8月19日获悉，中国石油长庆油田采油十二厂页岩油日产水平超过1700吨，具备页岩油年产60万吨以上能力。在技术创新与精细管理的双重驱动下，页岩油年自然递减下降至12.5%，趟出了一条页岩油效益稳产的新路子。

“页岩油作为蓄能压裂一次补能开发的方式，生产后期面临地层能量下降、递减增大等多重挑战，如果递减不断加大，每年产建新井增量还不够弥补老井递减带来的产量损失。”该厂二级工程师易涛说道。

为有效控降递减，该厂结合多年实践经验，对页岩油全生命周期开发“追根溯源”，将“液体能量”及“气体能量”作为核心来抓，形成“控采液强度、生产套压，保流饱比、气油比”的“两控两保”技术政策。充分利用好压裂蓄能能量，在开发过程中尽可能减缓能量释放，将油驱替出来，让水留在地层中，最大限度将能量保持住。同时，充分利用好溶解气驱能量，将溶解气作为驱替能量管控好，保持高流饱比、高套压生产，避免生产初期因脱气过快造成驱动能量损失、原油粘度上升、形成贾敏效应等不利影响。为将技术政策落实到位，该厂推进“平台长承包制”，对液面、套压、组分常态化监控，指导生产参数及时调整，保持流饱比始终大于“1”的理想状态，实现油藏状态最佳、举升效率最佳、能量利用最佳。

“两控两保”技术政策的深入实施，改变了以往“看着页岩油递减大，只能干瞪眼” 的局面，成功将页岩油递减下拉了4—5个百分点，相当于每年少递减原油3万吨左右，改变了页岩油新井初期递减“坐过山车”的局面，让单井产能“高开、缓降”，为提升单井EUR奠定了基础，实现长效稳产开发。

据了解，作为长庆油田页岩油开发的“先行者”与“试验田”，中国石油长庆油田采油十二厂通过多年不懈探索与实践，成功试验了长水平井大井距体积压裂、短水平井注水开发、长水平井小井距体积压裂、长水平井大井丛立体开发等多种开发方式和井网形式，逐步形成了“大井丛、差异化布井、长水平段细分切割密布缝体积压裂”为核心的主体开发技术，推动页岩油开发驶入“快车道”。目前，该厂页岩油年产油规模已接近全厂产量的三分之一。（长庆油田采油十二厂供稿）