本报讯（通讯员 尤佳）10月8日，笔者从页岩油开发现场获悉，长庆油田新老井一体化模式自2023年在页岩油老区实施以来，已覆盖12个平台，累计净增油超4000吨。
　　今年年初以来，长庆油田聚焦页岩油老区采收率提升，积极开展新老井协同补能提采技术攻关。在陇东西233区块推进井间加密试验，华H92平台应用页岩油水平井前置补能压驱一体化技术，推动新井与邻近老井组协同增产，新井初期单井日产油超11吨，老井日产油最高提升9吨，累计净增油超1700吨。在陕北新193区块开展水平井加密对比试验，采用“压前老井补能、新井前置补能”模式，相邻定向井单井日产油提高0.2吨，水平井新井平均日产油达9.7吨。新老井一体化补能初见成效，为老区提高采收率开辟了新途径。
　　为破解页岩油老区开发难题，长庆油田坚持系统思维，推进新老井一体化补能技术攻关。深化地质研究，聚焦平台间、井间、层间剩余储量动用，依托水力压裂试验场裂缝分布认识，通过建模数模一体化开展甜点、裂缝、剩余油综合研究，初步认识压裂后井间裂缝沟通模式。总结开发规律，剖析压裂补能井组动态响应特征，分析页岩油水平井能量递减特征，明确地层压力差、断裂带等对补能效果的影响，科学评价工艺改造效果。明确下步攻关方向，初步明确新老井一体化协同挖潜方向，将优选远离断裂带、新老井井距大于300米的低压低产井组开展现场试验，推动页岩油资源高效动用。