层的渗透性，但另一方面却提高了油气藏的保存能力，在一定程度上有易于致密油气大面积连续分布。
④相对优质储集层、局部构造与裂缝共同控制“甜点区”。其中，烃源岩是形成甜点区的物质基础，储集层分布及距离烃源岩远近影响了成藏范围及质量，构造起伏控制了油、气、水分异，裂缝带在很大程度上改善了致密油气的输导能力，同时在另一方面会造成油气的漏失。
纳米级孔喉连通系统是致密油气聚集机理的根本。考虑岩石表面对气体的吸附、气体分子之间的相互作用力，油气充注、运聚成藏要求致密储集层必须具有一定的孔喉直径下限。孔隙、喉道的规模、结构及组合关系是影响储集层渗透性的关键因素。综合环境扫描电镜、高压压汞、核磁共振、纳米技术模拟等多种实验分析方法，认为致密油气孔喉直径下限为20～50 nm，介于页岩气孔喉直径下限（5nm）与常规油气孔喉直径下限（1 000 nm）之间。
针对致密气所处的盆地类型的差异，形成不同类型盆地的成藏理论认识，明确了不同类型盆地的勘探重点，对致密气勘探发现具有指导作用。克拉通盆地构造平缓、分布稳定，以垂向近源充注为主，优选有利充注区是关键，其致密气形成要素组合见表2。例如苏里格中区烃源岩为石炭系—二叠系煤系，生烃强度为（16～28）x108 m3/km2，平均为24x108 m3/km2，源储叠置，近源聚集，形成了1.6x104 km2的有利充注区，含气饱和度普遍大于60%。而苏里格西区生烃强度较低，为（10～18）x108 m3/km2，平均为14x108 m3/km2，充注不充分，造成气水分异不明显，具有一定的气水过渡带特征。
断陷盆地断陷集群式分布，烃源岩分布差异大，源储组合是关键，其致密气形成要素组合见表3。例如大庆油田安达地区下白垩统沙河子组烃源岩为湖相泥岩、煤系，源储叠置，近源聚集成藏，无边底水。作为对比，大庆油田兴城地区白垩系营城组四段源储分离，通过断裂输导成藏，存在边底水。
前陆盆地地层倾角大，油气柱高度高，圈闭和保存条件是致密气形成关键，其致密气形成要素组合见表4。例如准噶尔盆地齐古气田分布在推覆带，逆冲断层及褶皱发育，通过超压充注、断裂高效输导，形成以背斜、断块为主的构造圈闭，气藏分布在构造的高部位，边界受等高线控制，具有边底水，气水界面明显。而塔里木盆地迪北气田位于山前斜坡区，多形成岩性及构造-岩性复合圈闭，气藏边界不受构造等高线控制，无明显气水界面，且水层在上，气层在下。
致密油发育在黑色页岩沉积体系中，赋存在微纳米孔喉系统中。大面积成藏背景下局部存在工业富集的“甜点区段”。“甜点区”为平面上具有工业价值的非常规油气高产富集区，“甜点段”为在剖面上源储共生的黑色页岩层系内，人工改造可形成工业价值的非常规油气高产层段。提出“六特性”评价方法分析陆相致密油“甜点区段”质量，即以储量密度比（单位体积岩石内的储量）和脆性指数等关键参数为依据，综合评价甜点区段源岩特性、岩性、物性、电性、脆性及地应力特性等“六特性”，将“甜点区段”划分为不同级次和类型，为致密油资源有效动用提供依据。
一方面，致密油与致密气都需要压裂改造提高储集层的渗透性和流体的流动性，均强调以人工干预的方式实现油气的规模开发；另一方面，致密油与致密气在开发方式上又存在较大差异性。油藏多采用补充能量开发，注采系统决定了储集层连续性、连通性和非均质性是研究的核心内容，精细注水、化学驱、深部调驱等开发技术需要精细小层对比，从平面、层间非均质性向层内非均质性和单砂体内部表征不断发展。气藏多采用衰竭式开发，压降波及范围是描述的核心，储渗单元体的规模大小、几何形态是研究的重点，决定着泄气面积、井网井距等。形成了致密气“多级降压”开发理论及致密油气“人工油气藏”开发理论。
鄂尔多斯盆地致密气多为陆相辫状河沉积，在沉积和成岩双重作用下，有效砂体分布局限，与分布相对广泛的基质砂体呈“砂包砂”二元结构。有效储集层具有连续性差、渗透率低、压降传导能力弱的特点，压裂改造后提高了近井带的渗透性，但加剧了储集层的非均质性。基于致密气地质特征及开发模式形成“多级降压”开发理论认识，充分利用地层能量，通过由人工裂缝区向基质区、由有效砂体向表外砂体、由微米级孔隙向纳米级孔隙多级次压降，逐步扩大压降波及体积，以相对高渗区的气体流动带动低渗区的气体流动，实现不同部位气体的分级动用。气井动态储量随生产时间的延长表现出明显的3段式变化趋势：快速上升段、缓慢上升段、稳定生产段，分别反映了气井近井人工裂缝、远井基质及边界波及的流动控制状态。基于该理论，提出前期控压、合理配产生产方式，实现近井裂缝带储集层、远井基质储集层及表外储集层的相对均衡压降，提高了单井产量和开发效益，助推了致密气效益开发的规模化进程。
针对致密油气渗流能力差、无自然稳定商业产量、能量衰减快、能量补充难度大等特点，2016—2017年邹才能院士提出了“人工油气藏”理论，系统论述了其理论内涵、关键技术和应用实践。“人工油气藏”是指以油气“甜点区”为目标单元，通过合理井群部署，用压裂、注入与采出一体化方式，“人造高渗区、重构渗流场”，改变岩石的应力场、温度场、化学场，以及其油气的润湿性与流动性，通过人工干预的方式实现非常规油气规模有效开发。在造缝过程中，地下渗流场发生变化，裂缝内流体压力的变化改变了裂缝宽度和长度，而这种改变也产生了应力场的变化，而远端应力和裂缝诱导应力的变化也对缝宽和缝内流体压力形成约束。在压裂过程中酸-岩反应形成热源，影响“人工油气藏”温度场的变化，而温度的变化也影响化学反应速率及与矿物反应进程的化学稳定性。随压裂液进入地层的热源与储集层温度有差异，温度变化引起热应力以及与温度有关的岩石力学性质变化。压裂液在裂缝和基质中的渗流带动热量的迁移，形成对流换热，影响温度场的变化。温度场的变化影响流体性质，如流体密度、黏度随温度而变化。
通过渗流场、应力场、温度场、化学场“四场”的变化关系建立大井群式缝网控藏流动系统是“人工油气藏”的重要途径。在“甜点区”单元特定面积体积范围内，通过井群式的“四场”联合变化，实现大区域范围内的裂缝控藏。在单井影响范围内，通过“人造高渗透区”的体积改造实现井控区域内的“人工造藏”；在单缝范围内，通过渗吸置换、流体改质等措施实现提高采收率目的。经过攻关与实践，“人工油气藏”开发已形成5项核心技术系列：基于大数据的三维地震地质“甜点区”评价技术、井群大平台“人工造藏”技术、体积改造人工智能造缝技术、置换驱油与能量补充开采技术、基于云计算的“人工油气藏”智能管理技术。其中，人工智能造缝技术将人工裂缝精细改造与智能材料相结合，形成两种压裂改造方式：第1种是以“快钻桥塞组合分簇射孔”为主的细分切割改造方式，主要针对不利于形成复杂裂缝的致密油储集层，通过分段多簇压裂，实现细分切割储集层改造；第2种是复杂裂缝压裂改造方式，主要针对天然裂缝发育的脆性储集层，采用大排量、暂堵转向等方式，通过水平井裂缝间距优化形成复杂裂缝系统，在不同特征储集层的缝端、缝内、缝口加入多种储集层改造智能材料体系，改变储集层岩石润湿性，实现定点位置的人工裂缝转向。
“人工油气藏”是一项勘探-开发-工程-生产-信息一体化集成技术系统，探索了大规模注液、能量补充和渗吸置换压裂的工业化试验，开展了235井次先导性试验，致密油的开采效果比以往常规技术提高了2倍，展示出良好应用前景，对推动非常规、低品位油气资源有效益、可持续开发有重要意义。
在致密油气勘探开发理论突破的基础上，创新集成了富集区优选与井网部署、提升单井产量、提高采收率、低成本开发等4套技术系列，大幅度提高了致密油气的产量和开发效益。
针对致密气的储集层特征形成了以地震含气性检测为核心的富集区优选技术、以大型复合砂体分级构型描述为核心的开发井网部署技术。开发实践表明，苏里格致密气田有效砂体多分布在心滩中下部及河道充填底部等粗砂岩相。大型复合砂岩分级构型描述适用于辫状河体系沉积背景下，迁移性强的河流相储集层表征，其内涵是结合多技术手段，逐级开展区域河道体系、辫状河体系、河道复合带、单河道、沉积微相等储集层精细解剖工作，识别储集层外部岩性边界及储集层内部物性边界，划分储集层内部“阻流带”级次，研究不同级次的隔夹层对流体渗流的影响，分析井网与有效砂体分布、规模及频率的匹配关系。在开发过程中，获得的资料不断丰富，研究精度逐步提高，得到的认识趋于准确。但气井的井距相比于油井依然偏大，井网对储集层控制程度有限，井间的分级构型表征存在一定的主观性。因此，通过复合砂体分级构型描述和地震含气性检测等手段相互约束、预测有效储集层分布，取得了较好的应用效果，在苏里格气田优选富集区1.6x104 km2，探明储量为2.0x1012 m3，部署开发井数约为1.2x104口，助推了大型致密砂岩气田的规模有效开发，Ⅰ Ⅱ类井比例由投产初期40%提高到2017年的75%以上，骨架井网由600 mx1 200 m调整为600 mx800 m，采收率由早期的20%提升至目前的32%。大庆油田通过攻关高分辨三维地震资料处理与解释技术，大幅度提高了地震资料的分辨率和储集层预测精度，目前可识别出3 m的断距、3 m厚的薄层及22 m宽的河道。
致密气形成了有限级裸眼封隔器 滑套、无限级水力喷射 环空加砂等直井多层、水平井多段压裂改造技术。水平段长度一般为1 000～2 000 m，最高实现了20段以上分段改造，压裂后单井初期日产量由直井的1x104 m3提高到5x104 m3以上，水平井累计产量达到（0.6～1.0）x108 m3，为直井3倍以上。
致密油井采用水平井体积压裂形成缝网，同时利用微地震监测“人造”体积改造效果。松辽盆地大庆油田典型致密油井—垣平1井，井深4 300 m，水平段长度2 660 m，共压裂11段，总液量为1.5x104m3，总砂量1 724 m3，改造效果好。该井压后日产油71.3 t，目前产油3.4 t/d，已累计产油2.58x104t。
形成了以井网加密、重复改造、老井侧钻及低压低产井排采为核心的提高采收率技术。结合地质解剖、干扰试井及生产动态资料分析，认为苏里格气田直井平均控制范围0.20～0.25 km2，目前骨架井网600 mx800 m对储量控制不足，存在加密空间。气田富集区井网可由2口/km2加密到3～4口/km2，采收率可由方案的32%提高到45%以上。结合排水采气、查层补孔、重复改造、老井侧钻、生产措施优化等提高采收率配套技术，预测采收率可提高到50%。
致密油气资源品位差，开发效益差，要坚持低成本开发战略。形成了以聚晶金刚石复合片钻头（PDC钻头）为核心的快速钻井、以井下节流为核心的中低压集气、大井丛多井型工厂化作业、数字化生产管理等技术。低成本开发技术使苏里格气田直井综合成本由早期的1 400万元降低到800万元，在储集层品质逐渐变差的条件下，支撑致密油气持续规模效益开发。吉林油田新立地区扶杨致密油区凭借48口井工厂化生产大平台，有效降低了成本，节约了资源，提高了效益。
在理论与技术的推动下，2005年以来中国致密气发展迅猛，储量和产量高峰增长，探明并开发了鄂尔多斯盆地万亿立方米级致密气区。2014年以来中国致密油勘探开发也取得了重大突破。
根据中国石油第4次资源评价，中国致密气有利区面积32.46x104 km2，地质资源量为21.85x1012m3，技术可采资源量为10.92x1012 m3（见表5）。“十二五”以来，致密气年均新增探明储量约0.32x1012 m3，截至2017年底，全国致密气探明储量为4.6x1012 m3，占天然气总储量的33%；2017年致密气产量为350x108 m3，占天然气总产量的24%。其中鄂尔多斯盆地是中国最大的致密气生产基地，上古生界致密气探明储量为3.3x1012 m3，苏里格、大牛地、神木、延长、鄂尔多斯盆地东部等致密砂岩气田2017年产量达到310x108 m3，占中国致密气产量的89%。
中国目前发现了鄂尔多斯、松辽、准噶尔、渤海湾等多个致密油规模储量区（见图4）。根据中国石油第4次油气资源评价，全国致密油地质资源量125x108 t，可采资源量13x108 t，探明储量约3x108 t。鄂尔多斯盆地和松辽盆地是致密油的主要生产基地。鄂尔多斯盆地致密油资源量34.2x108 t，三级储量9.2x108 t，截至2017年底，盆地建成致密油产能137.8x104 t，年产油53.8x104 t（见表6）。松辽盆地致密油主要分布在大庆、吉林两个探区，已部署92口水平井、23口直井，平均单井日产油为8～10 t，其中扶余油层2017年产量为28.6x104t。截至2017年，全国致密油建成产能约200x104 t，产量达到103.1x104 t（见表6）。
北美致密油气以海相大型宽缓的克拉通沉积背景为主，构造稳定，源储大面积分布；烃源岩TOC值较高，成熟度较高；储集层连通性较好，规模较大；物性相对较好，孔隙度较高，储量丰度较高；地层埋深适中，以超压为主，局部裂缝较发育。相比之下，中国致密油气一般具有多旋回构造演化的特征，以陆相沉积环境为主（见表7、表8），岩相变化大，地层分布不稳定；地表条件复杂，多为山地、丘陵、荒漠，施工难度大；源岩多为湖相页岩，TOC值变化大，成熟度较低，致密油的密度和黏度相对较大；储集层薄，非均质性较强，变化大，分布范围局限；储集层物性较差，孔隙度偏低，储量密度比较低；埋深较大，裂缝发育性差，压力系数偏低。综合来看，中国致密油气开发的经济性偏差，对效益开发提出了更大挑战。
图4 中国陆上非常规油气有利区分布
据EIA资料，美国致密气资源量为28.0x1012 m3，可采资源量为12.6x1012 m3，与中国基本相当。美国致密油技术可采资源量约81.2x108 t，是中国的6倍多。
中国与北美的致密油气开发技术在储集层识别精度和“甜点”预测领域还存在一定差距，在快速钻井、大丛式水平井、多层多段压裂等工艺改造方面还有待完善。储集层识别及“甜点”预测回答了在哪里开采油气的问题，快速钻井及储集层压裂改造解决了如何有效开发的问题。
在储集层识别及甜点预测方面，北美通过高精度三维地震技术已经可以识别出5 m以上的薄砂体，并逐步将大数据云计算、虚拟现实等先进前沿技术应用到地质建模中，“甜点”预测成功率为65%～95%。中国通过模拟三维砂体预测和地震叠前反演技术，目前可识别5～10 m断层，10 m厚砂体的识别准确率达到70%～80%，“甜点”预测准确率为50%～85%。
在钻井方面，北美EOG公司在Eagle Ford的日均进尺由2011年的291 m/d提升至2018年的786 m/d，大大缩短了钻井周期，气井平均井深5 500 m（直井段2 500～3 500 m，水平段1 100～3 200 m），目前仅用6～8 d即可完钻。由于钻速的提升，钻井成本逐年下降，目前单位钻井成本为2 500 元/m，单井平均1 400 万元。对比来看，中国苏里格气田水平井井深约5 000 m（直井段3 000～3 500 m，水平段500～1 500 m），水平井钻井周期为25～35d，日均进尺167 m/d，钻井单位成本5 000 元/m，单井平均2 500万元。
在储集层压裂改造方面，北美通过大井丛、多井簇、密切割极大地改善了储集层渗透性，提高了单井产量。Bakken致密油双分支井分段压裂数量已达80段，初期产量达100 t/d，稳产期约为20 t/d。Rulison和Jonah气田直井分层压裂可达50～80层，单平台钻丛式水平井20～30 口，气田采收率为48%～55%，动用率大于70%。对比来看，中国鄂尔多斯盆地长7段致密油层，应用大型混合水压裂方法，单井日产超过20 t/d。苏里格气田直井分层压裂一般小于10层，水平井最多压裂20段，单平台钻丛式水平井5～20口，采收率为32%，动用率小于50%。
致密油气具有储集层物性差、气井产量低、递减速度快、能量补充慢、开发成本高的特点。低成本开发是致密油气规模开发的关键。
美国于上世纪70年代探索致密油气的开发，经过30年的探索准备，成功突破常规地质开发理论技术，实现常规油气到非常规油气的“第1次革命”，2008年致密气高峰产量超过1 913x108 m3（见图5a），占美国天然气年产量的34%。近年来，在油价低位徘徊的态势下，以页岩气和致密油为代表的美国非常规油气正通过科技与管理创新，进行“第2次革命”，具体体现在：一是大力研发提高单井产量和采收率的主体及配套技术，实现技术创新降成本；二是采用打井不压井和只释放“甜点区”中的高产井等措施，实现施工方法创新降成本；三是规模裁员与全面市场机制，实现管理创新降成本。美国页岩气革命方兴未艾，使得致密气产量略有下降，然而致密气2017年产量仍有1 200x108 m3。美国致密油2017年产量超过2.4x108 t，占总产量的50%。事实上，正是由于致密油产量的大幅提升才扭转了美国石油产量下降的趋势。
中国致密气由2000年不到10x108 m3上产至2017年的350x108 m3，取得了长足的进步，占全国天然气产量的23.5%，是目前中国非常规天然气中开发效果最好的一类资源（见图5b），是中国天然气年产量迈进1 500x108 m3大关的有利支撑，但对比来看，只占美国同期致密气产量的29%。中国致密油储集层规模小、单井产量低、开发成本高，2017年产量为1.0x106 t，仅占全国石油年产量的0.5%，尚处在起步阶段，与美国差距明显，若原位改质、体积压裂等技术取得突破，未来发展潜力巨大。
图5 中美历年天然气产量对比
受控于地质条件和开发技术、改造工艺及开发理念，中国致密油气单井产量和油气田产量远小于美国。地质条件、开发技术及改造工艺对比前已述及。在开发理念方面，北美市场化程度高、体制机制灵活，同时有上千家公司参与到致密油气的开发中，企业以追求经济效益为核心目标，生产井多采用定压放产生产模式；而中国油气领域准入门槛高、开发程度较低，有资质、有实力的企业较少，鉴于油气田前期投入大、占用社会资源多，投产后需要一定时间的稳产，生产井多采用控压稳产生产模式。需要指出的是，中国的油气行业担负着保障国家能源安全和维护社会稳定的重任，不以盈利和经济效益为唯一目的，通过只释放“甜点区”中的高产井及大规模裁员等手段来降低成本，显然是不现实的，需要探索适合中国国情的致密油气发展之路。
中国致密油气开发面临着资源品质趋于劣质化、有效开发及提高采收率技术有待提升、开发成本较高等问题。未来，中国应该坚持低成本开发战略不动摇，在资源、技术、组织管理等方面重点开展工作，与国际先进水平对标，推动致密油气跨越式发展。预计致密气在2020年产量可达（400～430）x108 m3，2035年可达（550～800）x108 m3。致密油2020年产量可达（150～200）x104 t，2035年可达1 500x104 t。
系统揭示致密油气富集规律，加强老区拓边及新区、新层系的资源勘探，客观分级评价中国致密油气资源，明确战略地位。不同于常规油气藏的毫米—微米级孔喉系统，致密油气储集层主要为纳米级孔喉系统，较致密的储集层限制了浮力在油气运聚中的作用，油气以渗流扩散作用为主，为非达西渗流，运移距离短，距离烃源岩近，资源规模大，但可供开发的有效资源比例低。需要深化和细化资源规模和结构评价，开展资源综合分类，建立有序接替序列，明确各类资源的可动用性和动用条件。
技术突破与规模化应用，是支撑致密油气效益开发的关键。一是完善储集层分级构型描述、高精度三维地震技术，精细刻画和表征储集层；二是优化小井眼完井、水平井优快钻井、数字化智能管理等技术，加快产建节奏和国产化材料应用水平、降低开发成本；三是升级储集层改造技术，推动小段距密切割、可溶桥塞、平台工厂化作业等技术的成熟配套，大幅提升储集层改造效果；四是攻关提高采收率技术，加强致密油气提高采收率的室内机理研究，同时在油田现场开辟密井网先导试验区，优化调整开发井网，落实干扰率、单井EUR等开发指标，配合查层补孔、重复改造、水平井侧钻、生产制度优化等综合手段挖潜剩余储量，提高储量动用程度和采收率。
针对鄂尔多斯、四川等发育多类型油气藏的两大盆地，深化和丰富“人工油气藏”立体开发理论与技术，是提高综合效益的主要技术方向。未来发展目标是根据纵向不同类型气藏按压力、流体性质优化开发顺序，共享地下井网系统、地上井场及集输系统，实现采收率和开发效益的最大化。
在油气企业内部，创新机制体制，提升企业能效和员工积极性。通过矿权流转，盘活资产；配套科技攻关激励政策，提升员工使命担当和工作热情，迸发时代新活力。在国家层面，强化产、运、销国家政策中利润的切割与引导，力争上游利润在产业链的比例，同时争取优惠财税补贴，最大限度地解放低品位储量。税收源于人民，用于人民，是国家调配社会资源、支撑国民经济建设的有利工具。在中国的政治体制下，合理的税收及优惠政策，既表现为“集中力量办大事”，又体现了宏观政策层面对部分行业领域的支持和倾斜。以致密气为例，中国剩余可动用储量在无补贴的条件下，可支撑稳产350x108 m3/a；若补贴0.2 元/m3，通过在剩余可动用储量区加密，可支撑上产400x108 m3/a；若补贴0.4 元/ m3，可动用低丰度Ⅰ类储量区，上产500x108 m3/a；若补贴0.6 元/ m3，可动用低丰度Ⅱ类储量区，支撑上产600x108m3/a。
近10年来，中国创新发展了致密油气勘探开发理论，集成了提高单井产量、低成本开发等多套技术系列，助推了致密油气储量与产量的快速攀升。与世界致密油气开发先进水平相比，中国在甜点识别预测、大井丛长水平井钻井、压裂改造等技术工艺方面还有一定的差距。
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