中国陆相页岩油提高采收率（EOR）技术体系与商业化拐点研究

出品方：北京经纬智汇信息咨询有限公司 报告编号：OGB-S-001 所属赛道：OG-B 油气藏开发与提高采收率 · EOR 新技术（S 级旗舰） 报告日期：2026 年 6 月 保密级别：对外交付（客户报告 / 咨询交付物 / 合作提案适用） 版本：V1.0 研究视角：全球视野 · 全时间轴 · 多层次（宏观＋中观＋微观）· 强决策导向

执行摘要

中国陆相页岩油正处在"产量快速爬坡、开发方式被迫升级"的历史性窗口。2024 年全国页岩油产量已快速提升至约 600 万吨、同比增长超过 30%，形成"三个国家级示范区（新疆吉木萨尔、大庆古龙、胜利济阳）加一个主产区（长庆庆城）"的格局。然而，支撑这一爬坡的主体仍是衰竭式开发，绝大多数区块的最终采收率仍停留在 3%～10% 的低位。换言之，地下还埋着 90% 以上未被采出的资源——这既是行业最大的痛点，也是提高采收率（EOR）技术最大的价值池。本报告的核心结论是：中国陆相页岩油 EOR 当前整体处于"先导试验向工业化示范过渡"的临界期，尚未实现大规模效益化 EOR；2025—2030 年最可能率先实现区块级规模化的，是以 CO₂ 为介质的"前置蓄能压裂＋吞吐"协同路线，而非连续注气驱替。

围绕"技术能不能用、经济划不划算、政策给不给力"三条主线，本报告得出五点关键判断。

第一，技术上 CO₂ 路线已成为现实主线，但"驱替"与"吞吐/前置压裂"效果分化显著。 中国陆相页岩储层超低渗、纳米孔喉为主、非均质性极强、地层压力系数偏低，常规水驱"注不进、采不出"。超临界 CO₂ 凭借强扩散性、降黏、增能、混相多重机理，能进入水驱无法波及的纳米孔隙，成为陆相页岩油 EOR 的首选介质。室内实验显示 CO₂ 吞吐多轮采收率可达 38% 量级，显著高于表面活性剂与甲烷。但压裂后页岩储层的连续 CO₂ 驱极易发生气窜、驱油效率低；真正适配的是 CO₂ 吞吐和 CO₂ 前置蓄能压裂。

第二，大庆古龙是必须正视的警示案例。 与吉木萨尔、长庆的正向效果不同，权威研究表明古龙的 CO₂ 前置压裂井相比常规压裂井呈现"初产高但递减快、累产偏低、气油比偏高且不稳定"的特征，结论是"应谨慎选用"。这与古龙"纯页岩型、黏土含量超 40%、孔径极小、原油黏度极低"的特殊禀赋直接相关——CO₂ 在此的降黏与混相优势被大幅削弱。古龙案例最深刻的启示是：陆相页岩油 EOR 没有"万能解"，必须"一藏一策"。

第三，经济性是决定商业化拐点的真正约束，其本质是"成本—油价—采收率"三角的动态平衡。 多数陆相页岩油区块以 45～50 美元/桶为效益门槛，且在 45 美元下难以达标。要让 EOR 跨过盈亏平衡线，关键不在装备，而在 CO₂ 气源成本与采收率提升幅度的乘积能否覆盖增量投入。各示范区在 45 美元油价下盈利所需的单井最终可采储量（EUR）门槛分别为：吉木萨尔约 4.5 万吨、陇东约 2.6 万吨、古龙约 2.8 万吨。

第四，装备国产化已基本完成，国际油服在中国陆上页岩油现场作业中几乎缺席，"卡脖子"叙事在本领域并不成立。 中国压裂设备国产化率接近 100%，电驱压裂核心指标追平或超越海外，杰瑞股份是全球唯一提供涡轮压裂成套设备的企业。真正的瓶颈在地质适配性、CO₂ 气源—管网基础设施和基础研究，而非进口装备依赖。

第五，CCUS（碳捕集、利用与封存）叠加是把陆相页岩油 EOR 推过盈亏平衡线的最大上行催化剂。 中国石油规划 2025 年年注 CO₂ 达 500 万吨、年产油 150 万吨，2030 年年注 CO₂ 达 2000 万吨、年产油超 600 万吨；行业层面更乐观的判断认为 2030 年全国 CCUS-EOR 可达年注 CO₂ 3000 万吨级、年产油 1000 万吨级。当 CO₂-EOR 与碳封存的"双重收益"叠加，EOR 有望从"减排成本"转为"负成本减排"——这是胜负手。

行动建议（强决策导向）：技术选型坚持"一藏一策"，优先押注 CO₂ 前置蓄能压裂＋吞吐协同而非连续驱替；把 CCUS 气源—管网作为战略基础设施在鄂尔多斯、准噶尔、渤海湾三大主战场提前布局；积极争取参照美国 45Q 的本土化直接财税激励落地；以"分级开发＋持续降本"作为效益生命线，锚定单井 EUR 超 5 万吨、区块采收率超 20% 的目标。综合判断：在油价中枢稳定于 60～80 美元/桶且 CCUS 激励到位的情形下，2027—2030 年 CO₂ 吞吐/前置压裂有望在准噶尔、鄂尔多斯实现区块级规模化效益应用；连续注气驱替的规模化更可能落在 2030 年之后。

*图 0-1：执行摘要一图速览*

01 · 调研背景与目标

1.1 调研缘起与问题意识

中国是世界第一大原油进口国与第二大原油消费国，对外依存度长期高于 70%。在"能源的饭碗必须端在自己手里"的国家战略下，国内增储上产承担着保障能源安全的"压舱石"角色。然而，中国常规油气资源经过数十年高强度开发，主力老油田普遍进入高含水、高采出程度的"双高"阶段，常规储量接替日益困难。非常规油气——尤其是页岩油——因此被推到了"稳油增产"的战略前台。

与美国以海相页岩为主、依靠"水平井＋体积压裂"在十余年间实现页岩革命不同，中国页岩油资源以陆相沉积为绝对主体。陆相湖盆沉积环境造就了与海相页岩截然不同的地质禀赋：储层非均质性极强、横向连续性差、成熟度普遍偏低、原油黏度偏高、气油比偏低、地层能量（压力系数）不足、黏土矿物含量高、孔喉以纳米级为主。这一系列"先天条件"决定了中国陆相页岩油不能简单照搬北美技术路线，必须走出一条自主的技术道路。

更尖锐的矛盾在于采收率。即便在体积压裂技术已较为成熟的今天，中国陆相页岩油主力区块依靠衰竭式（自然能量）开发的最终采收率仍普遍只有 3%～10%。这意味着，按当前开发方式，一个储量数亿吨级的页岩油田，最终能采出的可能不足十分之一。地下剩余的巨量资源既是行业的"心头之痛"，也恰恰是提高采收率（Enhanced Oil Recovery，EOR）技术存在的根本理由：哪怕将采收率绝对值提高几个百分点，对应的可采储量增量都以"亿吨"计。

正是在这一背景下，"陆相页岩油 EOR 能不能实现技术突破、何时能跨过商业化拐点"，成为关乎中国能源安全、关乎数千亿元级投资决策、关乎油公司"十五五"战略布局的核心命题。本报告即围绕这一命题展开系统性、决策导向型的深度调研。

*图 1-1：中国油气对外依存度与页岩油战略定位示意*

1.1.1 从北美页岩革命到中国陆相探索的历史脉络

要理解中国陆相页岩油 EOR 的当下处境，必须把镜头拉回到全球页岩油气革命的起点。21 世纪初，美国凭借水平井与水力压裂两项技术的成熟组合，率先在 Barnett、Bakken、Eagle Ford、Permian 等海相页岩层系实现了规模化商业开发，用十余年时间把美国从能源进口国变为出口国，史称"页岩革命"。这场革命的本质，是把过去被视为"生油岩"而非"储油岩"的致密页岩，通过工程手段变成了可采的油气藏。

页岩革命对中国的震动是双重的：一方面，它揭示了非常规油气的巨大潜力，为中国"稳油增气"提供了新方向；另一方面，它也很快暴露出"中国不能简单照搬"的现实。中国页岩油以陆相湖盆沉积为主体，与北美海相页岩在沉积环境、成熟度、原油性质、地层能量等方面存在系统性差异。北美海相页岩"成熟度高、原油轻质、气油比高、横向连续性好"，天生适合"压裂即自喷"的衰竭式开发；而中国陆相页岩"非均质性强、成熟度偏低、原油偏稠、能量不足"，即便压裂成功，也面临产量递减快、采收率低的固有难题。

正是这种"先天差异"，使中国走上了一条"先落实资源、再攻关压裂、最后探索 EOR"的渐进路径。从 2010 年前后的资源评价，到 2016—2019 年的压裂攻关与勘探突破，再到 2019 年以来的示范区设立与 EOR 先导，中国用十余年时间逐步逼近"如何提高陆相页岩油采收率"这一核心命题。今天，当产量爬坡到 600 万吨级、衰竭式开发的递减问题日益凸显时，EOR 终于从"远期储备"走到了"现实选项"的台前。这一历史脉络提示我们：陆相页岩油 EOR 不是孤立的技术问题，而是中国非常规油气开发十余年积累后必然到达的战略关口。

1.1.2 EOR 之于陆相页岩油的特殊紧迫性

相比北美，EOR 对中国陆相页岩油具有更强的紧迫性，原因有三。

其一，递减更快、采收率更低，提采空间更被"逼出来"。陆相页岩油衰竭式开发的产量递减曲线往往比海相更陡，"头年高产、次年腰斩"的特征更明显，采收率长期徘徊在 3%～10% 的低位。这意味着，若不及早引入 EOR，巨量资源将随着衰竭式开发的快速递减而"锁死"在地下。

其二，注水路径被堵，EOR 不得不"跨越式"承担接替任务。在常规油藏，注水保压是成熟、经济的二次采油手段，可为后续 EOR 争取时间。但在页岩纳米孔环境，注水基本失效，二次采油环节几乎被"跳过"，使得以 CO₂ 为代表的三次采油不得不更早、更直接地承担起提高采收率的接替任务。

其三，双碳目标提供了独特的"协同窗口"。中国"双碳"战略下，CCUS 被列为重要减排路径，而 CO₂-EOR 恰是 CCUS 中最具经济性的利用方式。这一政策背景为陆相页岩油 EOR 提供了北美早期不具备的"增油＋减碳"协同窗口——CO₂ 既是驱油介质，又是减排对象，一举两得。这一独特性，使中国陆相页岩油 EOR 有望走出一条不同于北美的、以 CCUS 协同为特色的差异化道路。

1.2 核心调研问题

本报告聚焦以下五组核心问题，并在后续章节逐一回应：

第一组（技术）：适用于中国陆相页岩油的 EOR 技术有哪些？各自的原理、成熟度（技术成熟度 TRL）、适用储层条件与采收率提升幅度如何？哪条技术路线最具现实性？

第二组（现状与差异）：中国五大产油盆地的陆相页岩油在地质禀赋上有何差异？这些差异如何决定 EOR 技术选型？中国陆相路径与北美海相路径的本质区别是什么？

第三组（竞争）：国内外在陆相页岩油 EOR 上的竞争格局如何？国内油公司与油服企业、国际三大油服各自的定位与优劣势是什么？国产化进展与真实差距在哪里？

第四组（经济与市场）：陆相页岩油 EOR 的市场规模与增长前景如何？商业化拐点的临界条件（油价、成本、采收率）是什么？典型先导试验的经济评价结果如何？

第五组（政策与拐点判断）：现行政策环境（页岩油开发规划、CCUS 政策、财税激励）对 EOR 商业化的支撑力度如何？综合判断，2025—2030 年哪些技术最可能率先规模化？制约商业化的核心瓶颈是什么？

1.3 调研范围界定

地域范围：以中国陆相页岩油为主体，覆盖鄂尔多斯、松辽、准噶尔、渤海湾、四川五大主力盆地及苏北等新兴盆地；同时以北美（Bakken、Permian、Eagle Ford）为主要国际对标对象，兼及全球技术趋势。

对象范围：聚焦"提高采收率（EOR）"环节，即在一次采油（自然能量）、二次采油（注水保压）之外，通过注气、注化学剂、热采、原位转化等手段进一步提高最终采收率的各类技术；其中重点关注 CO₂ 类技术（吞吐、驱替、前置蓄能压裂）及其与 CCUS 的耦合。压裂、钻完井等上游工程技术作为 EOR 的前置条件纳入分析，但不作为主线展开。

时间范围：全时间轴。回溯页岩油勘探开发与 EOR 探索的历史脉络（过去），盘点当前先导试验与示范区进展（现在），并对 2025—2030 年乃至 2050 年的规模化前景作出预判（未来）。

层次范围：宏观（行业格局、政策、能源战略）、中观（盆地/区块、产业链、竞争格局）、微观（具体技术、典型井组案例、单井经济指标）三层结合，全面覆盖。

1.4 调研方法说明

本报告采用"定性＋定量结合"的方法论：以公开权威资料为信息基础，包括行业核心期刊论文（如《石油勘探与开发》《石油学报》等）、各大油公司官方发布与年报、国家主管部门政策文件、咨询机构与行业研究报告，以及国内外学术与技术文献；通过多源交叉验证保证关键数据与结论的可靠性。

在论证逻辑上，本报告采用"结论后置"结构：先系统铺陈技术原理、现状数据、案例证据与经济测算，在充分的事实与数据支撑之后，于趋势展望章节得出商业化拐点的明确判断与行动建议。对于尚处预测或目标层面的数据（如"2030 年年产油 1000 万吨"），本报告均明确标注其属性，避免将"目标"误读为"现实"。

需要特别说明的是，本报告对竞争格局采用"全面竞争格局分析"深度（含市场份额、优劣势、竞争策略、发展潜力），对风险与挑战采用"简要提及"处理（列出核心风险，不展开深入应对分析）；二者深度差异系依据本次调研需求设定。

1.5 报告结构与阅读指引

为便于不同读者高效获取所需信息，本报告采用"结论后置＋分层递进"的结构，并对各章的读者侧重作如下指引。

执行摘要：面向所有读者，尤其是决策层与投资方，用最短篇幅给出核心判断与行动建议，时间有限者读此即可把握全局。

第 01～03 章（背景、技术现状、市场竞争）：面向需要理解"为什么"和"格局如何"的读者，建立对陆相页岩油 EOR 战略意义、技术全景和竞争格局的整体认识。

第 04 章（技术深度剖析）：面向技术人员与需要深入技术细节的读者，是全报告的技术内核；决策层可重点关注 4.1 储层适配性和各技术的"现实性评级"，跳过参数细节。

第 05 章（典型案例）：面向需要实证依据的读者，通过吉木萨尔（成功）、古龙（警示）等案例检验技术成色，案例的"可复制性评估"（5.9）对推广决策尤为重要。

第 06 章（风险）：简要列举核心风险，供风险识别参考。

第 07～08 章（趋势展望、行动建议、总体结论）：面向决策层与投资方，是"结论后置"逻辑的落点，集中呈现商业化拐点判断、三情景推演和分角色行动建议。

建议决策层与投资方按"执行摘要→第 07～08 章→第 03/05 章"的顺序阅读，技术人员按"第 02→04→05 章"顺序精读，需要全面把握者按章节顺序通读。

02 · 技术现状全景

2.1 概念厘清：什么是页岩油，什么是 EOR

在展开技术分析之前，有必要先厘清两个易混淆的概念。

页岩油（Shale Oil），在中国语境下通常指赋存于富有机质泥页岩层系中、以页岩本身或其紧邻的薄层粉砂岩/碳酸盐岩夹层为储集空间的石油。它与"油页岩（Oil Shale）"是两个完全不同的对象：油页岩中的有机质主体是尚未转化为石油的固体干酪根，需要人为加热（地面干馏或地下原位转化）才能产出油气；而页岩油是已经生成的液态烃，可以通过钻井—压裂直接采出。本报告以页岩油为主体，但在讨论"原位转化"技术时会涉及中低成熟度页岩与油页岩的交叉地带。

按储集类型，中国陆相页岩油又可细分为：纯页岩型（油气主要赋存于页岩基质纳米孔与页理缝中，如大庆古龙）、夹层型/源储一体型（页岩中夹薄层砂岩或灰云岩，油富集于夹层，如鄂尔多斯长 7、准噶尔吉木萨尔芦草沟组）。这一分类对 EOR 选型至关重要：夹层型相对"好动用"，纯页岩型则极具挑战。

提高采收率（EOR），又称三次采油，是相对于一次采油（依靠地层天然能量自喷或人工举升）、二次采油（注水/注气保持地层压力）而言的概念。其本质是通过向地层注入"非原生流体或能量"——化学剂、气体、热量、微生物等——改变油—水—岩相互作用关系，动用前两个阶段无法采出的剩余油，从而把最终采收率（Recovery Factor）再向上推一个台阶。对常规油藏，水驱后 EOR 还能再提高 5～20 个百分点；对页岩油这类超低渗储层，由于一次采收率本身就极低，EOR 的相对提升空间反而更大，但技术难度也呈数量级上升。

*图 2-1：一次/二次/三次采油与采收率台阶示意*

2.1.1 陆相页岩储层的微观世界：为什么"难"

陆相页岩油 EOR 的全部技术挑战，根源都在储层的微观尺度特征。理解这个"纳米世界"，是理解后续一切技术选型的钥匙。

孔喉的纳米尺度。 常规油藏的孔隙和喉道通常在微米级（千分之一毫米），原油可以相对顺畅地流动。而页岩储层的孔喉以纳米级为主——松辽青山口组页岩孔隙以 10～50 纳米为主，最小含油孔径甚至不足 10 纳米，喉道半径常在个位数纳米。这是什么概念？一根头发丝的直径约 5 万～10 万纳米，页岩喉道比头发丝细了上万倍。在如此微小的空间里，流体的流动不再遵循常规的达西定律，毛细管力、表面吸附、贾敏效应等微观力主导一切，原油被"困"在纳米孔中，常规手段难以驱动。

渗透率的极端低值。 与纳米孔喉对应的是极低的渗透率。准噶尔吉木萨尔储层的渗透率仅为常规油藏的万分之一量级。渗透率低意味着流体在储层中"寸步难行"——这既是页岩油必须靠大规模压裂才能采出的原因，也是注水"注不进"的物理根源。

黏土矿物的"双刃剑"。 陆相页岩往往富含黏土矿物，古龙黏土含量平均约 35.6%、局部超 40%。黏土含量高带来两个问题：一是遇水易水化膨胀，堵塞本就狭窄的孔喉，这是注水开发失败的重要原因之一；二是黏土使岩石塑性增强、脆性降低，难以在压裂中形成复杂缝网（古龙脆性低正源于此）。黏土的存在，使陆相页岩在"注水"和"压裂"两条路上都遇到障碍。

页理缝的"密集而微小"。 古龙页理缝密度高达每米 1000～3000 条，纳米喉道仅 4～7 纳米。密集的页理缝看似提供了流动通道，但其尺度极小、连通性复杂，既可能成为 EOR 介质的扩散路径，也可能成为气窜的"高速通道"——这种双面性，使古龙的 CO₂ 注入效果难以预测。

地层能量的"先天不足"。 鄂尔多斯长 7 压力系数普遍 0.7～0.9，属异常低压。地层压力系数低于 1，意味着储层"内劲不足"，原油缺乏向井筒流动的天然动力，自喷能力弱、产量递减快。这正是 CO₂ 增能机理（注气补充地层能量）在低压储层大有作为的原因。

正是孔喉纳米化、渗透率极低、黏土含量高、页理缝密集、地层能量不足这五大微观特征的叠加，构成了陆相页岩油"既难采出、又难提采"的根本困境。而 CO₂ 之所以能成为破局者，正是因为它的物性恰好能"对症"这些微观痛点——这就引出下一节的核心原理。

2.2 核心原理：为什么陆相页岩油非 CO₂ 不可

理解陆相页岩油 EOR 技术选型的逻辑，关键在于理解储层的"纳米尺度"特征如何颠覆了常规 EOR 的物理基础。

第一，超低渗与纳米孔喉，把常规水驱"判了死刑"。 准噶尔吉木萨尔储层渗透率仅为常规油藏的万分之一量级；松辽青山口组页岩孔隙以 10～50 纳米为主，最小含油孔径甚至不足 10 纳米，喉道半径常在个位数纳米。在如此微小的孔喉中，水分子团因毛细管力、贾敏效应和黏滞阻力几乎"挤不进去"，注入水要么沿压裂缝窜流、要么被高压憋在缝网附近，无法有效波及基质中的剩余油。这就是陆相页岩油"注水开发普遍失败"的物理根源，也是为什么必须寻找一种"更小、更活、更能渗透"的驱替介质。

第二，超临界 CO₂ 的独特物性，使其成为纳米孔的"理想客人"。 当压力超过 7.38 兆帕、温度超过 31.1 摄氏度时，CO₂ 进入超临界态——兼具气体的低黏度、强扩散性和液体的高密度、强溶解性。它能进入孔径小至 0.33 纳米的孔隙，扩散能力远超水和甲烷。吉木萨尔的实测数据显示，CO₂ 的注入能力是水的约 7.77 倍、是氮气的约 1.18 倍；CO₂ 吞吐的采收率比氮气吞吐高约 6.84 个百分点。这种"无孔不入"的渗透能力，是 CO₂ 在陆相页岩油 EOR 中脱颖而出的第一重优势。

第三，CO₂ 的"降黏—增能—混相—萃取"四重机理，对症陆相储层痛点。 一是降黏：CO₂ 溶于原油后大幅降低其黏度，改善流动性，对黏度偏高的混积型储层（如吉木萨尔原油黏度约 11.76 mPa·s）尤为有效；二是增能：CO₂ 注入补充了陆相页岩普遍不足的地层能量（鄂尔多斯长 7 压力系数仅 0.7～0.9，属异常低压），相当于为"缺乏内劲"的储层重新蓄能；三是混相：当地层压力达到最小混相压力（MMP）以上，CO₂ 与原油形成混相，消除界面张力、把残余油"洗"出来；四是萃取置换：CO₂ 在吞吐过程中后期可萃取置换原油中的轻烃组分。值得注意的是，纳米限域效应还能降低 MMP——研究显示，当孔径从 100 纳米缩小到 10 纳米时，最小混相压力可下降约 21%，这意味着纳米孔环境反而"帮了 CO₂ 一把"。

正是这一系列物理化学优势的叠加，使 CO₂ 成为中国陆相页岩油 EOR 当之无愧的"现实主线"。但优势并非没有边界——气窜（CO₂ 沿高渗通道或压裂缝过早突破）是 CO₂ 类技术绕不开的风险，泡沫防窜等配套技术因此成为必需。这一点在后文古龙案例中将得到充分印证。

需要进一步厘清的是 CO₂ 优势的"条件性"。前述四重机理并非在任何储层都同等有效，而是高度依赖储层与原油的具体条件：降黏机理的价值取决于原油本身的黏度（黏度越高、降黏价值越大，故对吉木萨尔的高黏原油效果显著，对古龙的极低黏原油几乎无意义）；增能机理的价值取决于地层能量的亏空程度（低压储层如长庆受益大）；混相机理的实现取决于地层压力能否达到 MMP（受埋深、注入压力、纳米限域效应共同影响）。这意味着，"CO₂ 是首选介质"是一个统计意义上的、有条件的判断，而非对每个区块都成立的绝对真理。把握这种"条件性"，正是避免技术误用的认识论基础——它要求我们在选型时不问"CO₂ 好不好"，而问"CO₂ 在这个特定储层好不好"。这一思维方式的转变，是从"技术崇拜"走向"科学选型"的关键，也是本报告"一藏一策"主张的认识论根基。

*图 2-2：CO2在纳米孔中的四重增产机理图解*

2.3 主流 EOR 技术路线全景

中国陆相页岩油 EOR 已探索的技术路线可归为五大类，下表先作总览，随后在第 04 章逐一深度剖析。

注：现实性评级为本报告基于技术成熟度、经济性与可复制性的综合判断，反映 2025—2030 年时间窗口内的相对优先级，非绝对优劣。

从总览不难看出，CO₂ 类技术（吞吐＋前置压裂）以"现实可行＋可与 CCUS 耦合"的双重优势，构成中国陆相页岩油 EOR 的当下主线；化学驱与原位转化代表着更长远的技术储备；连续驱替则因气窜问题在页岩储层中应用受限。

更进一步，若把七条技术路线按"现实性—潜力—时间窗口"三维度排序，可形成一张清晰的战略优先级图谱，指导资源配置。

第一梯队（2025—2030 主攻）：CO₂ 吞吐与 CO₂ 前置蓄能压裂。二者技术成熟度最高（TRL 6～7）、已有正向现场验证、可与 CCUS 耦合，是当下应集中资源主攻的方向。其中吞吐因规避气窜而更稳健，前置压裂因效果分化而需严格选区。

第二梯队（2028—2032 培育）：CO₂ 连续驱替与烃气/N₂ 注气。连续驱替潜力大但受气窜制约，需待防窜、缝网控制、井距优化技术成熟后规模化；注气（烃气、N₂）作为气源便利区的补充手段，价值低于 CO₂ 但可因地制宜。

第三梯队（2030 后储备）：化学驱、原位转化、微生物 EOR。这三类要么在页岩纳米孔环境的适配性待验证（化学驱、微生物），要么技术成熟度过低、经济性差（原位转化）。它们代表着更长远的技术储备和潜在的颠覆性方向，应保持基础研究投入和跟踪，但不应纳入近期产能规划。

这一排序的战略含义十分明确：陆相页岩油 EOR 的资源配置应高度聚焦第一梯队的 CO₂ 路线，避免在尚不成熟的远期技术上过早投入产能资源；同时以适度的基础研究保持对第二、三梯队的技术储备，防止在下一轮技术迭代中掉队。 这是一种"聚焦主线、储备未来"的双层资源配置策略。

2.4 发展脉络与成熟度评估

中国陆相页岩油 EOR 的发展，可大致划分为四个阶段。

第一阶段（2010 年前后—2015 年）：跟随与启蒙。 北美页岩革命引爆全球关注，中国开始系统评价陆相页岩油资源、引进并改造水平井体积压裂技术。这一时期的核心任务是"能不能压出油、能不能自喷"，EOR 尚未提上日程，开发方式以衰竭式为主。

第二阶段（2016 年—2019 年）：资源落实与压裂攻关。 鄂尔多斯长 7、准噶尔芦草沟组、松辽青山口组等重点层系陆续取得勘探突破，资源量评价大幅上修。技术攻关聚焦"水平井＋大规模体积压裂＋工厂化作业"，单井产量逐步提升，但快速递减问题凸显——衰竭式开发"头年高产、次年腰斩"的特征，开始倒逼行业思考补能与提采。

第三阶段（2019 年—2024 年）：示范区设立与 EOR 先导试验。 2020 年，新疆吉木萨尔获批为首个国家级陆相页岩油示范区；随后大庆古龙、胜利济阳相继设立国家级示范区。CO₂ 前置蓄能压裂、CO₂ 吞吐等 EOR 技术进入规模化先导试验阶段。吉木萨尔、长庆等区块取得正向效果，古龙则暴露出"一藏一策"的复杂性。这一阶段，EOR 从"实验室概念"走向"现场井组验证"。

第四阶段（2025 年起）：工业化示范与商业化临界。 当前正处于这一阶段的起点。先导试验积累的数据开始支撑井组级、平台级的工业化示范，但能否跨过"规模化效益"的拐点，取决于油价、成本与政策的协同。本报告判断，这一阶段将持续到 2030 年前后，是决定陆相页岩油 EOR 命运的关键五年。

这一阶段的核心特征，可概括为"三个并存"：技术可行性与经济可行性并存待解——CO₂ 主线技术已基本验证可行，但经济性仍是多数区块的拦路虎；先导成功与先导失败并存——吉木萨尔的正向标杆与古龙的警示案例同时出现，标志着行业开始用更成熟、更辩证的眼光看待 EOR；规模化预期与现实约束并存——CNPC 等规划了 2030 年 2000 万吨注 CO₂ 的宏大目标，但气源—管网基础设施、激励机制等现实约束尚未完全破解。正是这"三个并存"，使当前阶段呈现出"机遇与挑战高度交织、方向已明而路径待清"的临界特征。能否在这五年里把"待解"变"已解"、把"约束"变"突破"，将直接决定中国陆相页岩油 EOR 是顺利跨过商业化拐点、还是在临界点附近继续徘徊。

就技术成熟度（TRL）整体评估而言：CO₂ 吞吐与前置蓄能压裂处于 TRL 6～7（系统级先导验证向工业示范过渡）；CO₂ 连续驱替在页岩储层处于 TRL 4～5（受气窜制约，未完全验证）；化学驱在常规油藏已达 TRL 9（规模化应用），但在页岩纳米孔环境仅 TRL 3～4；原位转化（ISU）处于 TRL 3～4（早期现场试验），距规模化尚远；微生物 EOR 处于 TRL 2～3（实验室与小试）。

*图 2-3：中国陆相页岩油EOR技术发展四阶段时间轴*

2.5 国内外整体发展现状

国内现状：中国页岩油已形成"陆相致密油/页岩油技术体系"，年产规模迈上千万吨级台阶（2024 年约 600 万吨纯页岩油口径，若含致密油更高）。开发主体高度集中于中国石油（长庆、大庆、新疆、吐哈），中国石化（胜利、苏北、华东）与延长石油、中国海油各有布局。EOR 技术整体处于"先导试验向工业化示范过渡"，CO₂ 类技术领跑，CCUS 配套（如齐鲁石化-胜利百万吨级项目）开始为大规模 CO₂-EOR 提供气源与封存支撑。

国外现状：北美页岩油开发规模达亿吨级，主体仍以衰竭式开发为主，一次采收率平均也仅约 7.5%，与中国处于同一数量级——这一点常被忽视，却极为关键：北美在"页岩油 EOR"上同样未完全破题，全球都还在先导阶段，中国并不落后于世界前沿。 北美的真正领先在于工程降本（"超级井工厂"使单平台工程成本降 30% 以上、按品质分级开发）和 CO₂-EOR 在常规油藏的成熟产业化（Permian 盆地年注 CO₂ 数千万吨、四十余年经验）。在非常规（页岩）CO₂-EOR 上，北美也仍在循环注气先导（如 EOG 的 CGEOR）和多个 DOE 资助的 Bakken 先导项目中摸索，且屡有气窜导致失败的案例。

这一国内外现状对比给出的最重要启示是：陆相页岩油 EOR 是一场"中国与全球同处起跑线"的竞赛，而非"中国追赶北美"的补课。 中国的差异化机会在于：把成熟的 CO₂-EOR 常规油藏经验、领先的国产压裂装备、以及双碳目标下的 CCUS 政策红利三者耦合，走出一条"CO₂-EOR 与碳封存协同"的特色道路。

进一步看，这一判断有三层含义值得决策者深思。其一，破除"技术自卑"。在非常规页岩 EOR 这一前沿，全球都还在摸索，中国的先导试验数据（吉木萨尔、长庆、古龙）本身就是全球最前沿的探索之一，没有必要预设"我们落后"的心理定式。其二，明确"学什么"。需要向北美学习的不是页岩 EOR 本身（他们也没破题），而是常规 CO₂-EOR 四十余年积累的工程经验、油藏管理方法和极致的工程降本逻辑——这些是可迁移的"方法论资产"。其三，把握"独特牌"。中国手中有北美不具备的牌——双碳战略下 CO₂ 的"减排属性"和领先的国产装备成本优势。把这两张牌打好，中国完全可能在陆相页岩油 EOR 上形成自己的特色优势，而非简单复制北美模式。这种"不卑不亢、精准借鉴、发挥独特"的战略心态，是制定陆相页岩油 EOR 长期规划的重要前提。

2.6 EOR 与压裂、注水的技术经济边界辨析

在实务中，"提高采收率"常被泛化使用，容易与体积压裂、注水保压混淆，进而导致投资决策时的口径错配。本节对三者的技术经济边界作一辨析，为后续经济测算建立清晰的概念基准。

体积压裂是"开门"，不是"提采"。 水平井体积压裂的本质是通过大规模水力造缝，把原本"封闭"的超低渗页岩储层与井筒连通，让原油"有路可走"。它解决的是"能不能采出来"的问题，对应的是一次采油阶段的产能释放。压裂规模再大，也只是提高了初期产能和泄流体积，并不改变"衰竭式开发最终采收率仅 3%～10%"这一根本格局。因此，把"加大压裂规模"等同于"提高采收率"是一种常见误解——前者扩大的是"流动通道"，后者改变的是"驱动机理"。

注水保压在页岩储层基本失效。 在常规油藏，注水是最经济的二次采油手段，通过补充地层能量、驱替原油大幅提高采收率。但在页岩纳米孔环境，注入水"注不进、采不出"（毛细管力与贾敏效应主导），且高黏土遇水易膨胀堵塞，注水开发普遍失败。这正是页岩油不得不"跳过二次采油、直接探索以 CO₂ 为代表的三次采油"的根本原因——常规的"注水接替"路径在此被堵死。

EOR（以 CO₂ 为主）改变的是驱动机理。 CO₂ 吞吐与前置蓄能压裂之所以归入 EOR 范畴，是因为它们通过"降黏—增能—混相—萃取"改变了油—岩—流体的相互作用关系，动用了压裂与衰竭式开发无法触及的基质剩余油。这是机理层面的跃迁，而非通道层面的扩大。

理解这一边界对经济测算至关重要：压裂成本应计入"产能建设成本"，而 CO₂ 注入、气源、封存等成本应计入"EOR 增量成本"，对应的是"采收率增量"带来的"可采储量增量"收益。混淆二者会严重扭曲盈亏平衡分析。在前置蓄能压裂这类"压裂与 EOR 融合"的工艺中，更需要精细拆分两部分成本与收益，才能准确判断 EOR 部分是否真正创造了增量价值——古龙案例中 CO₂ 前置压裂"投入更多却累产更低"，正是这种精细核算暴露出的问题。

*图 2-4：压裂—注水—EOR技术经济边界辨析图*