中国页岩油的发展大致经历了3个阶段：①早期的泥页岩裂缝型“ 常规石油” 兼探阶段。2010年以前, 伴随着松辽、渤海湾以及江汉等盆地规模油气勘探, 烃源层系均有泥页岩裂缝型油气藏的发现。如松辽盆地南部吉林探区最早在大安构造上钻探的大4井于白垩系青山口组泥页岩段获油2.66 t/d, 新北构造钻探的24口井于白垩系青山口组、姚家组、嫩一段泥页岩获工业油流并累产超过3× 10⁴t; 北部大庆探区古龙凹陷钻探的英12井等6口井于青山口组泥页岩段获工业油流等。但泥页岩裂缝型油藏总体储、产量规模有限, 评价工作难以展开, 页岩油发展进程缓慢。②直井、水平井体积压裂“ 致密油” 主探阶段。2010年以来, 受“ 页岩油气革命” 的影响和启发, 长庆、大庆、胜利、大港等油田不断攻关致密油“ 甜点区（段）” 预测评价、钻完井降本提产等关键技术, 积极开展成熟— 高成熟页岩砂岩互层段孔隙型石油开发试验技术攻关, 在多层系取得新进展。如渤海湾盆地沧东凹陷钻探的孔南9、官1608等2口井于古近系孔二段页岩层系试获高产工业油流, 近期完钻的官东1701 H和官东1702 H两口水平井, 水平段页岩油层钻遇率达96%, 见到良好效果; 又如鄂尔多斯盆地宁148等8口井于上三叠统长7段页岩段获工业油流, 松辽盆地古龙凹陷松页油1等2口井于青一段页岩段获工业油流, 济阳坳陷8口直井、4口水平井试获工业油流或见到良好油气显示, 江汉盆地古近系潜江组盐间页岩段见良好油气显示等。从实践看, 互层型页岩油展示出有资源潜力, 但存在单井产量低、稳产工艺技术尚不成熟, 仍需持续攻关等问题。③油页岩原位加热转化“ 人造石油” 探索阶段。油页岩是指埋深300 m以浅至地表出露的富含液体石油和尚未转化有机质的页岩地层。

油页岩的地面提炼过程, 俗称“ 人造石油” , 在20世纪40年代日本侵略中国时期就有了, 近期油页岩的地面转化又有新探索。2015年以来, 针对松辽盆地青山口组油页岩, 选择吉林探区开展原位转化技术探索与现场先导试验, 通过国际合作、钻井岩心分析和现场试验, 建立了油页岩原位转化的丰度下限标准, 并采用压裂燃烧、化学干馏、临界水等方法, 现场试验获得了少量的人造石油。另外, 中国石油勘探开发研究院与壳牌石油公司（以下简称壳牌）连续几年开展合作, 针对鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段富有机质页岩, 以新完钻的2口井密闭取心样品分析和岩心热模拟实验为基础, 开展了中低成熟度（R_o值小于1.0%）页岩油原位加热转化潜力与可行性研究, 初步设计提出了试验开采方案, 页岩油原位转化攻关试验不久将有望进入实施阶段。

总体看, 壳牌、埃克森美孚、道达尔等多家国际大石油公司非常重视油页岩资源开发利用, 很早就致力于油页岩（R_o值小于0.5%）原位转化技术研发和现场试验^[8]。目前以壳牌的原位转化技术（ICP, In-situ Conversion Process）最成熟^[9]。从各油公司原位转化技术内涵看, 小井距水平井（水平井井距6~20 m）、准确控制井眼轨迹技术、加热管、自控温技术与加热方式等是原位转化技术的核心。统计全球10余家公司的原位加热方式, 主要有3种（见表1）。

表1

表1

表1 油页岩原位转化加热方式基本情况表 加热方式 公司 方法 热传导 Shell 电加热棒加热 EGL 蒸汽循环管线加热 IEP 燃料电池棒加热 美孚石油 电介质加热 对流+传导 PetroProbe 热有机气体加热 雪佛龙 热CO2气体加热 Mountain West 热有机气体加热 辐射+传导 雷神 电磁波 LLNL 凤凰石油 微波加热

表1 油页岩原位转化加热方式基本情况表

壳牌致力油页岩原位加热转化技术研发, 已有20余年的室内和现场试验历史, 累计投入研发经费约30亿美元, ICP技术成熟度已超过80%, 加热工艺与关键设备等技术难题基本得到解决。目前壳牌利用研发的技术, 已在美国科罗拉多州、加拿大阿尔伯达省、约旦等地进行了38个井组现场试验, 基本具备工业化应用条件。特别是2003— 2005年间, 壳牌在美国绿河页岩South Mahogany试验区开展的油页岩原位转化先导试验取得成功。本次先导试验采用直井井网加热, 方案设计2口生产井、16口加热井, 直井垂直井深93 m, 加热层段厚度38 m。加热过程为缓慢加热升温, 累计加热作业时间15个月, 累计产油256 t, 标定采收率62%。经现场先导试验验证, 新的加热器制造工艺成熟、生产流程配套、技术可行。页岩油原位转化技术的核心设备是加热管, 目前国外已成功研制长度超过4 000 m、地下保持恒温600~800 ℃超长加热管, 平均寿命5年以上。与早期的油页岩近地表原位转化技术相比, 无论是核心技术、开采深度、产油率、投资回报, 还是开发利用潜力等, 都有明显差异。其中地下原位转化技术又在污染物排放、地表环境保护等方面有优势。

国内也非常关注油页岩及中低成熟度页岩油资源开发利用问题, 原位转化技术研究也有新进展。①2005年吉林省与壳牌合作, 成立合资公司开展油页岩原位转化可行性研究, 并在舒兰、敦化、松原等地钻油页岩井3口, 但钻井岩心分析揭示, 吉林省发育的油页岩含油率丰度和净地比等参数均低于壳牌原位转化选区下限标准, 壳牌最终放弃了该项合作。②2014年众城公司对吉林省扶余— 长春岭青山口组页岩开展油页岩原位转化+化学干馏先导试验, 初试期间产油5.20 t, 中试期间产油8.86 t。③2015年吉林大学与以色列合作, 开展近临界水法（SCW）油页岩原位转化先导试验, 产出了少量原油。④2013年以来, 中国石油勘探开发研究院与壳牌合作, 对准噶尔盆地二叠系芦草沟组页岩和鄂尔多斯盆地延长组长7段富有机质页岩开展基础研究, 经过近5年攻关, 在原有技术基础上, 针对中国陆相中低成熟度富有机质页岩特点, 研究提出利用地下“ 水平井电加热轻质化” 高效转化技术, 开发利用页岩油资源。该技术适用于埋深300~3 000 m的页岩油富集区, 有望大大拓展页岩油资源的开发利用空间。

页岩油地下原位转化的资源潜力, 主要决定于页岩层系中尚未转化有机质的生烃潜力和已生成尚未排出的滞留烃数量。显然中低成熟度、髙丰度页岩是原位转化的理想对象。陆相页岩Ⅰ 型、Ⅱ ₁型有机质生烃模拟实验表明（见图1）, 当R_o值达到0.5%时, 页岩中有机质的转化潜力约为原始生烃潜力的90%; 当R_o值达到1.0%时, 页岩中有机质的转化潜力约为原始生烃潜力的40%; 而在R_o值为1.0%左右, 滞留烃量达到最大值, 约占总生烃量的25%。因此, 页岩油原位转化潜力, 除页岩中的有机质丰度外, R_o值也是影响转化潜力的关键因素。对比分析中国、美国和约旦3个地区不同热演化程度的页岩有机质生烃转化潜力（见图2）, 总体上随着R_o值增加而降低。随着热演化程度增加, 页岩中有机质逐步转化成烃类物质, 滞留烃量呈先增后减的变化趋势, 其中R_o值为0.5%~1.0%的阶段滞留液态烃数量最大, 尚未转化的有机质占比较大, 因而是页岩原位转化的最佳成熟度窗口。窗口内滞留于页岩中的液态烃高达25%, 未转化有机质可达40%~90%（见图1）。

图1

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	图1 页岩生、排、滞留烃模式（基于蒂索模式修改）

图2

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	图2 不同地区页岩生烃转化潜力

目前已有的调研、实验和现场先导试验均表明, 地下原位加热是实现页岩油规模开发利用的最优选项。页岩油地下原位转化可称之为“ 地下炼厂” , 是利用水平井电加热轻质化技术, 持续对埋深300~3 000 m的富有机质页岩层段加热, 使多类有机质发生轻质化转化的物理化学过程, 其中重油、沥青等有机物会大规模向轻质油和天然气转化, 并将焦炭和CO₂等污染物留在地下, 对环境保护是有利的。理论上, 利用电加热器向地下页岩层注入热量, 主要经历2个动态演变过程, 实现生烃、增压、成储、保压与提高采收率的目标：①蓄热生烃增压过程。加热阶段初期, 页岩段温度缓慢升高, 地层压力随热膨胀而增加。当温度持续上升到一定水平（约280 ℃）^[10], 轻烃气和石油开始产生。温度进一步升高, 气油比变大, 页岩段内流体流动能力显著增加, 油气流动生产能力已经具备。②成储保温保压提高流度过程。加热到后期, 温度达到峰值（约330 ℃）^[10], 页岩段因热作用发生层理剥离, 书页状层间微裂缝大规模形成, 页岩段具备规模储集与输导油气能力（见图3）, 气油比进一步升高, 生成的气体中含有大量的C₃S和C₄S（一种很好的溶剂）, 与高温裂解产生的天然气和轻质油相结合, 使液态烃黏度降低、流动性增强, 这样页岩段完全具备了规模储集油气、允许油气流动的能力, 又因持续加热, 保持相对恒温, 油气不断生成和气油比增高的过程使地层压力可以保压, 油气生产过程得以持续, 直至生烃过程中止。整个页岩段原位加热转化过程可以达到很高的采收率。

图3

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	图3 原位转化页岩油的立体模式

因此, 页岩油地下原位加热转化, 可以实现从高能耗、高污染的“ 地上炼油厂” 模式, 发展到优质清洁的“ 地下炼油厂” 模式, 从而实现页岩油的清洁高效开发利用。

页岩油地下原位转化, 主要有3方面的技术优势。一是地下原位转化过程可实现清洁开采。无需水力压裂、占地少、无尾渣废料、无空气污染、基本没有地下水污染, 可以最大限度减少开采过程对生态环境的破坏。二是原位转化油气资源采出程度高。原位转化过程中会产生超压流体系统和微裂缝系统, 增加了页岩地层的渗流通道、驱动力及高效泄流能力, 可实现相当高的原油采出率, 最终采出率可达60%~70%。三是地下原位加热转化的油品质量好。地下高温条件下, 页岩地层中未转化的有机质通过人工加热加速降解形成轻质油和天然气; 残存于页岩中的重油和沥青通过热裂解形成低碳数烃, 黏度显著降低。

经过多年研究与现场试验探索, 适合地下原位转化的页岩油, 须满足以下5个条件：一是页岩集中段有机质丰度要高, TOC平均值大于6%, 而且越大越好, 另外, 有机质类型以Ⅰ 、Ⅱ ₁型干酪根为好, 产液态烃能力强; 二是页岩集中段厚度一般大于15 m, 净地比大于0.8; 三是页岩热演化程度适中, R_o值一般为0.5%~1.0%; 四是埋藏深度、分布面积适宜, 埋深小于3 000 m, 连续分布面积大于50 km²; 五是页岩目的层段具有较好的顶底板封闭条件, 遮挡层厚度应大于2 m, 断层不发育, 且地层含水率小于5%, 不存在活动水。

经过近60年的勘探开发实践, 中国陆上大多数易发现又优质的油气藏多数已被找到, 且都已投入开发数十年。待发现的常规油气资源还占相当大数量, 但多数分布在现有理论、技术与资料有价值信息的判读盲区内, 需要认识、技术创新与研究精细度提高才能找到, 做到这一点需要时间准备。

中国的沉积盆地演化与地质条件决定了中国是一个非常规油气资源比较丰富的国家, 且勘探程度比较低, 只要坚持技术创新和管理创新, 非常规油气资源会在保持中国油气工业持续健康发展中担当重任。页岩层系中赋存着大量滞留液态烃和未转化有机物, 是非常规石油资源开发利用的重大接替领域。如能实现页岩油地下原位转化的商业开发利用, 将实现从“ 高点找油” 经“ 下洼找油” 到“ 进源找油” 的重大进展^{[11, 12, 13]}, 这会是找油人的“ 圆梦之旅” , 石油工业由此实现的理论技术创新, 将会推动中国油气供应安全发生重大改观。

赋存于页岩层中的液体石油, 因页岩本身的孔渗性极差（孔隙度小于3%, 渗透率小于1× 10^-9 μ m²）而难以流动, 可动油饱和度极低, 常规技术难以商业开发利用。地下原位转化技术可以使页岩中的滞留液态烃进一步热裂解形成轻质油和天然气, 也可以使尚未转化的有机物发生人造热降解生成油气的过程。因此, 原位电加热转化技术是页岩油规模效益开发利用的“ 杀手锏” 技术。

基于实验室数据和已有地质资料, 本文评价中国陆相页岩油资源相当丰富, 技术可采石油资源量约（700~900）× 10⁸t, 是中国常规石油技术可采资源总量的3~4倍。主要分布在鄂尔多斯、松辽和准噶尔3大坳陷型沉积盆地内, 也是中国油气生产的主要油气区。按照现有页岩油气产率数据, 结合数值模拟结果, 预测在油价377~409美元/m³（60~65美元/bbl）条件下, 中国页岩油经济可采资源量约（200~250）× 10⁸t, 与中国常规石油技术可采资源总量相当; 天然气技术可采资源量约（60~65）× 10¹²m³, 是中国常规天然气资源总量的3倍^[14]。其中鄂尔多斯、松辽和准噶尔3大盆地页岩油技术可采资源量约（570~680）× 10⁸t（见表2）, 占陆上页岩油技术可采资源总量的80%以上。

表2

表2

表2 鄂尔多斯、松辽、准噶尔盆地页岩主要地质参数 盆地 层位 孔隙度/ % Ro/ % TOC/ % 含油 饱和度/% 地层压力 系数 气油比/ (m3• m-3) 原油密度/ (g• cm-3) 厚度/ m 石油技术可采 资源量/108t 天然气技术可采 资源量/1012m3 鄂尔多斯 延长组7段 3~7 0.60~1.00 5~38 80~90 0.70~1.05 5~30 0.85 22 400~450 约30~35 松辽 嫩江组一段 3~8 0.40~0.85 2~12 40~90 1.10~1.80 8~40 0.90 15 120~150 约9~10 准噶尔 芦草沟组 5~8 0.70~0.95 2~16 80~95 1.20~1.58 1~30 0.92 120 50~80 约4~5

表2 鄂尔多斯、松辽、准噶尔盆地页岩主要地质参数

本文提到的页岩油, 是指埋藏深度大于300 m的中低成熟度（R_o值小于1.0%）富有机质页岩层中赋存的石油和多类有机物的统称, 包括地下已经形成的石油烃、沥青和尚未转化的有机物质。而致密油则是指储集在与生油岩间互分布的致密砂岩和致密碳酸盐岩地层中的石油。

页岩油与致密油的主要区别有3方面：一是烃类物质不同。页岩油包含已转化形成的各类烃和未转化的各类有机物两部分, 是源内自生自储; 而致密油全部是邻近生油岩中生成并排出的石油, 是近源他生自储。二是天然储渗能力不同。页岩油储集层的孔渗都极低（孔隙度小于3%, 渗透率小于1× 10^-9μ m²）; 致密油储集层的孔渗条件相对较好, 孔隙度一般大于6%, 多数在10%以上, 但渗透率极低, 一般小于1× 10^-3 μ m²; 三是陆相页岩层往往塑性大, 脆性矿物含量低, 利用人工压裂改造技术难以形成有效的人造流动通道, 所以人工改造后的单井初始产量低, 单井累计产油量小, 无法实现规模商业开采。

美国所称的页岩油与致密油与本文所指的页岩油有所不同, 美国所指的页岩油实际上相当于本文所称的致密油。此外, 美国的页岩油（致密油）主要产自海相地层, 在储集层的连续性、分布面积与累计厚度、原油成熟度及油质和油气比等方面均有良好条件（见表3）, 所以单井初始产量高, 累计产油量较大。美国页岩油（致密油）的开发主要使用水平井和多段水力压裂, 这些技术适合中国陆相致密油的开采, 并不适合于页岩油的开发。

表3

表3

表3 中国与美国页岩油地质特征及开采技术差异比较 国别 主要源储组合 运移特点 有机质成熟度 开采技术 中国 髙丰度烃源岩段, 包括已 转化未排出的石油和未 转化有机物两部分 未经运移, 属源岩 内部残留有机物 处于未熟— 成熟 早期阶段（Ro< 1.0%） 水平井+压裂改造 不能开发利用 美国 与高TOC烃源岩 呈互层分布 经浓度扩散或 短距离运移 处于湿气阶段 （Ro值为1.0%~1.7%） 水平井+压裂改造 可以开发利用

表3 中国与美国页岩油地质特征及开采技术差异比较

4.3.1 鄂尔多斯盆地延长组7段页岩油原位转化现实性最好按照页岩油原位转化选区条件, 鄂尔多斯盆地延长组7段页岩可满足原位转化选区标准。

①富有机质页岩连续厚度大。据研究长7段页岩段有机质丰度大于6%的平均厚度为16 m, 最大厚度为60 m, 页岩分布面积约3× 10⁴km²; 其中厚度大于20 m的面积占50%, 约1.8× 10⁴km², 且分布连续稳定^{[15, 16]}。

②有机质丰度高、类型好。长7段页岩TOC值为5%~38%, 平均值为13.8%; 有机质类型以Ⅰ 、Ⅱ ₁型干酪根为主; 氢指数值较高, 最高可达750 mg/g。统计表明, 长7段页岩氢指数值平面上大致可以分为3个区域, 在成熟度相近条件下（R_o值为0.8%左右）, 西北部地区长7段页岩发育区氢指数值最高, 平均值为550 mg/g; 中部地区氢指数值较低, 平均值为350 mg/g; 东南部地区氢指数居中, 平均值为450 mg/g。

③页岩层中滞留烃含量大。长7段页岩的含油量是页岩原位转化潜力的关键参数之一, 通过密闭取心可以获得准确参数。以近期完成的密闭取心井乐85井为例, 长7段页岩R_o值为0.8%, 现场测定具有较高含量的游离气量, 最高为1.7 m³/t, 平均值为1.0 m³/t; 页岩含油量为8.80~26.77 mg/g, 平均值为18.70 mg/g, 其中C_16-轻质组分含量平均为5.54 mg/g, 占总含油量的31.4%（见图4）。

图4

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	图4 鄂尔多斯盆地乐85井延长组7段页岩综合柱状图

④页岩残余生烃潜力大。TOC值大于6%的页岩残余生烃潜力为27.53~132.23 mg/g, 平均值为63.88 mg/g（见图4）。

⑤长7段页岩含水饱和度和含水率低、不存在活动水。首先, 从针对长7段纯页岩段的7口井压裂试油结果看, 均不产水; 其次, 从页岩层系密闭取心样品分析结果看, 页岩含水饱和度普遍小于10%、含水率小于0.3%（见图4）。这一特点有助于原位转化加热过程中减少能量耗散, 提高热能利用率。

⑥页岩成熟度分布适中。盆地长7段页岩有机质成熟度分布范围较大, R_o值为0.5%~1.3%。但从有机质成熟度平面分布看, 小于1.0%的区域面积较大, 约占页岩总分布面积的90%（见图5）, 原位转化潜力大。

图5

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	图5 鄂尔多斯盆地长7段页岩Ro分布图

⑦热模拟实验结果显示, 长7段页岩原位转化潜力大。两年前在壳牌原位转化实验室完成了2组热模拟实验：岩心样品的TOC值为23.7%、R_o值为0.82%、氢指数值为347 mg/g, 模拟结果是, 1 t页岩的产油量为36 kg、产气量为22.5 m³; 露头样品的TOC值为24.7%、R_o值为0.51%、氢指数值为405 mg/g, 模拟结果是, 1 t页岩的产油量为52 kg、产气量为26 m³。从模拟结果看, 生成的油品均为轻质油（见图6）。基于实际样品热模拟实验结果, 完成鄂尔多斯盆地长7段中— 低成熟度页岩原位转化资源潜力评价, 表明盆地长7段页岩地下原位转化石油技术可采资源量约（400~450）× 10⁸ t、天然气技术可采资源量约（30~35）× 10¹² m³。在油价377~409美元/m³（60~65美元/ bbl）时, 经济可采资源量约（150~180）× 10⁸t, 是该盆地常规石油技术可采资源量的4~5倍, 潜力十分巨大。

图6

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	图6 鄂尔多斯盆地长7段页岩模拟实验结果

壳牌对科罗拉多绿河页岩原位转化现场先导试验获得成功, 不仅验证了地下原位转化加热器制造工艺成熟、生产流程配套、技术可行, 同时也验证了实验室参数的合理性、用于资源预测的可行性。对比鄂尔多斯盆地长7段页岩与科罗拉多绿河页岩, 长7段页岩的含氮量、R_o值、页岩含水率、活动水以及地面设施等方面明显优于绿河页岩（见表4）。因此, 有理由相信鄂尔多斯盆地长7段页岩原位转化条件比绿河更好。

表4

表4

表4 鄂尔多斯盆地长73亚段页岩与科罗拉多绿河页岩主要特征对比 页岩/评价 生油潜力/ % 目标层连续厚度/m 埋深/ m 有机质 类型 含硫量 （黄铁矿） 含氮量 Ro/% 页岩 含水率/% 活动水 含盐量/ % 热导率/ (W/(m• K)) 与之相邻 致密油 基础 设施 绿河 11~13 > 50 600~700 Ⅰ 低 较高 < 0.2 3~5 上部有, 下部无 14 1 无 无 长73亚段 7~13 10~70 500~ 2 500 Ⅱ 1/ I 较高 很低 0.6~1.2 < 0.3 无 无 0.86~0.99 有 齐全 优劣 - - - + + + + + + + 热利用 率高 热损失 相对较低 埋深增加、 成本可能 增加 生烃能力略低 硫化氢处理费增加 油品不需加氢脱氮 早期产油, 现金流提前 减少水汽化热量 损耗 减少水汽化热量 损耗 减少盐 分解热量 损耗 略低, 井距需稍 小一些 合采可以提高致密油产量 降低先期投资, 提高净现值 注：“ +” — 优（好）; “ -” — 劣（差）; 优劣— 长73亚段页岩与科罗拉多绿河页岩相比

表4 鄂尔多斯盆地长73亚段页岩与科罗拉多绿河页岩主要特征对比

4.3.2 松辽盆地嫩一段页岩油的基本条件与潜力

松辽盆地白垩系发育青山口组与嫩江组2套烃源岩, 其中青山口组页岩为大庆长垣世界级大油田的主力烃源岩。对比青山口组与嫩江组烃源岩, 青山口组烃源岩TOC平均值为3.8%、R_o值为0.8%~1.4%; 嫩江组烃源岩TOC平均值为4.5%、R_o值普遍小于0.8%, 成熟度偏低, 页岩油原位转化潜力相对更好。

松辽盆地嫩江组一段页岩埋深小于1 400 m, 分布面积约2.5× 10⁴km²。其中TOC值大于6%的页岩集中段厚度为8~12 m, TOC平均值为7%, 分布面积约2× 10⁴km², R_o值为0.4%~0.8%。对比松辽盆地嫩一段和鄂尔多斯盆地长7段页岩, 松辽盆地嫩一段页岩氢指数值更高, 是鄂尔多斯盆地长7段页岩的1.73倍（见图7）, 页岩油原位转化潜力值得关注。

图7

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	图7 松辽盆地嫩一段与鄂尔多斯盆地长7段页岩氢指数对比图（HI— 氢指数; Tmax— 热解峰温）

借用鄂尔多斯盆地长7段页岩热模拟结果进行原位转化潜力评价, 松辽盆地嫩一段页岩原位转化技术可采资源量：石油为（120~150）× 10⁸t、天然气为（9~10）× 10¹²m³。根据鄂尔多斯盆地长7段相似性类比, 在油价377~409美元/m³（60~65美元/bbl）条件下, 经济可采资源量至少为（20~25）× 10⁸ t。

页岩油可能是石油工业下一个“ 革命者” , 如能率先在中国实现页岩油商业开发的突破, 不论对提高中国原油自给保障能力, 还是引领世界石油工业未来发展都具有重要意义。

①页岩油地下原位转化技术突破, 将有效解放潜力巨大的页岩油资源的开发利用, 保障国内原油长期稳产甚至上产。经过一段时间技术攻关和先导试验准备, 如技术与经济性有突破, 中国页岩油原位转化原油产量可望达到年产油2× 10⁸t以上, 稳产期可超过50年。到那时, 中国原油对外依存度可以从目前的65%~70%, 降至50%以下, 安全性会大大改观。

②页岩油突破的科技含量高, 有助于解决低品位石油储量难以大规模动用的难题。页岩油是石油资源开发利用最具挑战性的类型, 攻克页岩油瓶颈技术, 可以为特低渗乃至致密储集层石油、高黏度石油规模开发提供可借鉴的技术手段。目前, 页岩油地下原位转化已经引起国际同行的广泛关注, 如中国能在页岩油的规模开发利用方面先行一步, 将在改变全球油气供应格局中扮演重要角色。