1.大庆油田古龙页岩油富集理论与开发关键技术

　　大庆古龙页岩油资源量142亿吨，是世界上已发现黏土最高、岩石最软、孔径最小的页岩，国内外未有勘探开发成功先例，进入了理论技术“无人区”。大庆油田创新形成古龙页岩油富集理论与开发关键技术，建成国内最大的陆相泥纹型页岩油生产基地。

古龙页岩油压裂现场图

　　自主研制8套新装置、创建10项新方法、制定5个新流程，首创高黏土页岩油“四性”评价实验技术体系，关键技术实现“0”到“1”的突破；揭示“加氢生烃、复合成孔、纳米聚油”机理，创建“原位富集理论”，指导陆相页岩从“生油”到“产油”的重大突破；建立高黏土页岩油地质工程一体化甜点评价与识别预测技术，甜点地震预测符合率达80%以上。

　　创新构建“压后基质-页理缝-人工缝”三孔三渗流动模型，证实页理缝为主要渗流通道，基质纳米孔可持续供油，颠覆了纳米孔页岩油不可动的传统认识；攻关形成以“井筒强化、一趟钻快捷提速、长井段一次全封固井”为核心的优快钻完井技术，钻井周期从56天缩短至平均22.1天，创造单趟钻进尺4214米、最短钻井周期9.98天等12项新纪录。建立以“极限限流促开启+适度间距扩缝控+优化液性造缝网+中大粒径稳导流”为理念的“逆混合+复合压裂”增产改造技术，压裂改造缝高提升4.5%，改造体积提高13.6%，实现单井产量大幅提升。确定了“合理闷井促平衡、差异控排稳增油、控压采油提累产”开发技术政策，实现低递减生产。

　　理论技术集成应用，支撑提交国内单体规模最大泥纹型页岩油探明储量1.58亿吨，Q9油层实现效益开发，产量连续三年翻番，累产油超百万吨，已全面踏上国家级示范区建设步伐。该技术体系经院士专家鉴定，具备国际领先水平，引领国内陆相页岩油科技突破。

　　2.长庆油田页岩油长水平井井筒重构压裂驱油提采技术

　　长庆油田分公司攻克了大水垂比水平井井筒再造、时移“压力-应力-裂缝-流场”多场耦合重构等关键技术，结合体积压裂V2.0水力压裂试验场系列认识，部署了老井井筒、压力、剩余油、裂缝等10余项综合测试诊断，创新提出了以重构渗流场为目标、重建裂缝场为核心、重塑应力场为关键、重补压力场为要素、重造新井筒为保证的页岩油压裂驱油“五重”增产提采技术路线，研发了套中固套井筒重构、双层套管射孔、高效压裂工具及高性能驱油剂等关键工具及材料，成功突破5寸半井筒4寸半套管固井技术极限，老井重构水平段1515米，创造了国内井筒重构水平段最长记录，单周高效完成18段43簇压裂作业，实现施工排量10方/分钟、累计注入压裂液19532方、加砂2091方的规模化作业，刷新国内水平井老井重复压裂效率新高度，实现了套中固套井筒重构重复压裂技术迭代升级，有力支撑了页岩油低产水平井二次革命大幅度提高采收率要求。

　　3.新疆油田陆相混积型页岩油立体开发关键技术

　　新疆油田通过近十年自主攻关，创建页岩油立体开发技术体系，实现了陆相页岩油规模效益开发，助力首个国家级陆相页岩示范区建设。一是发展陆相混积型页岩油富集理论，创建了以“可动性”为核心的页岩油甜点评价方法，落实300万吨效益建产区，建产主力层系由上甜点段转至下甜点段，水平井产能符合率由53%提高至95%。二是创新建立了孔-缝-井耦合缝控弹性驱油和“小井距-密切割-立体井网”开发模式，辅以CO2前置压裂提产技术，实现资源动用率从50%提高到89%，采收率从7%提高到11%。三是创新建立了水平井“黄金靶体”建模、设计和轨迹精准跟踪技术，钻遇率由43%提高至85%，单井EUR由2.2万吨提高至3.4万吨。四是践行“一全六化”系统工程方法论，创建了页岩油产建提速提效示范工程，创新了扁平化、数字化、绿色低碳管理模式，单井成本由7527万元降低至4286万元。

　　应用成效及前景：

　　该技术制定行业标准1件，授权发明专利14件，发表SCI/EI论文30篇。该项技术应用于吉木萨尔页岩油开发，攻克效益建产难题、产量快速攀升，2025年即将建成国内首个页岩油示范区；同时也助力玛湖风城组页岩油等实现勘探开发突破，在国内页岩油开发领域具有广阔应用前景。