中新网甘肃新闻12月11日电 （赵一帆 唐瑜）近年来，页岩油气发展非常关注，引领了全球新一轮非常规油气资源的开发热潮。以“建设国家级页岩油开发示范基地”为目标，2020年6月，中国石油长庆油田组建成立页岩油开发分公司，把页岩油作为规模效益上产的重要接替资源，开展理论研究、实施技术攻关、持续强化管理创新，蹚出了一条非常规油气资源规模效益开发的新路子，走出了一条具有长庆特色的页岩油规模效益开发之路。
图为长庆油田页岩油开发分公司打造的国家级页岩油示范区华H100平台成为亚洲陆上最大页岩油长水平井平台。
长庆页岩油的含油储层极其致密，主要渗流喉道半径相当于一根头发丝直径的1/30，被称为“磨刀石中的磨刀石”。
国家级页岩油示范区华H100平台作为亚洲陆上最大页岩油长水平井平台——182天高效完钻31口水平井，完成进尺15万米，刷新了区块最短钻井周期7.8天、最短建井周期11.2天的纪录。截至目前，该平台全部采用无杆泵生产，日产油气当量超400吨，已累计产油25.4万吨。
页岩油开发分公司攻关形成“闷井优化、开井定液、见油控液、生产稳压、低产恢复”的油藏开发技术体系，完成油田公司最长水平段井筒再造体积压裂作业，实施重复压裂3井次累计增油4300吨，酸化解堵平均单井日增油4.8吨。
为高效输油、输气，该分公司在华H21、华H42、华H102平台开展同步回转油气混输装置试验，装置应用以来，伴生气回收量提升至67万方/天。页岩油分公司形成页岩油开发四大系列19项配套技术，油藏开发指标实现了“非常规”向“常规”靠拢。
日前，在页岩油开发分公司（西峰）生产指挥中心，工作人员实时关注全域各平台动态。“作为长庆油田上线应用的首个页岩油物联网云平台，其开发集成了12大功能模块，覆盖全流域67项业务，打造了‘全面感知、自动操控、趋势预测、优化决策’的页岩油全生命周期智能化管理模式。”长庆油田页岩油开发分公司执行董事、党委书记马立军说。
据了解，全生命周期页岩油物联网云平台的上线，实现了全业务数据共享、油井自主稳定运行、场站无人平稳运行、管线智能安全运作，打造了实时感知、智能分析、自动操控的智能油田，百万吨用工控制在200人以内，人均原油产量贡献值为5000吨/年，连续两年稳居油田公司首位。
长庆油田页岩油不断突破低渗透、超低渗透、非常规资源开发极限，建设低渗透及非常规油气科学技术创新高地，预计“十四五”末将达到200万吨生产规模，并逐步向采油、采气等单位推广，逐渐形成一套可复制、可应用的业务场景模型和智能化建设成果。
与此同时，页岩油开发分公司原油产量快速攀升，建成了百万吨规模页岩油开发示范区，近三年累计实现总利润45.9亿元、净利润15.02亿元，经营指标保持国内油气田企业前列。
长庆油田页岩油开发分公司在开发中落实绿色低碳发展理念，推进庆城页岩油绿色低碳示范区建设，伴生气综合利用、光伏发电、CCUS、碳汇林等项目，打造页岩油绿色低碳转型发展的“靓丽名片”。
面对页岩油水平井自然能量开发递减大、采出程度低等一系列制约页岩油规模效益开发的技术难题，长庆油田页岩油开发分公司持续探索二氧化碳地层补能技术，按照“连片补能、规模注入”的思路，开发建设国内首个页岩油CCUS示范区，可实现埋存二氧化碳14.4万吨，相当于植树近130万棵。
页岩油开发分公司还与华池县联合开展“国家级页岩油低碳智能化示范基地碳汇林”建设项目。遵循“开发一片、保护一片、绿化一片”的原则，共建“长庆页岩油碳汇林”500亩，年碳汇量达750吨。
通过规模应用清洁绿色生产技术，页岩油开发分公司创新大平台、大井丛、多层系、立体式开发方式，推行井站合建、一级布站优化地面建设模式，攻关水资源替代技术、加强水资源重复利用，产建开发用地较常规开发方式减少60%以上，水资源重复利用率达100%。井场光伏建设覆盖率达到30%以上，伴生气综合利用率100%，逐步形成了以油气生产为主、多能互补相辅的绿色发展新模式。（完）
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