庆城油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部，近10年来，鄂尔多斯盆地夹层型页岩油已进入规模开发阶段，泥纹型页岩油逐步开展先导试验，页岩油开发呈现历程较长，阶段差异较大的特征。与常规油藏通常采用的注水井连续注水补充能量、采油井采油的开发方式有所不同，页岩油采用大液量水平井体积压裂开发，没有独立的能量补充系统，压裂入地液量除了满足压裂产生人工裂缝的需求外，还要起到超前补能的作用。依据其开发特点，开发阶段划分为闷井、排液和采油3个阶段：①闷井阶段主要关注渗吸补能、压力平衡；②排液阶段主要关注裂缝闭合、出砂和含水的变化；③采油阶段最重要的工作是考虑如何高效利用地层能量，延长油井高产稳产期。从文献调研来看，目前针对页岩油开发规律和稳产技术的研究较少。
截至2023年底，长庆油田页岩油年产量达到262×104t，实现了规模效益开发，其中庆城油田投产水平井826口，年产量达到200×104t，累产油为774×104t。中国石油长庆油田公司勘探开发研究院樊建明正高级工程师团队在室内研究的基础上，通过大量生产数据分析研究总结形成了鄂尔多斯盆地庆城页岩油水平井开发规律认识，形成了稳产配套技术政策，探索了提高采收率技术方向，以期为国内外陆相页岩油持续控制递减，提升开发效益水平提供借鉴与参考。相关研究认识刊登在《石油学报》第46卷第4期。
（1）庆城油田页岩油体积压裂水平井产量递减规律呈现出指数—双曲—指数阶梯式递减变化特征，在现有的主体技术政策下，Ⅰ、II1类甜点单井EUR 分别可以达到3×104t以上、2.4×104t左右。
（2）闷井期间毛细管力的作用促进含水饱和度场重新排布，开井生产后油井表现出含水高、含水下降和含盐上升速度快的“一高两快”特征，生产6个月后含水下降至60%左右，进入采油阶段，含盐接近原始地层水的含盐值，返排率为13.2%，当返排率达到17.7%时，含水持续下降至40%左右，后期含水保持稳定。稳定含水比常规压裂采油定向井和水平井含水高20%左右。
（3）闷井后地层压力抬升至原始地层压力的120%~130%；返排阶段井底流压快速下降但高于饱和压力，流体沿着井筒向井口举升过程中有溶解气析出，生产气油比接近原始气油比。采油阶段投产12~20个月后，动液面降至极限动液面附近，流压小于饱和压力后，近井带储层中开始有溶解气逐步释放，生产气油比开始上升。
（4）水平井各段呈现竞争性出液规律，投产初期根部储层压力最高，最先出液；随着储层压力逐渐平衡，腰部和趾部开始出液；井筒内部流体压力差异不大，整体段间产液不均，各段总产液贡献与储层“甜点”呈现正相关关系。
（5）探索形成了“冲砂、清蜡、清垢、控气、防偏磨”治理技术及配套工艺，重复压裂造新缝的提高单井EUR和EOR技术方向。
论文链接：http://www.syxb-cps.com.cn/CN/10.7623/syxb202504005
