摘要： 《矛盾论》《实践论》是新中国石油工业“两论起家”的思想根基，为油气勘探开发提供了科学的认识论与方法论。我国页岩气产业历经评层选区与先导试验、示范区建设与中深层规模建产、深层上产与新层系突破三个发展阶段，正处于由“大干快上”转向“多快好省”的关键转折期。随着页岩气勘探开发向深层、新层系拓展，“套管变形、压窜干扰、递减加快、成本攀升”等问题和“资源与技术、速度与质量、规模与效益”等矛盾愈发凸显。运用“矛盾论”辨识产业发展主要矛盾，厘清中深层、深层、新层系三大矛盾主线；依托“实践论”构建“问题牵引—协同攻关—现场验证—迭代优化—标准固化—规模推广”闭环实践流程，锚定地质提效、钻井提速、压裂提产、井筒提质“四提”目标，落地方案实施、地质工程、技术经济、科研生产、甲方乙方、数信智能“六个一体化”实施路径，探索形成“技术+管理”双轮驱动下的中国页岩气革命范式，为保障国家能源安全、建设新型能源体系提供产业支撑。

关键字：矛盾论；实践论；页岩气革命；四提；六化；高质量发展

天然气是我国构建新型能源体系、实现“双碳”目标的战略支点。2025年，我国天然气产量达到2621亿立方米，其中页岩气产量277亿立方米，已经成为国内天然气增产的核心增长极。作为我国页岩气产业发展的“排头兵”“主力军”，中国石油西南油气田公司（简称西南油气田）先后历经评层选区和先导试验（2006-2013年）、示范区建设和中深层规模建产（2014-2020年）、深层上产和新层系突破（2021-2025年）三个重要发展阶段，实现了“从低产到高产、从局部到规模、从无效到有效、从单层到立体”四大跨越。在长宁—威远区块五峰组—龙马溪组中深层圆满建成我国首个“万亿方储量、百亿方产量”国家级页岩气示范区；在泸州、渝西等区块五峰组—龙马溪组深层加快建设第二个“万亿方储量、百亿方产量”页岩气田；在资阳筇竹寺组、川东吴家坪组等新层系评价准备第三个“万亿方储量、百亿方产量”页岩气田，2025年页岩气产量突破141亿立方米，占全国页岩气总产量50%以上，是中国页岩气稳产上产的“压舱石”“顶梁柱”。

面向“十五五”，中国页岩气产业革命的内涵要义正在发生深刻转变，从侧重“规模增储、快速上产”转向“规模增储、快速上产”与“提质增效、质量效益”并重。随着国内页岩气勘探开发对象向深层、新层系拓展，地质工程条件更加复杂、钻完井周期长难度大；同时，平台化密井网与高强度压裂改造带来套管变形、井间干扰等新挑战。当前，虽然西南油气田在四川盆地整体实现了页岩气规模有效开发，但与美国、加拿大、阿根廷等国家相比还存在一定差距，存在产量规模与资源禀赋不完全匹配、部分关键核心技术尚待攻关、发展质量效益与管理水平亟待提升等挑战，要求我们以更高水平的技术和管理驱动实现更高质量、更高效益的产业发展。西南油气田重点针对套变及压窜防控、提高单井EUR、立体开发提高采收率、控降完全成本等方面，正在加快推动生产力、生产关系、管理方式“三大变革”，以解决页岩气资源不落实、产量增速慢、开发成本高的困境。

一、用“两论”指导中国页岩气革命的认识论与方法论

90年前，毛泽东同志写下《矛盾论》《实践论》，深刻回答了当时中国革命面临的一系列问题，深刻揭示了中国革命发展的客观规律，为我们党推动中国革命不断从胜利走向胜利提供了强大的思想武器。在新中国石油工业的伟大实践中，几代石油人学思践悟“两论”哲思，不断创新勘探开发理论、不断发展关键技术与产业体系，克服资源品质下降、开发对象复杂化等不利因素，以世界第十三的储量基础贡献了第六的产量规模，创造了举世瞩目的辉煌成就，“两论”成为石油人攻坚克难的理论指南和制胜法宝。

开发事业部作为西南油气田“油公司”模式下专门从事天然气（页岩气）开发评价和产能建设的单位，推动中国页岩气革命走深走实，既要解决技术瓶颈，又要破解效益难题，还要提升管理水平，学好用好“两论”显得更为迫切和重要。开发事业部页岩气团队始终坚持知行合一的原则、实践第一的观点、矛盾分析的方法、辩证的思维，在“两论”视角下分析研判形势、以“两论”观点来研究解决问题、用“两论”方法谋划推进工作，努力探索中国页岩气革命新路径。《矛盾论》提出抓住主要矛盾和矛盾的主要方面、以重点突破带动全局提升；《实践论》强调“从实践到认识、再从认识到实践”的反复循环。将“两论”引入中国页岩气革命实践，核心是把方法框架转化为可操作的治理逻辑。一是以《矛盾论》定“靶心”，识别主要矛盾及其主要方面，建立“问题清单—矛盾链条—攻关体系”的对应关系，避免资源在次要矛盾及其次要方面被稀释。二是以《实践论》建“闭环”，把现场作为验证平台，构建“问题牵引—联合攻关—现场验证—标准固化—规模推广—效益评价”闭环流程，在“实践—认识—再实践—再认识”的螺旋上升中，探索出一条“问题在生产过程中凝练、成果在解决问题中升华、成效在现场应用中验证”的实践新路径。

二、辩证研判当前页岩气勘探开发的三大主要矛盾

《矛盾论》指出，主要矛盾与次要矛盾是相互区别又相互联系的辩证关系。主要矛盾在辩证过程中占据支配地位，其决定作用主导着发展的方向，而次要矛盾处于被支配的地位。只有抓住主要矛盾、解决矛盾的主要方面，才能把握中国页岩气革命的主动。当前国内页岩气勘探开发存在“产量递减快与稳产提采难”“压裂强度高与套变压窜频”“资源禀赋优与上产节奏慢”三条矛盾主线。

（一）产量递减快与稳产提采难是中深层页岩气的主要矛盾

中深层页岩气经过十余年大规模勘探开发，技术总体成熟，当前工作的重点已由规模建产转向长效稳产和提高采收率。2020年中深层页岩气产量达到110亿立方米，2025年递减至90亿立方米，预计2030年将降至40亿立方米左右，老井递减加快、稳产接替不足等问题日益突出。长宁、威远、昭通等区块外围优质储层逐步变薄，断裂增多、含气性下降，新井实施效果不及主体区；已开发区经过一次井网规模动用后，上层系仍有较多储量未动用，下层系井间、缝间动用又不均衡，单靠新增井已难以支撑长期稳产。这一矛盾的主要方面是对剩余储量分布和可动用程度认识还不够精细，提高采收率主体技术尚未定型。当前井网加密、上层系立体开发、老井重复压裂、低压排水采气等措施均已开展试验，但不同措施适用于哪些区块、能够提高多少采收率、能否实现经济有效开发，还需进一步实践验证。下步应重点把剩余储量“找准、分清、动好”，在精细刻画剩余储量的基础上优化二次井网和缝网配置，逐步形成适应不同类型剩余储量的提高采收率技术。

（二）压裂强度高与套变压窜频是深层页岩气的主要矛盾

相对于中深层，深层页岩气资源禀赋更加优越，具有巨大提产空间和开发潜力。但受多期构造运动叠加、埋藏深度大的影响，断层裂缝十分发育、地应力高且差异大，需要扩大储层有效压裂改造程度，才能提高单井产量和EUR。但压裂改造强度增加后，断层滑移、套管变形和井间压窜风险也随之上升，提产量与防复杂之间矛盾十分突出。规模建产初期，套变率一度达到50%、压窜率接近70%，开发井井均EUR不足0.9亿立方米。这一矛盾的主要方面是如何在复杂断缝和地应力条件下，既保证储层充分改造，又把套变压窜等复杂风险控制在合理范围。单纯降低压裂改造液量、排量和加砂强度，可能影响裂缝扩展和支撑效果；一味增加压裂改造强度，又容易放大断层活化、套管变形和井间干扰风险。以断缝体和地应力场精细刻画为基础的地质力学研究，既是井网部署的基础，也是压裂缝网设计的基础，更是控制套变压窜的基础。因此，关键是进一步提高断缝体和地应力场预测精度，统筹井位部署、井身轨迹、井筒质量、压裂设计和排采制度，分区分类分段精细优化压裂改造参数和工艺。评价开发技术对策是否有效，不能只看套变率、压窜率是否降低，更要看单井EUR是否提高、复杂风险是否受控、长期生产效果是否稳定等方面。

（三）资源禀赋优与上产节奏慢是新层系页岩气的主要矛盾

筇竹寺组和吴家坪组页岩气新层系资源潜力巨大，开发评价和先导试验效果较好，具备加大投入加快增储上产的基础和条件。但是当前新层系页岩气在认识、技术、进度、投资和管理等层面还存在系统性挑战，在一定程度上制约了提交探明储量、编制开发方案等工作的加大加快推进，“资源向储量、储量向产量、产量向效益”转化节奏总体偏慢。这一矛盾的主要方面是新层系地质工程特征规律尚未摸透，成熟配套技术政策、标准化作业体系尚待建立。筇竹寺组富有机质页岩与贫有机质页岩叠置发育，成藏模式、富集规律及储层发育类型多样，纵横向储层非均质性强，断层及天然裂缝特征复杂，地质工程双甜点、高产主控因素和立体开发模式仍需不断探索，开发技术政策和配套工艺参数尚需持续试验和攻关；吴家坪组地质—工程甜点叠合度较高，但高效改造模式及压裂参数适配性仍需跨向斜、跨平台验证；在主体埋深大于4500米的超深层实施3000~4000米的超长水平段配套工程技术（连续油管、智能滑套等）尚不成熟，钻井提速、压裂施工、投资管控等存在一定风险。

《矛盾论》强调，矛盾具有普遍性和特殊性，普遍性是通过特殊性表现出来的，没有特殊性就没有普遍性。同时，特殊性离不开普遍性，再特殊的事物也具有普遍性。北美页岩油气历经50多年持续攻关，在常规油气产量下滑期共发生两次“页岩革命”，2005年至2014年第一次“页岩革命”，以页岩油气水平井多段压裂技术突破为标志的生产力革命，推动美国成为全球最大的石油和天然气生产国，重塑了全球能源格局；2015年至今第二次“页岩革命”，以工程提速无极限、持续提升单井EUR为理念，通过技术迭代，形成了“大平台立体交错布井+长水平段水平井优快钻井+多层系立体式精准压裂”的开发技术体系，作业效率持续提高，建井成本大幅降低，单井EUR显著提高。但中美页岩油气地质工程条件存在的巨大差异，决定了其革命模式、技术体系可以借鉴，但不能完全照搬，需要针对我国页岩气的特殊性，立足系统优化，分区、分领域、分专业梳理制约当前页岩气产业发展的突出问题，制定攻关路线图和时间表，探索形成可复制、可推广的中国页岩气革命路径。

三、以“四提六化”实践破解页岩气勘探开发主要矛盾

《实践论》指出，实践是客观的物质活动，是人作为物质力量，运用物质手段、作用于物质并产生物质性结果的运动。诚然，现阶段中国页岩气革命面临着前所未有的挑战，但回顾美国两次“页岩革命”历程，归根结底都是人的自觉能动地从客观矛盾出发而自觉能动地实践进而改造自然的结果。美国页岩油气公司依托资源禀赋、技术体系以及产业生态的协同演进，塑造了现代能源革命的经典范式，将创新解决方案应用于实践，并根据反馈进行不断调整和改进，通过实践验证，不断提高解决矛盾的效果，从而形成可持续发展的模式。

《实践论》强调，认识来源于实践，又必须回到实践中接受检验，并在“实践—认识—再实践—再认识”的循环中不断深化。面对中深层长效稳产与提高采收率、深层套变压窜防控与提高单井EUR、新层系加快资源落实与评价上产三大战略任务，开发事业部坚持“技术+管理”双轮驱动，逐步形成以地质提效、钻井提速、压裂提产、井筒提质“四提”为目标，以方案实施、地质工程、技术经济、科研生产、甲方乙方、数信智能“六个一体化”为路径的页岩气革命体系。

（一）锚定“四提”目标，夯实井工程联合攻关技术体系

一是地质提效，进一步提高地质认识服务井工程实施的准确性。页岩气开发对象由单一主力层系向中深层、深层和新层系多领域拓展后，地质工作的重点已由单纯“预测和评价储层”转向回答优质储量在哪里、如何有效动用、井位如何部署、轨迹如何控制、工程复杂风险如何规避、储层如何差异化压裂改造等一系列问题。中深层重点深化剩余储量分布及井网动用程度认识，为井网加密、上层系立体开发和提高采收率提供依据；深层重点深化断层—裂缝—压力—应力及甜点耦合认识，为防套变压窜和提高单井EUR提供支撑；新层系重点厘清多套储层甜点差异、纵向组合及层间关系，为整体评价和立体开发奠定基础。在筇竹寺组页岩气水平井实施过程中，持续完善多级裂缝预测精度、测录井评价准度和综合地质导向技术体系，30余口水平井均铂金靶体钻遇率达到100%，推动地质认识由“认识储层”向“优化实施”转变。

二是钻井提速，进一步提高复杂地质条件下优质井筒建成效率。随着埋深增加、多压力系统叠置、难钻层段增多和水平段延长，单纯提高机械钻速已不能代表真正的钻井提速。钻井提速的核心是在安全、质量和储层钻遇率受控的前提下缩短全井周期，提高钻机、工具和人员等资源周转效率。围绕这一目标，持续优化井身结构和“钻头+工具+参数”组合，强化复杂压力系统防控，推进难钻层段提速、长水平段一趟钻和国产旋导应用。泸州深层多口页岩气水平井钻井周期突破60天；渝西深层页岩气水平井连续创造国产高温旋导单趟钻最长进尺2632米和单趟钻最长循环时间380小时两项纪录；筇竹寺组、吴家坪组通过井身结构试验和配套技术迭代，钻井周期较计划提速近40天，水平段单趟进尺超过1500米成为常态。

三是压裂提产，进一步提高储层有效改造程度和单井EUR。页岩气开发最终要把地下资源转化为最终产量，“提产”不能简单理解为增加压裂液量、砂量和强度，更不能只看初期测试产量，应以有效缝控储量、单井EUR和长期生产效果作为检验标准。中深层重点通过井网缝网重构、重复压裂和精细排采提高剩余储量动用程度；深层重点统筹高强度改造与套变压窜防控，在降低复杂风险的同时提升单井产量；新层系针对不同储层类型和地质力学特征，持续优化差异化改造方式。泸州深层经过多轮优化，逐步从控制压裂施工节奏和注入强度，转向精细气藏描述、精细井位部署、精细压裂改造和精细排采管控，2024—2025年实施的65口井套变率降至20%以内，开发井井均EUR提升至1.1亿立方米，实现防复杂与提产量同步改善；筇竹寺组逐步形成“差异改造+均衡扩展+全域支撑+联合监测”的精准压裂改造模式，投产井井均EUR超过1.7亿立方米，多口井单井EUR超过2亿立方米，达到北美页岩气一流开发指标。

四是井筒提质，进一步保障地质目标实现和开发效果长期稳定。井筒既是认识地下的通道，也是后续压裂改造和长期生产的载体。深层高地应力、复杂断缝和新层系多压力系统，使井筒完整性成为影响单井全生命周期效果的重要因素。围绕“建好井筒”，把质量控制由完工验收向钻前设计、过程实施和风险预防前移，强化井眼轨迹、井壁稳定、固井质量和套管完整性管控，严把钻井液、水泥浆、压裂液以及工具材料入井质量关，减少井漏、溢流、套变等复杂对后续改造和生产的影响。深层页岩气通过持续开展套变机理研究和工程防控，井筒完整性水平不断提高；筇竹寺组通过优化井身结构、钻井液体系及复杂处置措施，井漏损失量和处置时间较前期下降90%以上，井筒复杂防控能力明显提升。

（二）落实“六化”路径，构建全链条高效协同管理范式

页岩气评价建产专业多、工序多、参与单位多，甲方与乙方之间、科研与生产单位之间存在壁垒，技术方案与现场实施衔接不畅。任何一个环节局部最优，都不一定能够形成项目整体最优，整体效果效率往往受制于最弱的一环。近年来，开发事业部围绕“四提”目标，持续推进方案实施、地质工程、技术经济、科研生产、甲方乙方和数信智能一体化，把原来“铁路警察、各管一段”的业务链条贯通起来，使方案指标能够落到现场、地质认识能够进入工程、技术变更能够增加效益，科研成果能够应用转化、现场数据能够实时反馈。

一是做好方案实施一体化，推动方案目标贯穿现场实施全过程。改变方案编制、设计实施和效果评价相对分离的工作方式，以批复方案为总体遵循，将开发目标、技术政策、试验任务和关键指标逐级落实到平台、单井和专业参数，形成“方案部署—专业设计—现场实施—动态调整—效果评价—滚动优化”闭环流程。现场出现新认识、新情况时，不简单脱离方案，也不机械执行原有参数，而是围绕方案目标及时组织专业会商，以现场效果校正后续实施。在筇竹寺组、吴家坪组先导试验中，围绕井身轨迹、靶体位置、水平段长度、井距以及压裂参数系统安排试验，钻井、压裂开展多类新技术、新工艺试验，主体开发技术政策和主要参数得到系统验证，方案实施由“按照方案指标机械施工”转向“围绕方案目标动态优化”。

二是做深地质工程一体化，推动地质认识和工程实施共同对单井效果负责。页岩气高产不是地质或工程某一个专业单独形成的结果，而是甜点、井位、轨迹、井筒和压裂共同作用的结果。围绕钻前、钻中、试中和钻试后四个阶段，推动不同专业由“前后接力”向“全链协同”转变：钻前共同研究甜点、断裂、压力应力和工程窗口，优化井位井轨；钻中利用录井、测井、导向和实钻资料及时修正认识、调整轨迹和钻井参数；试中依据储层品质和地质力学差异实施针对性改造；钻试后利用压裂响应和生产动态反校地质模型和工程参数。泸州深层早期因对复杂断缝体和地应力场认识不足，套变率最高达到50%，此后经历“双控”“四优”“四精”三轮迭代优化，套变率逐步控降至20%以内，2024—2025年实施的65口水平井井均EUR提升至1.1亿立方米，实现复杂防控与单井提产同步改善。

三是做实技术经济一体化，推动技术效果与经济效益同步优化。页岩气效益开发不能简单追求最低投资，也不能只看单项技术指标，而要统筹技术适用性、工程质量、实施周期、单井EUR和全生命周期成本。贯通方案、论证、设计、实施、结算和后评价六个环节，把经济评价前移到技术决策，将投资目标分解到井位、井身结构、工具选择、压裂参数和现场变更等关键节点，做到“先算后干、算赢再干”，通过方案开源、设计节源、过程控源、竣工定源持续优化投入产出。筇竹寺组、吴家坪组先导试验井井均投资较方案显著节约，投产井井均EUR和日产气均超过方案设计，实现效果与效益同步改善。

四是做优科研生产一体化，推动生产需求与科技攻关双向贯通。坚持需求导向，紧扣生产一线实际问题，聚焦中深层提高采收率、深层防变控窜与提高单井产量、新层系整体评价与立体开发等关键难题，从生产现场提炼科研任务，将科技攻关嵌入预探评价、先导试验和开发井实施全链条，构建“问题牵引—协同攻关—现场验证—迭代优化—标准固化—规模推广”闭环流程，统筹自主研发、合作研发和委托研发，集聚研究院所、工程技术单位和高校等优势力量，推动科研成果由论文、报告向可用参数、可执行标准、可复制工艺转化，以现场应用效果反校科研认识、优化技术方案。针对页岩气长水平段多簇射孔效率和复杂条件适应性等生产需求，联合中油测井等专业技术单位推进桥射联作2.0等科研成果现场验证和规模应用。“十四五”期间，该技术在页岩气规模应用1000余口井、近3000段次，单段射孔耗时减少30%、破裂压力降低5%以上，实现了从“生产需求提出问题、科研攻关形成技术、现场中试验证完善、成熟成果规模推广”的科研生产融合创新。

五是做强甲方乙方一体化，推动资源技术与现场履约深度融合。页岩气井工程承包商多、专业界面多、工序衔接紧，仅靠合同边界分工容易形成“各管一段、各负一责”。开发事业部坚持甲乙双方“一体两面”，围绕同一“四提”目标明确责任：甲方主导目标、标准、技术决策和监督评价，乙方主责资源、装备、专业技术和现场履约；通过共建联合项目部、专业同驻、联合办公，把技术决策和现场执行直接衔接起来；同时将质量、周期、投资和实施效果纳入联责考核，推动责任与结果相统一。筇竹寺组评价和先导试验中，建立专项专业组和联合项目部，形成“方案一起编制、运行一起协调、降本一起努力、成果一起共享”的工作方式，推动甲乙双方由简单合同关系向共同解决问题、共同完成目标转变。

六是做精数信智能一体化，推动经验驱动向数据与模型协同驱动转变。按照数据精准化、模型智能化、应用场景化的路径，依托川行智地、DOC、TFOC等数字化平台，打通物探、钻井、录井、测井、地质导向、压裂监测和试油评价等多源数据，推进一井一档、数据共享复用。在此基础上强化模型赋能，在国内首次研发“川小智”地质导向专业智能体以及智能数据降噪、工况识别等算法，28类工况自动识别精度超过99.5%，逐步将专家经验沉淀为算法模型和知识规则。面向现场应用，构建钻前辅助优化、钻中实时导向、压中动态调整、钻试后复盘评价的数字工作流；同步依托TFOC开展压裂实时分析与智能调控，推动数字化由数据展示向风险识别、参数优化和辅助决策深化，为“四提”目标实现提供全过程数智支撑。

四、阶段工作成效

近年来，开发事业部围绕中深层稳产提采、深层及新层系评价建产持续攻关，在页岩气领域取得了一系列标志性进展成效。一是物探地质认识持续深化。筇竹寺组实施三维地震5项、2672平方千米，总体资料一级品率超过96%；30余口水平井铂金靶体钻遇率达到100%。二是优快钻井能力持续提升。围绕井身结构持续优化、“钻头+工具+参数”持续迭代和长水平段一趟钻持续攻关，筇竹寺组、吴家坪组水平井钻井周期分别突破90天、70天大关；筇竹寺组资221井在4500米以深首次应用国产旋导工具，单趟进尺2226米，创超深层国产高温旋导钻进纪录。三是复杂防控和压裂提产协同见效。泸州深层2024—2025年实施65口井套变率降至18.8%，井均EUR提升至1.1亿立方米；筇竹寺组资212井测试日产152.6万立方米，创我国页岩气测试产量纪录，单井EUR达到2.8亿立方米。四是开发效果和经济效益显著提升。吴家坪组投产井井均EUR超过1.3亿立方米，千米EUR、首年日产量、内部收益率、EI比均优于方案设计；筇竹寺组投产井井均EUR超过1.7亿立方米，千米EUR、首年日产量较方案高15%以上，单井投资较方案显著节约，内部收益率、EI比较方案明显提升。

五、结语

四川盆地龙马溪组、筇竹寺组、吴家坪组三套海相页岩层系总资源量近50万亿立方米，是国内未来若干年天然气增储上产最现实的战略接替资源。中国页岩气革命是新时代中国石油工业的宏伟蓝图，也许很快实现，或许路途艰难。只有深学笃用“两论”，坚定不移走中国特色页岩气革命道路，才能推动国内页岩气从“规模快速增长”转向“质效稳步提升”，为保障国家能源安全、加快建设新型能源体系贡献更大力量。