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大港油田率先实现国内陆相页岩油工业化开发

截至4月8日，大港油田先期投产的两口页岩油水平井官东1701H井、官东1702H井已自喷生产超300天，日产油稳定在35吨以上，累产逾万吨。

国内陆相页岩油工业化开发率先在大港油田实现，形成亿吨级增储战场，源于油田在理念、技术和管理等方面多年的探索与积累。2013年，大港油田官东6X1井首次在页岩油领域获得工业油流。此后，中国石油在这一地区先后部署的15口页岩油直井均获工业油流。

大港油田通过理念创新，破解勘探观念禁区，成功定位陆相页岩油勘探开发主战场，先后对3口井主力层段系统取芯，进行厘米级岩芯精细描述和上万块次的分析，创新形成了陆相页岩油“优势组构相——滞留烃超越效应”富集理论认识。针对页岩油自身无自然产能，需要改造才能开采的难题，创新形成了细粒沉积岩识别、甜点体评价预测等3项国内外专利和16项配套技术。

通过勘探开发一体化、地质工程一体化等管理创新，优化工程工艺设计，采用工厂化模式钻探2口水平井，建井周期比预期减少55天，钻井费用比与预期减少2 029万元，压裂周期缩短了一半，材料费减少了一半，压裂总体费用减幅30%。经过3年多的创新实践，国内陆相页岩油勘探开发终于在大港油田率先实现突破。

“既弥补了陆相页岩油在国内外学术研究上的空白，促进了学科体系的进一步丰富和完善，也实现了陆相页岩油勘探开发关键技术和配套技术的快速发展。不仅为大港油田实现原油年产量500万吨提供了保障，也为中国陆相页岩油革命奠定了重要基础。”在谈到页岩油获得重大突破的意义时，大港油田公司副总经理周立宏说。

接下来，大港油田将采取“三步走”战略，落实储量、夯实基础，创建标准、建成示范，规模上产、引领发展，把大港油田页岩油勘探开发建设成为国家示范工程。到今年年底，新建产能11万吨，年产油5万吨；到2022年，建成我国陆相页岩油勘探开发示范区，带动东部页岩油勘探开发；到2025年，整体增储3亿吨，新建产能100万吨，年产油50万吨，引领中国石油陆相页岩油发展。

（摘自中国石油报第7140期）

我国走进“无水压裂”新时期

5月14日，从长庆油田双167井施工现场传来消息，国内首次二氧化碳干法加砂桥塞分段体积压裂圆满成功，再次刷新国内二氧化碳干法加砂压裂最大单井加砂量、最高排量两大工程指标，实现单井加砂量45.2立方米、施工排量达到每分钟6立方米，标志着我国进入“无水压裂”新时期。

此次二氧化碳干法加砂桥塞分段压裂技术在长庆气田榆林区域首次应用。从压裂改造方面，突破了原有分层工具的限制，不仅可以开展体积压裂施工，而且具备了在水平井试验的条件，实现了国内二氧化碳干法加砂体积压裂新跨越，标志着此项技术已走向完全成熟，达到了国际先进水平。

二氧化碳压裂技术源于北美，是一种采用液态二氧化碳代替水作为压裂液来进行压裂施工的国际前沿技术。与常规水基压裂相比，二氧化碳干法压裂对地层基本无伤害，具有良好的增产增能作用，并可大量节约施工用水，达到了节能减排、绿色环保的施工要求，对于非常规油气储层清洁、高效开发意义深远，具有广阔的应用前景。

由于国外公司技术封锁，二氧化碳干法加砂压裂技术在国内发展起步晚、难度大。2014年以来，川庆钻探联手长庆油田，以集团公司油气藏改造重点实验室“二氧化碳压裂增产研究室”为依托，在集团公司重大试验项目“二氧化碳干法加砂压裂技术现场试验”支持下，先后完成了14口井二氧化碳干法加砂压裂施工，相继攻克了二氧化碳密闭混砂、大排量平稳供液等多项关键技术难题，建立了完善的施工工艺和HSE技术规范。加砂量从2013年单层2.8立方米提高到现在的单层30立方米，平均砂比从最初的不到5%，提高到15.3%，最高砂比到达25%。目前已具备单井施工排量每分钟6至8立方米、加砂60立方米以上、加入1 000吨二氧化碳的作业能力。

（摘自中国石油报第7345期）