钻机数量下降、油气产量创新高、企业投资更加审慎这3种现象，正同时出现在美国页岩油气领域。美国页岩油气产业正从规模扩张转向更重视核心资产、技术效率、市场通道和全生命周期收益

●李倩文

钻机数量下降、油气产量创新高、企业投资更加审慎——看似矛盾的3种现象，正同时出现在美国页岩油气领域。

美国能源信息署（EIA）数据显示，2025年，美国本土48州陆上地区石油钻机月均数量较上年减少约5%、钻井数量减少约1%，美国原油日产量却升至创纪录的1360万桶。美国能源信息署8月发布的《短期能源展望》报告预计，2026年，美国原油日产量约1380万桶，天然气日产量将从2025年的1076亿立方英尺（约合30.47亿立方米）增至1112亿立方英尺。

与此同时，美国主要页岩油气企业继续把稳定产量、控制资本支出和提高资源采收率作为经营重点。产量保持增长而投资更趋审慎的特征表明，美国页岩油气产业正从依靠增加钻机和新井数量的规模扩张模式，转向更重视核心资产、技术效率、市场通道和全生命周期收益的“价值深挖”阶段。

资源竞争转向核心区深耕

二叠纪盆地仍是美国页岩油产量增长的主要支撑。2025年，二叠纪盆地原油产量较上年增加28万桶/日，达到660万桶/日，占美国原油总产量的近一半。同期，鹰滩和巴肯等成熟产区产量则保持稳定。

钻机和新井数量同步下降，产量却持续增长，这反映出美国页岩油开发方式正在发生根本性转变。页岩油气企业正将投资进一步集中到资源条件好、基础设施完善、盈亏平衡点较低的核心区，提高钻完井效率，优化生产制度，以较少的资本投入维持产量增长。

能源咨询公司伍德麦肯兹今年发布的报告认为，美国本土48州再发现一个“二叠纪盆地级”大型页岩区的可能性已明显降低。未来勘探将更多转向成熟盆地内部和周缘，通过评价新层系、新类型及井间剩余资源，延长现有资产的经济寿命。

页岩油气企业的经营计划也体现了这一转变。二叠纪资源公司表示，计划在全年资本支出下降6%的情况下，推动今年石油产量实现4%的增长。

行业并购逻辑也从扩大区块面积转向补充优质井位、整合相邻区块和降低完全成本。核心区剩余井位、层系接替能力和单位资源价值正成为衡量企业竞争力的重要指标。

技术创新转向提高储量动用程度

以较少钻机维持较高产量，首先得益于长水平段、多井平台、批量钻井和同步压裂等技术的持续进步。

Diamondback能源公司表示，2025年仅使用15部钻机即可完成463口井的钻井作业。而按照该公司两年前的作业效率，完成同等工作量需要22部钻机。Diamondback能源公司还在电驱同步压裂基础上推广连续泵注工艺，日均完成压裂水平段逾4500英尺。这些数据直观反映出，美国页岩油增产动力正由增加设备转向提高单位设备产出。随着核心区开发程度提高，美国页岩油气企业不再只关注钻井周期和单井初期产量，而是更重视井距与簇间距优化、井间压裂干扰防控、产量递减和最终可采储量。

美国国家能源技术实验室与科罗拉多矿业学院在特拉华次盆地利用井下光纤监测裂缝扩展和井间压裂干扰，为优化井距、施工顺序和压裂规模提供了依据。与此同时，人工智能（AI）技术正向地质研究、钻井、压裂和生产环节全面渗透，机器学习被广泛用于预测有利层段、优化地质导向、识别井间干扰和调整生产制度。页岩油气开发正由相对固定的方案设计，转向根据地下监测和生产数据持续诊断、调整和再评价的精细模式。

对于进入产量递减期的油井，美国页岩油气企业通过人工举升优化、重复压裂、再完井和化学增产等方式挖掘剩余资源，重点提高适用井筛选和技术经济评价的准确性。化学提高采收率技术也逐步从试验走向商业化应用。据美国石油工程师学会《石油技术杂志》报道，雪佛龙自主开发的页岩油表面活性剂技术已在600多口井中应用，二叠纪盆地部分项目平均产量增幅约10%。路透社援引雪佛龙数据称，应用该技术的部分新井投产首年产量可提升20%。这些行业实践表明，提高采收率正成为美国页岩油技术竞争的新方向。

从施工提速到井网优化，从新井建设到老井挖潜，美国页岩技术创新的评价尺度正从钻井周期和初期产量，扩展到储量动用程度、最终可采储量和全生命周期收益。

市场通道和资本纪律重塑开发节奏

技术进步提高了地下资源动用程度，但油气产品能否进入高价值市场将影响项目最终收益。

美国能源信息署预计，2026年，二叠纪盆地天然气产量将达到292亿立方英尺/日，较上年增长6%。长期以来，该盆地伴生气产量增长快于外输能力建设，导致瓦哈中心气价多次跌至负值。这表明，上游增产并不必然带动企业收益同步提升。

美国能源信息署统计显示，按照目前公布的项目计划，2026年~2027年，美国拟投运州际天然气管道项目合计新增输送能力为449亿立方英尺/日，其中约2/3位于得克萨斯州。新增管道将重点连接二叠纪盆地与墨西哥湾沿岸液化天然气（LNG）项目、发电市场和其他新增用气中心。

此外，美国LNG出口规模扩大也拉动了页岩气需求。美国能源信息署8月预计，美国LNG出口量将从2025年的151亿立方英尺/日增至2026年的174亿立方英尺/日。其中，Golden Pass LNG项目今年4月完成首船装运出口，进一步带动了墨西哥湾沿岸的天然气需求。

页岩气项目的竞争力不再只由资源丰度和井口成本决定，还取决于能否锁定管输能力、连接高价值市场、平抑价格波动风险。集输管网、LNG终端和下游市场正成为页岩气价值创造的重要组成部分。

美国政府采取鼓励油气开发、加快许可审批和减少行业监管负担的政策取向，但页岩油气企业并未因此重启高速扩张战略。达拉斯联储2026年一季度能源调查显示，美国新增油井的盈亏平衡价约66美元/桶，其中二叠纪盆地约67美元/桶。大型企业凭借资源和规模优势，盈亏平衡价可降低至约59美元/桶，中小型企业约68美元/桶。

挪威能源咨询公司Rystad把美国页岩油气产业当前高度重视资本纪律、股东回报和优质井位整合的经营阶段定义为“页岩4.0”。这一概念并非全行业通用的技术代际划分标准，而是对美国页岩油气产业商业模式的概括。即使政策鼓励扩大油气供给规模，油价、成本、优质井位和股东回报要求，仍将决定企业的投资节奏。

（作者单位：中国石化石油勘探开发研究院）

我国能源企业应分类施策推进页岩油气效益开发

●李倩文

我国页岩油气资源类型多样，不同盆地、不同层系在资源品质、埋藏条件、工程难度和市场基础等方面差异明显，不能简单照搬美国开发模式。

近年来，我国页岩油气勘探开发不断取得突破。国家能源局数据显示，2025年，我国页岩油产量突破850万吨，页岩气产量稳定在270亿立方米以上。其中，中国石化在页岩油气领域取得一系列重要进展，胜利济阳建成国内首个陆相断陷湖盆页岩油国家级示范区，创新形成大平台立体开发高效建产模式；涪陵页岩气三层立体开发区采收率提高至44.6%，达到国际领先水平；红星探区二叠系吴家坪组发现国内首个二叠系页岩气大气田，在四川盆地探明首个页岩油田。

我国能源企业应借鉴美国页岩油气企业由规模扩张转向“价值深挖”的经验，高度重视不同类型资源的分类评价、差异化部署和全生命周期效益管控。

首先，以分类分级评价提升资源部署的精准性。资源评价不能只回答总量有多少、品质怎么样，还要回答在现有技术、成本、市场和基础设施条件下，资源能否有效动用、经济开发，哪类资源应优先部署开发。我国能源企业应结合不同类型页岩油气资源特点，深化分类分级评价，统筹兼顾资源条件、工程适应性、项目全生命周期经济性和市场实现条件。评价结果还应根据地质认识深化、勘探技术进步、开发成本变化和市场条件波动动态更新，为差异化确定技术路线、开发次序和部署节奏提供依据。

其次，以新老井全生命周期管理提高储量动用程度。在持续完善长水平井和体积压裂技术的基础上，优化井网、层系组合和压裂时序优化，降低井间干扰；改善人工举升和生产制度，稳妥推进重复压裂、化学增产和气体驱等技术试验，提高单井最终可采储量和成熟区储量动用程度。对于国外企业公布的新技术应用效果，我国能源企业需结合国内储层和流体条件开展独立评价，避免直接套用国外数据和参数。

最后，以上中下游一体化协同提升资源价值。我国能源企业应发挥全产业链一体化优势，统筹地下储层、井筒作业、地面集输、外输管网和终端市场全链条环节，推进设计、施工、生产和经营协同优化。对于页岩气和页岩油伴生气，应同步考虑集输、储运、发电和化工利用等下游消纳路径，避免外输和消纳能力不足影响上游效益。与此同时，还应推动人工智能在分类评价、有利区预测、地质导向、压裂优化和生产管理等场景的应用，促进数据驱动与专业机理融合，为差异化部署提供技术支撑。

美国页岩油气进入“价值深挖”阶段的行业历程表明，资源开发竞争力将取决于资源品质、技术适用性、市场条件和经济边界的综合匹配程度。对我国能源企业而言，应以分类分级评价为基础，针对不同类型资源确定差异化技术路线和部署节奏，推动页岩油气开发由单项指标提速向全生命周期价值提升转变。