长庆油田开辟页岩油上产新路径

      11月12日记者获悉，长庆油田陇东主力油区页岩油压裂现场一口井顺利完成二氧化碳增能压裂作业，并同步实现3602米井深高温高压环境下的套管外光纤监测、井筒数字采集、双井微地震等多项集成测试。技术数据显示，各项指标优于设计目标，实施效果明显。
      至此，国内**页岩油二氧化碳增能压裂综合监测试验场正式建成，标志着长庆油田在页岩油水平井二氧化碳压裂技术与实时监测领域取得重要突破，开辟了页岩油上产新路径，为我国非常规油气田体积压裂井下监测和智能化调控提供了重要工程实践依据。
      近年来，长庆油田页岩油探明储量已超过10亿吨，是重要的战略接替资源。积极探索压裂提产新技术是油田加快页岩油规模开发的重要手段，但页岩油要实现高效开发面临诸多挑战：油田主力油区储层低压特征日益凸显，严重影响单井产能；油田作业区域地处黄河流域生态保护重点区域，国家对水资源管理和绿色低碳发展的要求持续提升，传统压裂技术已难以适配。相关专家介绍，二氧化碳增能压裂技术在压裂中相态复杂，导致缝网动态演化、多尺度流动等关键机制难以量化评估，加之二氧化碳黏度低、扩散性强，其远程运移与赋存控制难度大，工程技术亟待升级革新。
      对此，长庆油田依托区域碳源优势，聚焦二氧化碳增能增产理论、技术模式与工艺参数三大核心，持续深化二氧化碳压裂数据解析与增产机理研究，成功研发出低压页岩油二氧化碳增能区域增能体积压裂技术。针对工程技术难点，油气工艺研究院组建二氧化碳压裂技术攻关创新团队，在庆城油田合水南低压高黏区域优选试验平台，油田多名首席专家牵头组成技术专班，严格细致审核压裂方案与集成配套测试整体规划，并通过**采集多簇进液进砂、井底温压等全过程数据，实现了二氧化碳多项压裂监测技术数字化成功升级与应用。同时，全面推动各项技术向绿色、高效、智能化方向迭代，加快“绿色油田”建设步伐，为油田高质量发展注入更多“绿色动能”。
      截至目前，二氧化碳增能体积压裂技术通过成果的集成应用，已在长庆油田主力油区80余口井实现规模化应用，累计注入二氧化碳达45.9万吨，节水114.8万立方米，单井阶段累计产量提升超30%、综合减水率超30%，达到了压裂提产和降碳减排的双重目的，成为页岩油效益开发的核心利器。