2026 年是 “十五五” 规划开局之年，我国页岩油气产业迎来规模化、效益化发展的关键窗口期，今年一批标志性成果相继落地。伴随着勘探开发装备国产化、智能化改造持续推进，开发成本不断下行，页岩油气成为国内油气增储上产重要的增长极。

不同于北美海相页岩油气优越的地质条件，我国页岩油气资源以陆相页岩油、超深层页岩气为主体，地质条件复杂，储层非均质性突出，单井投入成本高，简单照搬复制北美商业化发展路径并不符合我国国情。立足新发展阶段，应当重新研判页岩油气产业的发展前景与现实价值。从保障国家能源安全、推动能源结构转型大局来看，做大做强页岩油气产业是必然选择；而就市场化运营实践而言，如何走出适配我国国情的商业化发展道路，是全行业需要深入思考解答的时代课题。

勘探多点突破

历经十余年持续技术攻关迭代，我国页岩油气行业智能化、国产化水平实现跨越式提升，核心开采装备国产化率超过 95%。甜点区预测、地质工程一体化等关键技术得到规模化应用，钻井作业效率显著提高，页岩油气开发成本较五年前下降 30%，一批优质资源区块已经实现商业化盈利。

多年勘探实践充分证实，我国页岩油气资源家底厚实。页岩气领域，四川盆地作为核心主战场，勘探捷报频传。仅今年 5 月，资阳东峰页岩气田探明地质储量 2356.87 亿立方米通过审定，成为我国首个埋深 4500 米以上超深层千亿方页岩气田。截至 2026 年，全国页岩气探明总储量突破 4 万亿立方米，年产量超 270 亿立方米，占国内天然气总产量比重达到 8% 以上。

页岩油领域，2025 年全国页岩油总产量突破 800 万吨。按照 “十五五” 规划部署，2026 年页岩油产量目标进一步抬升，鄂尔多斯、松辽、渤海湾、准噶尔等多个盆地同步加快产能建设，陆相页岩油完成从理论资源向现实工业产能的重要转变。目前，我国已建成胜利济阳、大庆古龙、新疆吉木萨尔三大国家级页岩油示范区。

以胜利济阳页岩油示范区为例，该区域累计探明储量 3.27 亿吨，资源量预估达 105 亿吨。2026 年前 4 个月，示范区投产 10 口高产井，利页 106HF 井实现日产原油 110 吨，正逐步探索形成一套可复制、可推广的陆相断陷盆地页岩油开发技术方案。

多维价值凸显

当前国际地缘局势复杂多变，中东油气供给不确定性加剧，能源安全保障压力持续凸显。立足国家能源安全、产业链升级、能源结构调整多重维度，加快页岩油气规模开发上产，现实意义十分重大。

从资源开采实效看，四川盆地中浅层海相页岩气已实现稳定商业化盈利；超深层页岩气、陆相页岩油的优质甜点区块具备商业开采条件，但大量非优质区块仍处于微利乃至边际效益区间。我国陆相页岩储层非均质性极强，地层如同千层酥般交错分布，储集孔隙细小，不同井位产能差距悬殊，低产井占比偏高，整体盈利难度较大。行业普遍采取 “优先开发甜点区” 滚动建设模式，以高效区块收益反哺低效区块开发。直接开采收益主要集中在资源富集核心区，外围区块商业价值释放，仍有赖于技术进步持续降本增效。

从产业链带动效应看，页岩油气属于重资产长链条产业。上游涵盖地质勘探、钻井装备、压裂设备、井下工具、化工材料；中游包括集输管网、储气调峰设施；下游联动炼化化工、城市燃气等众多领域，有力拉动钻机、压裂装备、泵阀管材、智能测控仪器等高端装备制造产业发展。页岩油气催生的装备制造、工程服务、数字化油气解决方案市场，蕴藏巨大发展红利，这部分价值常常被市场所忽视。

从能源结构优化层面看，我国原油、天然气对外依存度长期处于较高水平，大量油气资源依靠进口。国际地缘冲突、海上运输通道波动，都会传导至国内工业生产与民生消费领域。页岩油气作为本土增量资源，除直接产出油气产品之外，还能够平抑国内能源价格波动，降低外部供应链风险。页岩气增产能够有效补充国内天然气供给，为能源结构平稳转型、新能源产业接续发展争取宝贵缓冲期。

商业化的挑战

商业化落地仍是制约我国页岩油气产业高质量发展的核心命题，技术瓶颈、制度机制、资源禀赋带来的产能递减规律，构成三大主要挑战。

技术层面，我国页岩气开发主力逐步向 4500 米以上超深层推进，高温高压开发难题亟待破解；陆相页岩油储层条件变化快，同一区块内部油井产能差距巨大，勘探试错成本居高不下，不存在通用开发范式，需要分盆地、分层系持续开展技术攻关。部分作业区域地处黄土高原、山地，水资源供给紧张，压裂用水、返排液处置等环保压力，进一步推高综合开发成本。

制度机制层面，当前页岩油气开发主体以中石油、中石化等中央企业为主，优质资源区块多集中于国有央企手中，民营资本大规模参与空间有限。行业高投入、高风险的特征，抬高市场准入门槛，配套市场机制仍有待完善。下游项目投资周期长，投资收益存在不确定性。全国油气管网互联互通建设稳步推进，但部分偏远页岩油气产区集输配套仍有短板，产能释放受外输能力制约。

资源客观规律方面，页岩油气油井普遍存在初期产量高、后期衰减快的特征，要维持整体产能规模，必须持续不断新钻生产井，产业需要保持高强度资本投入。一旦资本投入有所收缩，整体产量将快速回落，对企业长期资本统筹规划能力提出很高要求。

锚定发展方向

推动我国页岩油气产业行稳致远，要坚持技术装备引领，完善市场与基础设施配套，强化政策引导扶持，走出一条符合国情的道路。

坚持技术装备先行。无论何种市场主体参与开发，都必须把技术装备攻关摆在突出位置。依靠技术装备迭代，压缩开发周期，夯实产量增长根基。加快电驱压裂、智能导向钻井、AI 地质建模等技术规模化落地，持续迭代升级国产电驱压裂机组，提升钻井作业效率；推广智慧油田、数字化井工厂模式，降低生产运维成本。同时聚焦占比更大的边际资源区块，集中力量攻关适配性技术方案，激活存量资源潜力。

完善市场机制与基础设施保障。健全页岩油气行业标准体系，完善水资源利用、生态环保相关规范，积极探索 CCUS 技术与页岩油气开发融合应用，研究就地消纳油气产能的可行路径。

强化政策引导扶持。页岩油气产业尚处在发展完善阶段，要更好发挥政策引导作用，通过产业扶持、税收调节等政策工具，为产业发展营造良好外部环境。

跨过 “十四五”，迈步 “十五五”，我国页岩油气产业已经告别初期探索阶段。雄厚的资源基础、不断突破的国产化装备，充分证明页岩油气具备实实在在的商业开发潜力。同时也要清醒看到，陆相页岩油、边际资源区块、超深层页岩气领域，仍有大量技术难题与市场课题亟待破解。面向 “十五五” 及更长远时期，页岩油气产业机遇与挑战并存。唯有持续推进技术创新迭代，健全市场化体制机制，补齐基础设施配套短板，才能充分释放页岩油气长期商业价值。