我国新增1.58亿吨页岩油探明储量

2025年9月26日，中国石油宣布大庆古龙陆相页岩油国家级示范区新增1.58亿吨页岩油探明储量，这一突破不仅刷新了我国陆相页岩油开发的资源基数，更标志着我国在非常规油气勘探领域实现了从“储量发现”到“规模开发”的关键跨越。以下从储量细节、开发进展、技术突破及战略意义四个维度展开分析： 一、储量核心信息与开发现状此次新增的1.58亿吨探明储量位于松辽盆地北部的大庆古龙示范区，该区域覆盖面积达2778平方公里，地处黑龙江省大庆市杜尔伯特蒙古族自治县境内。作为我国陆相页岩油开发的核心试点，该示范区已实现产能的快速释放：2022年进入规模化试采初期时年产油不足10万吨，2024年产能已突破40万吨，完成连续三年产量翻番；截至2025年9月，示范区累计完钻水平井398口，累产油超140万吨，当前日产油量稳定在3500吨以上。值得关注的是，此次储量探明将直接支撑2025年百万吨级国家级示范区的建成目标。按照规划，中国石油2025年页岩油预计年产量将突破680万吨，而古龙示范区的新增储量将成为这一目标的核心资源保障。从行业背景看，这一进展与我国2025年以来的页岩油勘探热潮形成呼应——此前3月，中国石化宣布新兴、溱潼两大页岩油田新增探明储量1.8亿吨，加上此次古龙示范区的1.58亿吨，我国年内页岩油探明储量增量已超3.3亿吨，显示出陆相页岩油资源开发的加速态势。 二、技术突破与开发难度大庆古龙页岩油的开发突破，源于我国在陆相页岩油勘探技术领域的自主创新。与北美海相页岩油不同，我国陆相页岩油具有年代新、成熟度低、断裂复杂等特点，且储层埋深普遍较大（古龙示范区主力储层埋深超2000米），勘探开发难度属于世界级水平。为攻克这一难题，大庆油田创新形成了“水平井体积压裂+地质甜点精准识别”的核心技术体系：地质评价技术：通过地震勘探与测井数据融合，建立了陆相页岩油“甜点段”分类标准，精准识别出有机质丰度高、脆性矿物含量高的优质储层；工程改造技术：研发大排量压裂装备，单井压裂段数突破40段，裂缝网络控制面积较传统技术提升30%，单井初期日产油最高达263吨（丰页1-1HF井），创下国内页岩油日产纪录；稳产技术：通过动态储层监测与生产参数优化，实现单井稳产时间超3年，如溱潼油田溱页1HF井自喷生产已超三年，累计产油3.14万吨。 三、战略意义与行业影响1. 能源安全层面：我国原油对外依存度长期维持在70%左右，页岩油作为常规石油的重要接替资源，此次新增储量可形成年产能100万吨以上的稳定供给，相当于每年减少约200万吨原油进口量，对降低能源对外依存度具有直接贡献。据中国工程院院士郭旭升测算，仅中国石化旗下页岩油地质资源量就达190.8亿吨，若按30%的技术可采率计算，未来潜在可采储量超57亿吨，将成为我国原油长期稳产的战略储备。2. 行业发展层面：此次储量探明验证了我国自主制定的《页岩层系石油储量估算规范》的科学性。该标准于2025年1月实施，首次建立了符合我国陆相页岩油特点的储量评价体系，为后续规模化勘探提供了统一标准。同时，古龙示范区的开发模式已形成可复制经验——通过“国家级示范区+商业化开采”的联动机制，目前胜利济阳、四川复兴等多个示范区已实现商业产能突破，推动我国页岩油产量从2024年的600万吨向2025年的680万吨跨越。3. 区域经济层面：大庆古龙示范区的开发将带动东北地区油气产业链升级。数据显示，示范区每万吨页岩油开发可带动相关装备制造、工程服务等产业产值超2亿元，预计2025年百万吨级产能建成后，将为黑龙江省新增就业岗位超5000个，助力老工业基地转型。 四、未来挑战与发展方向尽管进展显著，我国页岩油开发仍面临两大核心挑战：一是成本控制，当前陆相页岩油单井开发成本约8000万元，较常规石油高30%以上，需通过规模化开发与技术迭代进一步降低成本；二是环保协调，页岩油开发过程中的压裂液处理、温室气体排放等问题需通过绿色开采技术（如清水压裂、伴生气回收）逐步解决。从未来规划看，行业将聚焦三大方向：中国石化提出“十五五”期间年均新增探明储量超1亿吨，2030年页岩油产量达200万吨；大庆油田计划在古龙示范区进一步扩大水平井部署规模，2026年实现日产油5000吨；同时，四川綦江、东濮凹陷等新区的页岩油勘探已启动前期评价，我国陆相页岩油开发正从“单点突破”迈向“多区域协同”的新阶段。