古龙页岩油分布 面积非常广 泛，资源量大， 油层纵向连续 发育，整个页岩油资源储量 在 150 亿吨，纵向 150 米连续发育。 古龙页岩油是典型的纯页岩型页 岩油，跟新疆页岩油不一样。它 有四个基本特点：黏土高，黏土 矿物含量超过了 35%，最高的达 到 40% 以上。孔隙非常小，是 纳米孔，普遍小于 30nm。纳米 喉道一般是 4-7nm。第三就是 富页理，每米的页理缝密度大概 在 1000-3000 条，对于压裂改 造缝高的控制起到了很大遮挡作 用。第四是脆性低，整个古龙页 岩油岩石是比较软的。
 
探究适用性技术
 
基 于 这 样 的 储 层 物 性， 压 裂工艺在没有可以借鉴的基础之 上，技术人员需要探索形成了大 规模体积压裂技术，2020 年开 展了第一口井古页油平 1 井的压 裂，也压裂成功使得大庆的古龙 页岩油拉开了一个大干快上的热 潮。这口井目前有效生产了 1200 天，油气当量是 18000 吨。 首先技术人员进行了系统 取 心， 累 计 取 心 长 度 超 过 了 8000m。42 口 井 的 8000m 的 岩心我们分析了 8 万块，夯实 了评价基础，同时在整个轻质油带部署了五个现导试验井组，分 两批迭代了试验井网井距，以及 核心靶层，包括整体压裂工艺技 术，确定 Q9 油层作为主力开发 油层之后，开辟了 8H1 试验区， 目前整个 8H1 Q9 油层的采油 贡献是大庆古龙页岩油贡献的 70%。
 
明确现阶段开发最优水平段 长。 技 术 人 员 尝 试 过 1500m、 2000m、2500m 等水平段长度， 生产实践表明，水平段越长一定 是 产 量 越 高， 但 考 虑 到 经 济 效 益，目前整体固化在 2000m 水 平段是最优。今年古龙打了 4 口 3000m 水平井，其中有一口获得 了高产，目前产量在 70 多方。如 果一旦水平段长度跟产量直接挂 钩，有这么积极正相关关系，下 一步肯定是一个开发政策的调整。 明确现阶段与压裂规模相匹 配的井网井距。综合经济极限、 数值模拟、试井分析及生产动态 等方法，以最大程度保证开发效 果，降低井间干扰为核心，固化 的 目 前 的 井 距 是 500m。Q9 油 层，古页 8H1 井组试验 500 米 井距，这口古页 8H1 是最早的 评价井。
 
技术人员在它周围部署 的平均井组 500m 井距，在压裂 施工过程中和生产过程中都没有 看到明显的干扰，证明这个井距 是比较合适的。 明确Q9油层作为最优靶层。 古龙页岩油的地质特性和工程特 性是不一样的，通过系统评价， 目前认为 Q9 油层是地质友好， 工程最优，它的黏土矿物含量是 比 较 低，30%-35%， 脆 性 含 量 比较高，这样工程改造起来难度 比较小。 整个 Q9 油层我们也进行了 精细分析，中间有五个夹层，3 号夹层作为最大的遮挡，它对产 量没有贡献。
 
我们做了一单井监 测，很清晰的能够看到，3 号口 井的位置是没有产量贡献的。通 过这一口井的试验我们也发现， 我们可以把Q9油层20米的储层， 可以分为 Q9 上和 Q9 下，这样 可以进一步动用资源。目前我们 定位的 Q9 油层的最优靶层就是 下面的 3 米，是高伽玛、中高电阻、 低密度、高 S1 核磁大孔发育的 页岩段，这是最优靶层。 明确古龙页岩油压裂主体工 艺。以单井改造体积和 EUR 最大， 单簇改造最充分为目标的逆混合 的复合压裂工艺。 明确控压生产工作制度。细 分了“焖、调、稳、控”四个阶段， 包括焖井阶段的时间，日压降的 大小，包括排液阶段，产液量大 小都是有明确精细的控制。
 
 整体上来看，目前在同一生 产时间内，控压生产的递减率非 常明显，初年递减率是 22.7%， 也是经过了Q9油层的试验验证。 跟国内外相比，我们的递减率比 国内其他油田递减率低一些。最 优靶窗 + 主体工艺 + 控压生产， 实现了单井产量、EUR 的大幅提 高，从最高单井 EUR1 万吨到现 在的 3.9 万吨，取得了一个质的 飞跃。 古龙页岩油压裂工艺技术 古页 8H1 试验区 54 口水平 井，分三批进行实施。第一批就 是固化主体工艺，这 16 口井我们 采用了高排量 + 坡度限流射孔， 适度的滑溜水比例的主体工艺， 在部分井也开展了簇间距何时度 滑溜水的比例试验。
 
这一批井， 第一批井累产已经超过了 300 天以上，单井产量过万吨的有 5 口， 整体产量平均在 8000 左右。 第二个阶段就是围绕着提产 降本开展了 18 口井的工艺，在这 一阶段我们试验了北美的大口径、 全程滑溜水、返排液复配，包括 零下 30 度这种极端寒冷天气下 的压裂施工。通过工艺的对比， 主体工艺还是产能效果最好的。 第三批是进一步坚持了主体工艺， 同时配套了一些返排液复配的技 术试验，它的产量也逐步提升。 通过三个轮次的技术迭代升级， 压裂工艺取得了一下几个认识： 双甜点大规模改造有利于提高单 井产量；极限限流射孔工艺提高 各簇开启率及突破页理限制，可 以提高到 0.8，裂缝开启更加均匀， 整个微地震监测改造体积提高到 了 13.6%。 合理簇间距能够实现储层充 分动用。簇间距试验过 7 米、10 米等等，通过现场实验验证，目 前 11 米的簇间距对于古龙页岩油 最合适。
 
明确 Q9 下甜点适度液性比 例组合模式。明确了以中大粒径 组合的支撑模式。通过现场产能 分析，以及室内的导流试验等等， 发现中大粒径为主是比较适合古 龙页岩油的，产量提高了 18%。 明确 Q9 油层靶层位置对产量影 响大，明确北美主体改造工艺不 适用古龙页岩油。 优化配方可以实现返排液高 效利用。技术人员就压把这部分 返排液消耗掉、处理掉，攻关了 屏蔽离子、复合交联机制，自主 合成了核心技术工艺。 高质量控制标准可保障出层 改造效果。三分设计，七分施工， 创新了现场“四高一全程”高规 格控制标准，通过集中高质量的 要求和培训指导，保障储层改造 效果。
 
未来工作计划
 
深化流动机理与裂缝扩展 规律等科学研究。古龙页岩油 九油层组，每个油层组岩石的 物性是不一样的，夹层形式也 是不一样的，比如说 Q9 的三号 夹层，目前压裂工艺无法突破。 地质工程一体化分类评价研究。 目 前地质工程双甜点特性找得 很准，对于不同的油层组应该 有一套自己的评价标准和针对 性的压裂改造工艺方案。 Q2-Q8 油层压裂提产技术 研究。从层、孔、液、暂堵、砂、 施工等方面进行了优化，要进一 步提高缝网复杂程度，把储层能 够识别得更彻底，要进一步提高 现场施工质量，要保证施工能够 真真正正满足设计的需求。 开发立体井网缝网协同优化 技术及开发多介质提高采收率技 术。我们在 1 号试验井组开展了 二氧化碳区域的试验，初步取得 了一定的效果，但不太明显。
 
目 前我们计划选定一口直井进行二 氧化碳单井的吞吐包括氮气的吞 吐，页岩油本身采收率不高，还 有很大空间做。 压裂提效新技术攻关。对于 老井如何改造？包括无限极固井 华套压裂试验怎么办？目前正在 施工一口全井的固井滑套作业， 推进水力压裂试验场建设，支撑 压裂工艺迭代升级。 世界上没有完全一样的页 岩油，也没有不能开采的页岩 油，需要建立与地质条件相匹 配的工艺技术。古龙、吉木萨 尔都经历了逐步深化地质特征 认识，最终找到了与当前工艺 适宜的开发方式。