长庆油田如何让水平井攀上高水平？
让我们一起去揭秘
↓ ↓ ↓
01、水平井中打出了“效益油”
“与厚度达40米至240米的北美海相页岩油层相比，单层厚度普遍小于5米的长7段页岩油就像千层饼。”长庆油田勘探开发研究院页岩油研究所所长何右安说。
40多年前，长庆油田勘探发现长7段页岩层。在这里进行油气开发如同在几千米深的夹层里找芝麻，把芝麻精准地拿出来，开发难度是世界级的。
传统直井就像“竹竿捅蜂窝”，根本无法在“千层饼”页岩中直接找到“蜜源”。但骨头再硬也得啃，于是能够“拐弯”的水平井成了首选。
亚洲陆上最大页岩油水平井平台——华H100平台
但致密复杂的地层再次成为“出油”的阻碍，如果采油通道只有水平井一条，那散落在地层里的“芝麻”就不能被充分取出。更何况，作为投资是普通井5倍以上的水平井，效益便无从谈起。
“想要油井产量高，造缝是关键！”长庆油田油气工艺研究院油田压裂技术研究所党支部书记马兵这样形容，压裂改造就是给地层造缝，缝越多，产油的“通道”就越多，产量自然就上去了。
2011年，长庆油田借鉴国外非常规储层改造经验，引入体积压裂理念，在直井压裂不理想的情况下，转向水平井，并率先开展页岩油水平井体积压裂先导试验，实现了页岩油单井产量的突破。
但是，国外的体积压裂技术在长庆也出现“水土不服”。“北美的页岩油地层就像黄瓜，一拍就碎；长庆的页岩油地层就像土豆，得先切成片，再切成丝。”马兵说。
长庆油田页岩油水平井钻井平台
为了找到最经济高效的“切土豆”方法，长庆油田打破固有思维，持续向源内挺进，实现了从“单一烃源岩”到“源储一体”地质理论认识的重大转变。油田通过创建甜点评价指数SI，创新多尺度断裂系统刻画、井震结合三维地质建模及定量化甜点优选技术，实现平面甜点由“定性”到“定量”、纵向甜点由“最厚”向“最甜”、水平段甜点由“二维”向“三维”的三个转变，储层认识更加精确，有效指导了页岩油有利区优选、井位部署、压裂改造优化，取得了夹层型页岩油产量的突破。
现场技术人员采用的“三维地图”，如同给钻头装上了“导航”，实现了水平井钻时精细卡位、倾角精确预测、轨迹精准调整的目标，调整准确率达到92%以上，油层钻遇率保持在80%以上。自此，页岩油水平井体积压裂迎来2.0时代。
02、领跑纪录创出了“科技油”
水平段从300米到5000米，平均钻井周期从29.1天到18天，初期单井日产量从9.5吨到18.1吨……数字变化的背后，是长庆人技术的革命性变革，也是水平井在长庆一路向着“高水平”发展的艰难历程。
2017年，为解决1500米以上长水平段常规复合桥塞钻磨困难的技术瓶颈，长庆油田引入国外可溶桥塞，开展了水平井可溶桥塞分段多簇体积压裂技术试验与示范应用。可溶桥塞减少了压裂后对桥塞钻磨、清理的工序，单井试油周期缩短15天，最长水平段作业可达2867米，作业成本降低150万元。
在进一步的试验过程中，长庆油田油气工艺研究院钻井技术研究所李治君在现场发现：“可溶桥塞胶筒溶解性较差，钻磨后胶皮总是容易堵塞井筒，不利于后期生产。”于是，长庆人再次发挥改良试验与自主研发的主动性，与国内高校合作研究，重复了几百次筛选材料、设计、合成、加工、测试的过程，才彻底攻破了此问题。
DMS全可溶金属球座压裂试验现场
2019年，长庆油田自主研发的DMS全可溶金属球座，耐压达到70MPa，球座可在7天完全溶解，而且成本不到国外的1/3。通过这些关键工具材料的自主研发，现在的长庆页岩油开发核心关键工具材料均实现自研、自产、自供，相同作业规模造价标准始终在中国石油处于领先地位，单井压裂投资较2018年降幅达到22.5%。
“这项技术让长庆的页岩油开发技术，站在了国际油气行业的最前沿。”长庆油田总工程师张矿生自豪地说。来访长庆的阿布扎比客人，惊讶地说：“没想到当今国际上油气压裂最先进的技术，已在长庆油田实现低成本创新、系统化配套、工业化应用。”
在技术赋能下，油田进一步形成了以“立体式布井、长水平段、多簇射孔密布缝、可溶球座硬封隔、暂堵转向软分簇”为核心的长庆特色体积压裂技术，带动3年间页岩油产量翻了一番。
近年来，为打造页岩油开发新模式，长庆油田致力于将“纪录”中多项指标的“最大、最长、最多”基础优势，持续转变为“最好、最优、最强”。
页岩油水力压裂实验场生产现场
2024年，在国内首个页岩油水力压裂试验场，长庆油田科研人员取芯661米，发现压裂缝326条，创单井连续取芯361米最长纪录，岩芯收获率达100%。通过对岩芯基础资料及各项配套测试资料的搜集整理，长庆首次揭示了人工裂缝集群式分布特征，建立了3项企业标准及工作规范。
“以前我们是摸着石头过河，现在我们不仅要把石头摸出来，还要掰开看看石头里面有什么。”长庆油田页岩油产建项目组张同伍说。页岩油水力压裂试验场的建立，深度“摸清”了体积压裂裂缝特征及页岩油全生命周期生产动态变化规律，为进一步实现水平井“高水平”采油的效益开发目标，也为再次创造纪录提供了强有力的技术支撑。
03、智慧赋能采出了“绿色油”
随着油田的发展，页岩油油藏开发正从I类向Ⅱ类发展，页岩油的“骨头”会越来越“难啃”。望向未来，长庆页岩油开发还要回答好绿色发展的世界级课题。
为了节约用地，长庆油田在产建上提速提效，通过大井丛工厂化作业模式，钻井周期缩短38%，作业效率提高15%以上。
长庆油田页岩油扇形井场
在合水油田，春风吹开子午岭的绿茵，露出位于林缘区边缘的一片占地39亩的采油平台，其中一排排光伏板和抽油机交相呼应。这座页岩油采油平台，就是长庆油田打破页岩油水平井垂直布井思路，利用斜交布井方式建成的首个扇形井网合H9平台。它仅用地上4个足球场的“微创切口”，唤醒地下3.7万亩岩层中沉睡的千万吨油流，这是长庆用“最小生态足迹”换取“最大资源动用量”的绿色方程式。
针对黄土高原水资源匮乏而水力压裂用水量大的问题，长庆油田将二氧化碳增能等技术积极应用到减水、无水技术的研发中，并初步形成“二氧化碳泡沫+可溶球座细分切割体积压裂”的革命性改造方案。目前，该技术已在18口页岩油水平井中投入应用，累计埋碳约8万吨。
2024年，首款采出水直配型干粉压裂液在现场试验成功，试验井采出水最高使用比例达70%以上，单井在节约清水的同时减少采出水及返排液外输近7000立方米，节约配液用水成本30%以上，为油田绿色低碳转型发展提供了有力支撑。
长庆页岩油水平井首次
二氧化碳前置增能+泡沫减水一体化压裂试验施工现场
谈及未来发展，中国工程院院士李根生说：“人工智能如何与油气勘探开发过程深度结合，是实现地质-工程智能化的关键问题，其中包括地质智能评价、油气井智能钻井、油气井智能完井、智能安全保障、智能一体化管理平台等多个具体智能应用场景。”
如今，在长庆油田勘探开发研究院，页岩油研究所正在尝试将智能AI与水平井随钻技术相结合。“希望未来可以实现智能设计水平井轨迹，提高钻遇率，也可以智能设计压裂段，分段多轮次压裂，提高采收率。”页岩油研究所的青年博士李桢说。在她充满希冀的眼中，未来长庆油田页岩油的发展既要效益，也要智能，还要绿色。
