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近年来，我国能源需求日益攀升，常规油气资源快速消耗，油气供需矛盾突出。抢抓非常规油气资源发展新机遇，既是保障国家能源安全的需要，又是我国立足油气资源禀赋的必然选择。页岩油气作为非常规油气的代表，已成为我国最具战略性的接替能源之一，是未来油气勘探开发的重要战场。
美国页岩油气革命使其页岩油气产量显著增长，而这其中最重要的就是采用了立体开发技术。目前页岩油气已经成为美国油气产量增长的主体，对全球能源格局产生重大影响。我国页岩油气资源丰富，开发潜力大，应在充分借鉴美国等先行国家经验的前提下，坚持走“自主创新”道路，制定与中国经济发展实际和能源需求相匹配的战略目标，大力推进中国页岩油气革命，推动页岩油气大规模、持续利用，增强油气自给能力，实现中国油气领域的新跨越。
立体开发是美国第二次页岩革命成功的关键
页岩革命起源于美国，该国依靠页岩革命实现油气产量快速增长，从石油进口国转变为输出国，实现了能源独立。美国是世界上最主要的页岩油气生产国，2022年页岩气产量7950亿立方米，占全球页岩气产量的95%，占全美天然气产量的73%；2022年美国页岩油产量3.8亿吨，占全球页岩油产量的92%，占美国原油总产量的50.9%。
页岩革命推动全球页岩油气产量快速增加，改变了世界能源格局。2022年全球页岩气产量8400亿立方米、页岩油产量4.13亿吨，页岩油气产量当量占全球油气产量的13.65%。
美国已开发的页岩油气区带，主要分布在东北部阿巴拉契亚盆地、北部威利斯顿盆地、墨西哥湾沿岸和西南部等地区，其中以马塞勒斯、二叠纪盆地、海因斯维尔、鹰滩、巴肯等为代表的七大页岩油气主产区产量占美国页岩油气总产量的90%以上。
美国页岩油气开发始于2005年，共经历了三个阶段、两次革命。
第一阶段为2005~2010年，即第一次页岩革命。第一次页岩革命发起于巴内特页岩气产区，包括美国南部的鹰滩、海因斯维尔及东部的马塞勒斯页岩气等主力产区，主体开发技术是“水平井+水力压裂”。
第二阶段为2011~2014年，页岩革命推动美国本土天然气产量快速增长，天然气价格持续走低，借高油价契机，油气作业者开始探索使用“水平井+水力压裂”技术开采页岩油，并率先对美国北部的威利斯顿盆地巴肯页岩油开展先导性开发试验和规模化工业开发，随后扩展到对二叠纪盆地页岩油的大规模开发。
第三阶段为2015年至今，即第二次页岩革命。2014年国际油价暴跌并持续低位运行，这期间，美国上百家页岩油气公司申请破产。但也有很多页岩油气公司加强内部运营管理，依靠技术革命性地降低开发成本、提高单井产量，这其中最重要的举措就是立体开发。
通过立体开发能够大幅降低开发成本，大幅提高单井评估的最终可采储量（EUR）。同时，由于政府修订破产法有效保护破产企业，疫情期间美国政府对企业进行税收减免扶持，油气生产企业经受住了低油价的冲击，实现可持续发展，成为美国第二次页岩革命取得成功的重要原因之一。
立体开发的核心是技术迭代创新
立体开发是一种全新的开发模式。在北美，加拿大能源公司（EnCana）最早提出立体开发概念。随后，美国QEP资源公司提出“罐式开发”，西方石油公司称为“优序开发”，本质上都是立体开发。
立体开发首先是理念上的突破创新，其次是技术和方法上的集成创新，其内涵就是：基于页岩油气的沉积特征、储集特点和甜点分布，应用优快钻井、体积压裂技术，在多维空间改造形成“人工油气藏”，实现页岩油气开发的储量动用率、采收率、收益率（3R）最大化。
立体开发的核心是通过井网设计，将有效压裂缝网由单井的局部尺度拓展到多井乃至整个油气田开发的全局尺度，形成高效经济的开发体系，进而提高页岩油气田的储量动用程度、加速页岩油气资源动用和提高投资效率，最大限度获取油气资源。其中地质-工程甜点描述是基础，缝网协同优化是关键，工程提速提效是保障。
近年来，立体开发在美国被广泛采用。从早期的单层开发，到2015年开始的两层开发，到近年的三层开发，已经在二叠纪盆地多处试验了小井距4至5层立体开发，单平台16口井成为常态，二叠纪盆地超级井工厂达5层/64口井。多层楼立体开发占比持续增加，以二叠纪盆地米德兰次级盆地为例，2014年单层开发占72%，到2017年两层开发占50%、三层开发占8%，到2021年两层开发占55%、三层开发占比增加到23%。
立体开发助力页岩油气开发提速提效
美国页岩油气立体开发模式分为三种，即共同开发、独立开发和联合开发。
共同开发是指针对相邻甜点层被灰岩或砂岩夹层分隔，但总厚度小于人工裂缝纵向扩展高度的页岩层系，布井时将多个储层视为一层，使用一套井网进行改造的开发模式，其典型代表是马塞勒斯页岩。
独立开发是指针对不同甜点层纵向距离大于人工裂缝纵向扩展高度的页岩储层，布井方式为不同层单独布井、单独改造的开发模式，其典型代表是海因斯维尔页岩。
联合开发是指针对相邻甜点层总厚度大，单独改造一层时裂缝仅能部分扩展到相邻层，布井方式宜采用交错布井的开发模式，其典型代表是二叠纪盆地沃夫坎组页岩、鹰滩页岩和巴肯页岩。
从地质上来讲，虽然美国沉积环境、地质构造稳定、分布面积十分广阔，但实际的甜点区却小得多。美国油气公司为充分开发甜点区资源，普遍采用立体开发，建立“立体开发+超级井工厂”的模式，这种模式由于施工作业规模巨大，被称为页岩油气开发模式中的“猛犸象”。其优势主要在于通过“一次布井、一次完井、立体压裂”，充分利用人工能量，尽可能实现纵向、横向储量全动用，提高采收率。通过提高土地利用率、工厂化作业、集约化地面集输模式，实现全流程降本。
埃克森美孚公司通过采用立体开发并提高钻井效率，能够将刚购买的先锋公司的二叠纪盆地米德兰次级盆地页岩储层开发成本降低15%，并额外采出10亿桶油当量。“立体开发+超级井工厂”模式下钻完井技术持续迭代，打出了一批“三超一强”水平井（超长水平段、超级一趟钻、超级井工厂、强化钻井参数），效率、效果、技术经济指标大大提升。美国页岩油3000米水平段水平井钻井周期由2011年的34天降至15天，压裂效率达到3~5天/口井，新井1~3个月后就可以转为生产井，页岩油单井EUR由1.8万吨上升至5.2万吨，桶油完全成本由98美元降低至33美元，实现了效益开发。2019年美国页岩油气主要产区钻机数仅为2014年的一半，但新井投产数量没变、产量变为2.1倍。立体开发实现了页岩油气开发提速提效提产降本，已经成为页岩油气开发的主要发展方向。
我国已成功实现页岩气立体开发
我国页岩油气开发起步晚，但发展较快，目前已经成为战略接替领域，先后设立了长宁-威远、涪陵、昭通三个页岩气国家级示范区和新疆吉木萨尔、大庆古龙、胜利济阳三个页岩油国家级示范区。2023年我国页岩气产量250亿立方米，页岩油产量突破400万吨。
与北美海相页岩油气地质条件不同，我国海相页岩气地质年代老、埋深大、构造复杂，应力复杂，储层无明显隔层，分层立体开发难度大；陆相页岩油沉积厚度大，韵律发育，纵向和横向上岩性、含油性、隔层变化快，演化程度低，立体开发面临诸多难题。
中国石化在国内首个实现商业开发的大型海相厚层整装页岩气田——涪陵页岩气田，率先开展两层开发滚动建产、三层开发评价试验，自主创新建立了页岩气储层精细描述与建模、立体开发技术政策优化、密织井网高效钻井和精准压裂与实时调控等技术，显著提高了页岩气田储量动用率、采收率、收益率，成功实现了页岩气立体开发。
涪陵页岩气田立体开发井日产气量占气田总产量的52.1%，整体采收率从12.6%提高到23.3%，实现采收率翻番。三层立体开发井组达到44.6%，达到国际领先水平，支撑涪陵页岩气田持续上产至85亿立方米/年。中国石油在四川盆地南部泸州区块深层进行页岩气立体开发目标优选、立体开发井组试验，认为立体开发可实现储量良好动用，在威远区块威202井区开展了立体开发探索，在原井网基础上加密部署3口水平井，对比老井测试产量和EUR得到显著提升。立体开发在涪陵页岩气田的成功实践和威远页岩气田的有效探索，为高效开发页岩气积累了宝贵经验，并展示出良好的应用前景，为中国页岩油气立体开发提供了有益借鉴。
我国页岩油立体开发尚处于开发试验阶段
目前，国内主要页岩油产区也在加快推进立体开发试验。胜利济阳陆相断陷湖盆页岩油国家级示范区开展立体开发试验，实现了从单井到井组，从博兴洼陷3层楼到牛庄洼陷5层楼、再到民丰洼陷7层楼立体开发的突破，建成中国石化第一个十万吨级立体开发试验井组——博兴洼陷樊页平1井组，日产水平达到313吨/日，已累计产油15.4万吨。
大庆古龙页岩油国家级示范区部署了5个开发先导试验井组和一批控面井，正在试验2层及2层以上的立体开发布井方式。新疆吉木萨尔页岩油国家级示范区也正探索立体井网工厂化布井，平台井数达到3~12口。长庆鄂尔多斯长7段页岩油采取“大井丛、多层系、立体式”布井方式，建成国内陆上最大水平井平台——长庆油田华H100平台，开展两层立体开发试验，部署井位31口。苏北盆地溱潼凹陷页岩油目前也正在进行立体开发试验。
借鉴美国页岩油气和国内页岩气立体开发的成功经验，国内页岩油开发伊始就将立体开发作为提高效益、降低成本的核心技术，页岩油立体开发展现了良好前景，但由于国内陆相页岩油地质条件的复杂性，立体开发目前尚处于开发试验阶段，大规模工业化应用还需要持续迭代创新。
我国页岩油气立体开发必须走自主创新之路
近年来，我国能源需求日益攀升，油气对外依存度高。页岩油气作为非常规油气的代表，是我国最具战略意义的接替能源之一，也是未来油气勘探开发的重要战场。据美国能源信息署（EIA）估算，我国页岩油技术可开采量约43.93亿吨，居世界第三；据自然资源部评价结果，我国页岩气技术可采资源量21.8万亿立方米，位居世界前列。高效开发页岩油气资源对于增强国内油气供应能力、保障国家能源安全具有重大意义。
基于我国页岩油气的地质特点和开发难点，我们不能完全照搬美国的立体开发模式，必须走自主创新之路。
在研究上，要树立立体开发的非常规思维，持续深化立体开发基础研究。加强页岩精细描述，研究压力场、应力场、渗流场、饱和度场“四场”动态变化，加强建模数模一体化，支撑全过程开发优化。通过地质、油气藏、工程的基础研究，创新理念与认识，催生技术创新和产业引领。
在开发策略上，向整体立体开发方向发展。涪陵页岩气田压裂后取心证实，由于受到下部和中部气层开发后引起的低应力区干扰，三层立体开发的上部气层水力裂缝密度低于中部和下部，上部气层裂缝以简单缝为主，改造效果受到影响。通过整体立体开发井网设计，能够将有效压裂缝网由单井拓展到多井乃至整个气田，实现页岩油气储量动用率、采收率、收益率最大化。
在技术创新上，要推进技术迭代升级。对比北美，目前国内超长水平段钻井作业效率、关键工具仪器及技术指标仍存在差距，压裂技术参数和质量效益技术还处于学跑、跟跑阶段，需要加强技术创新，加大分支井钻完井技术以及智能压裂、动态监测、提高采收率等技术的应用力度，持续优化开发效果。
在组织管理上，要推进立体开发中的工程管理变革。强化立体开发的逆向设计，加强实时调控，建立学习曲线，完善非常规工程技术指标体系，攻关基于人工智能的页岩油气甜点识别技术、基于地震协同导向智能钻完井技术、新一代智能采气技术，建立智能云平台，实现实时共享、智能决策。
