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长庆油田分公司年鉴 2025 CHANG QING YOU TIAN FEN GONG SI NIAN JIAN 2025

钻比例提至 50.9%。复压提采阳平 3 井 7 天完成 成与储层特征相匹配的精准化改造方案，华庆里
18 段压裂改造，创重复改造新标杆。无杆采油最 183、靖安虎狼峁示范区投产 77 口井，神木、靖
长检泵周期 1000 天，工艺指标领跑国内页岩油主 边上古气田投产 30 口井。
产区。在煤岩气开发方向，经济规模压裂 35 口井
获工业气流，8 口日产气超 10 万立方米，压裂成 【绿色低碳数智化】 2024 年，油气工艺研究院首

本由 2488 降至 1793 万元。钻完井技术集成强封 次获得石油及化工产品碳评价证书和碳标签，采
堵防塌钻井液 + 二开井身结构优化，钻井周期由 出水无纯化电解制氢纯度升级至五个“9”，光储
89 天降至 33 天，单井成本降 636 万元。全生命周 氢零碳井场、中深层地热开发项目落地。应用二
期排采技术应用 45 口水平井，10 口产气超千万 氧化碳增能减水压裂、采出水直配压裂液255口井，
立方米。 累计节水 98 万立方米；首次构建长庆油田 VOCs
提高采收率。CCUS 形成二氧化碳混相驱替、 泄漏检测与修复管控平台，定型钻井压滤液资源
重力辅助驱、防腐防气窜、连续管注气等为核心 化利用工艺，微生物土壤治理修复井场 2500 个，
的技术体系，实施 44 注 146 采，增油 3.2 万吨。 清洁作业 10.4 万井次减少油泥 2.6 万吨。智能油
微泡驱构建“一机多井”智能调控模式，五里湾 水井、智能间抽、智能排水采气累计应用 10 万余
先导试验 16 注 68 采，动态采收率提高 2.9 个百分 口，建成 4710 公里国内外最大规模的管网腐蚀监
点。压驱渗转方式向华庆山 156、合水 / 姬塬薄差 测系统，打造行业“5G+ 智能井场”。

层拓展 32 口井，单井日产油由 1.5 吨提至 10 吨。
结构化补能成效初显，日产油由2吨提至6吨以上， 【服务生产】 2024 年，油气工艺研究院推行领导
为体积压裂 2.0 后期稳产提采探索方向。含水气 干部、技术专家、科研骨干“下沉一线”立体化
藏创新强压强排一体化技术，返排率提升 15 个百 支撑。
分点，初期日产提升 25%。 突出方案优化提质增效。全年编制钻采工程、
压舱石工程。油田压舱石构建老油田多元化 页岩油、煤岩气、压舱石等重大方案和多相多介
稳产新模式，股份级示范区自然递减率控降至9.4%。 质驱等重要试验方案 14 类 100 余项、完成单井工
波码分注单向通信时间由 40 分钟降至 3 分钟，分 程设计近 8500 井次，实现“横向到边、纵向到底、
注率及分注合格率分别为 49.8%、82.1%。调剖调 业务全链条、专业全覆盖”。

驱 3000 余口井阶段递减增油 28.3 万吨，缓膨微 突出联合作战高效支撑。践行研究在现场、
球 2.0、微乳液试验超 400 口实现零递减。措施挖 决策在现场、技术总负责的“接管式”服务模式。
潜向油水井双向改造升级，连片 87 口井采收率提 围绕页岩油水力压裂试验场建设、二氧化碳重力
高 2% ～ 3%。套损井化学修复、套管补贴等防治 辅助驱等重点试验，全过程参与方案优化、现场
技术促进腐蚀速率下降 60% 以上，套损井存量由 施工、效果分析等环节，为重点工程建设提供可
1522 口降至 1334 口。气田压舱石首次建立四级管 靠技术力量。
理目标，实现措施精准投放，助推股份级示范区 突出问题导向破解难题。聚焦一线“卡脖子”
综合递减率控制在 14.8%。排水采气 1.2 万口井增 难题，6 名高级专家、17 名一级工程师落实“一
气 28.5 亿立方米，试验井技术下限探至 500 立方 厂一清单”服务，重点针对里 183 大斜度区稳产
米 / 天。措施挖潜攻关下古碳酸盐岩解堵、氮气 难度大等问题，组织团队深入现场技术帮扶近 70
及压缩机气举等关键技术，实施 370 口井增气 2.3 批次，解决 12 大类 130 项生产难题。全年约三分

亿立方米。优化储气库方案设计，实现榆 37 储气 之二技术人员一线支撑超 7000 天。
库最长水平段 2500 米、最短钻井周期 80 天。
两个“1”提产工程。强化地质、钻井、压 【提质增效】 2024 年，油气工艺研究院强化工艺
裂多专业深度融合，以三维地质模型为核心，形 参数、工具材料、施工工序等优化提升，加大低
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