新增1.58亿吨！我国页岩油迎来新突破，为何却不开发？背后原因竟

景点排名 2026年05月25日 06:48 7 admin

9月26日，中国石油通报，大庆古龙陆相页岩油国家级示范区新增探明储量1.58亿吨，这一成果为我国陆相页岩油开发取得突破性进展提供了重要支撑。

大庆古龙示范区位于松辽盆地北部，黑龙江省大庆市杜尔伯特蒙古族自治县境内，覆盖面积达2778平方公里。当前示范区日产页岩油已超过3500吨，标志着项目从“探明储量”向“有效开发”实现了快速转变。

大庆油田自2021年启动古龙示范区建设以来，发展迅速。2022年进入规模化试采阶段，全年产油近10万吨；到2024年，全年产油已超过40万吨，连续三年实现产量翻番。截至目前，示范区累计钻成水平井398口，累计产油超过140万吨，取得了显著的产量和工程进展。

知情人士表示，古龙页岩油勘探与开发在理论技术和开发模式上均有突破，这些经验对同类页岩油田的开发具有借鉴意义。未来，相关方面将继续加大勘探与开发力度，推动技术应用和规模化生产。

本次新增的1.58亿吨探明储量，将为打造2025年百万吨级国家级示范区提供核心资源保障。预计今年中国石油的页岩油年产量将突破680万吨，为国内能源结构优化与资源保障贡献重要力量。

为何我国却不大力开发页岩油？

近些年，随着我国石油勘探和开发技术的进步，许多地区被发现拥有可观的油气资源，这无疑为国家能源安全提供了重要支撑。但即便资源丰富，我们仍然每年大量进口海外石油与天然气，原因其实并不复杂：有时候买来比自己开更划算。

首先，技术和成本是现实的桎梏。我国很多页岩油层埋藏极深，常见在3000米以上，而美国许多油田仅在1000–2000米。钻井越深，设备、材料、施工周期和运行风险都会成倍增加；复杂的地质条件也让压裂和长水平井施工更难，单井投入自然比国外高得多。

再加上单井产量衰减快，初期看上去数据漂亮，但很快下降，要维持产量就需不断钻新井，反复投入形成恶性循环，推高整体开发成本。

国际油价的波动也是不容忽视的外部因素。页岩油项目对油价敏感，若油价走低，许多边际成本较高的深层项目就可能变得无利可图。有研究和实践表明，当国际油价低于某一阈值（比如参考线70美元/桶）时，国内深层页岩油的盈利压力会显著增加。

技术与环保挑战同样突出。尽管我国在页岩油技术上取得进展，但在深层压裂、长水平井施工、甜点识别等关键环节仍与美国存在差距；技术不到位意味着效率难以提升、成本难以下降。

另一方面，水力压裂耗水量大、可能引发地下水污染和地表生态影响，尤其在西北等缺水地区，环保约束会更严格；从全生命周期看，页岩油的碳排放也不低，这与国家“双碳”目标存在潜在冲突，政策面收紧的可能性不容忽视。

从能源战略角度看，进口仍有其合理性。目前我国石油对外依存度较高，但进口来源多元，通过优化国际采购和战略储备可以在一定程度上分散和缓解供应风险。

综合考虑资源税、环境治理成本和其他外部费用后，部分情况下进口石油的综合成本反而低于国内深层页岩油的开发成本。此外，我国还有大量常规油气资源尚可进一步开发，技术成熟、单位成本相对较低，短期内依然是保障能源供应的主要力量。同时，国家推动新能源转型，把过多资源投向高成本的页岩油，可能影响长期的低碳发展布局。

国际经验告诉我们，别国的做法不能简单复制。美国页岩革命之所以成功，得益于一整套条件的配合：上游技术突破、完善的管网与配套设施、资本市场支持、相对较低的服务成本以及成熟的法律体系。

这种组合在中国难以完全复刻，其他国家如阿根廷、加拿大在页岩开发上的尝试也暴露了成本、基础设施和市场等方面的挑战，提醒我们在追求能源自主时必须兼顾经济性、技术可行性与环境可持续性。