在亚洲陆上最大的页岩油长水平井平台——国家级页岩油示范区华H100平台，长庆油田部署的31口水平井全部完井。
与常规井相比，这一平台占地面积减少6成以上，实现了以最少的用地动用地下最多的储量。在地面仅占30多亩地，但在地下实际开采储层面积达4万多亩，地上占一点，地下采一片，打造了隐形“采油航母”。
7月23日至24日，致密气高效开发技术研讨会在西安召开。近600名专家共同总结“十三五”期间我国致密气勘探开发取得的成果，展望“十四五”致密气发展的新目标、新技术、新趋势。
目前，我国油气资源已进入常规和非常规并重的开发阶段，非常规油气占全国累计探明油气储量的41%，非常规油气产量占油气总产量的20%。中国科学院院士、国家能源页岩气研发(实验)中心主任、中国石油勘探开发研究院副院长邹才能说：“从定位上说，我国已经实现从常规油气向非常规油气的跨越式发展，非常规油气勘探开发取得革命性突破，在‘十三五’期间实现了工业化发展。”
自然资源部油气资源战略研究中心发布的《2020年全国油气资源勘查开采形势分析报告》显示，2019年，全国石油新增探明技术可采储量1.61亿吨，储量接替率为84.3%。今年，国家能源局召开的2021年页岩油勘探开发推进会指出，2020年全国原油产量达1.95亿吨，比上年增长1.6%，实现连续两年产量回升。为进一步做好原油稳产增产，需要突破资源接替、技术创新和成本降低等多重难题，在页岩油等新的资源接续领域寻求战略突破。
按照有机质热成熟度的高低，我国陆上页岩油分为中低成熟度和中高成熟度两大类。中高成熟度页岩油在我国起步较早，现实性强，已开展相关工业试验。中低成熟度页岩油资源总量巨大，需要通过地下原位加热，把多类有机物降质改造，产生轻质油和天然气。目前正在进行先导试验研究，一旦取得技术和经济突破，有望在我国油气增储上产建设中发挥重要支撑作用，前景可期。
页岩油作为长庆油田二次加快发展的最现实接替资源，如何实现规模效益开发尤为关键。由长庆油田历经十几年勘探发现的10亿吨级庆城大油田，储层位于鄂尔多斯盆地长7生油层，属于极难有效开发的页岩油资源。长庆油田通过持续攻关，探索形成鄂尔多斯盆地页岩油高效开发模式。这一模式为挖掘非常规资源潜力开创了新路径，为国内油气资源低成本高效开发提供了有益借鉴和启示。2020年3月，陇东国家级页岩油示范区百万吨产能建设全面启动，标志着庆城10亿吨级大油田进入规模开发阶段。
页岩气的开发难度，首先是储集空间小，主要存储在比磨刀石还要致密的岩石中，储集空间一般为纳米孔隙，平均80纳米，约为头发丝直径的1/600。其次赋存状态与常规气不同，主要以吸附态、游离态形式赋存在储层中，开采初期产量以游离气贡献为主，中后期气藏压力降低，吸附气解吸后才逐渐被采出。目前，中国石油在川南页岩气田经过10余年的勘探开发，形成了成熟的3500米以浅页岩气勘探开发六大主体技术系列，实现3500米以浅规模效益开发，并在深层页岩气勘探开发方面持续取得重大突破。
国内油气勘探开发历经半个多世纪的发展，东部主力油田已进入开发中后期；西部原油处于上升期，上产主力基本为致密油和页岩油，稳产上产任务依然艰巨。
新疆油田玛湖10亿吨级大油区进入规模开发阶段，产能建设、原油生产双双突破百万吨，已成为中国石油开发上产的重点区域。中国石油在玛湖地区有利勘探区域内，已对10个含油层系全面布控、立体解剖，满凹含油格局全面形成。在玛湖地区，中国石油创新理念、技术和思路，科学编制开发方案，推广“大井丛、平台式、工厂化”“水平井+体积压裂”的建产模式，推进玛湖地区整体高效开发。按照发展规划，2019年至2030年玛湖地区将新建产能1000多万吨，预计2025年玛湖地区原油年产量达到500万吨并稳产6年以上。
根据全国第四次油气资源评价，我国致密气资源主要分布在鄂尔多斯、四川、松辽、塔里木等盆地，资源量为21.9万亿立方米，技术可采资源量为11.3万亿立方米，勘探开发潜力巨大。加快我国致密气的开发利用，对缓解我国天然气对外依存度不断攀升的不利局面、保障国家能源安全具有重要战略意义。2020年，致密气占中国石油天然气产量的比例已达26.6%。
2020年以来，长庆油田不断挑战非常规油气开发极限，坚持自主创新，掌握了水平井优快钻井、体积压裂关键核心技术，攻克了致密气、页岩油开发的世界难题，建成百万吨级页岩油开发区块和10亿立方米致密气水平井高效井区，提前3年实现年产油气当量6000万吨。
2008年以来，煤层气公司承担国家科技重大专项项目和股份公司煤层气重大科技专项，开展中低阶煤煤层气开发技术攻关，成为全国煤层气技术的引领者。创新形成中低阶煤煤层气富集地质理论和勘探开发7个技术系列，建成国家级煤层气科技创新平台，组建“两院一中心”科技创新机构。2009年，煤层气公司收回国外知名企业久攻不下的保德区块，开始勘探开发，2013年建成5亿立方米产能，2014年达到设计产能，高效建成我国首个规模最大的中低阶煤煤层气田，被国家煤层气科技重大专项专家组誉为“树立了中国中低阶煤煤层气开发的标杆”。
从常规到非常规，关键是突破常规的理论、技术和方法。
在理论上，中国石油打破了常规渗透性储层、经典圈闭油气成藏的概念，突破了直井达西渗流开发的技术路线，提出了连续性“甜点区”非常规油气理论。技术上，创新了水平井工厂化技术，颠覆了传统圈闭型“油气藏”生产模式，提出了非常规油气水平井平台式体积压裂技术，制造“人造渗透率”形成“人工油气藏”，突破了依靠达西渗流开发的传统理论和技术。产量上，非常规油气在我国油气总产量中占比超过22%，特别是页岩气储量和产量大幅增加。2020年7月，自然资源部发布《全国石油天然气资源勘查开采通报（2019年度）》显示：2019年，全国页岩气探明储量达1.8万亿立方米，产量达154亿立方米；致密气产量近400亿立方米，煤层气产量近60亿立方米，致密油产量近200万吨。
我国具备支撑页岩油商业化生产的资源禀赋。根据2019年自然资源部初步评价，中高成熟度页岩油地质资源量为145亿至215亿吨，中低成熟度页岩油技术可采资源量为200亿至250亿吨，具有良好的勘探开发潜力。中国工程院院士赵文智表示：“要实现‘页岩油革命’，还需二者接续发展。”页岩油气在我国勘探开发程度较低，是石油工业未来重要的发展方向之一。培育世界一流的综合一体化油田工程技术服务公司、推动更高水平的市场开放与对外合作，是实现页岩油商业化、规模化开采的另一大动力。
赵文智指出：“考虑到老油田产量递减现状以及未来新发现油田品质、储量规模与节奏等，保持原油年产2亿吨应视为保持国家油气供应安全的‘压舱石’，要千方百计予以保证。”
