9月12日，长庆油田阳平6井的日产油量达到4.7吨。而一年前，这口已生产10余年的老井，日产量还只有2.8吨。为配合附近新井压裂，它还曾主动停井38天，少产油105.1吨。

“在页岩油老区开发的传统观念里，这是一笔不折不扣的‘负账’。”长庆油田勘探开发研究院页岩油研究所技术人员黄天镜说。但这笔账，在复产后被改写——阳平6井日产油最高升至11.6吨，截至9月12日，累计增油1042.5吨，扣除停井损失，净增937.4吨。

相似的变化也发生在阳平7井。停井110天，少产油186.7吨；恢复后日产油最高由1.7吨升至6.7吨，累计净增油670吨。

两口老井借着附近新井投产的“东风”，多采出超1600吨油——相当于一口高产井大半年的产量。

“新井达标投产在意料之中，老井跟着‘搭车增产’，才是我们更关注的。”黄天镜说。截至目前，新老井一体化模式已在长庆油田页岩油老区12个平台落地，涉及新井21口、老井26口。协同作用期内，在几乎不增加边际投入的情况下，老井净增产量达4000吨。

长庆油田勘探开发研究院页岩油开发高级专家安小平说：“本质上，这是用新井的‘势’，带活了老井的‘量’，走出了一条页岩油老区存量变低成本增量的新路。”

重识油藏:老井标定剩余储量

长庆油田页岩油规模开发初期，受地质认识和工程条件所限，部分区域水平井井距被拉大到600米至1000米。如今，随着对地下认识不断深入，技术人员有了更加清晰的认识——实际裂缝扩展范围，并没有早期预计的那么大。

“压裂就像在地下撑开裂缝网，能‘够到’的范围有限。过去井距大，两口井之间很大一片油层没被动用。”黄天镜指着早期的井位部署图说，“现在优化井距，缩减到300米至350米，让相邻两口井压开的裂缝刚好接上，把中间‘漏掉’的储量重新圈进来。”

西233区就是一个典型。重新梳理井网和剩余储量后，仅平面井间，就“藏着”8.6平方公里327万吨剩余储量，面积相当于1200个标准足球场。

老井多年的生产动态资料，也成为判断储量动用程度、分析井间响应的重要参考。“老井不是包袱，是‘路标’。它开发十几年留下的每一条曲线，都在告诉我们地下哪里还有油。”在华H92平台的老井动态分析会上，黄天镜指着阳平6井的返排曲线说。

筛选也因此有了条件。生产时间较长、仍有稳定产量，动用程度与地震预测存在差异的老井，更容易进入下一步研究范围。华H92平台就是这样被重新部署的。在阳平6井、阳平7井等老井控制区域附近，华H92平台新部署了6口页岩油水平井。“地面上，它们分属不同井场；地下，却共同指向过去没有充分动用的储量空间。”黄天镜说。

过去井间的空当，如今成为新的建产阵地。

重算效益：协同摊薄增量成本

华H92平台新部署的水平井投产后，初期单井日产油达11吨以上。截至9月12日，华H92-3井日产油达11.1吨、累计产油达到2368吨。华H92-4井日产油达10.9吨、累计产油达到3106吨。

长庆油田页岩油开发分公司地质工艺研究中心主任王骁睿指着屏幕上的井组示意图说：“我们现在评价效果，不能只看一口新井，要看整个井组最后多采出了多少油。”

更值得算的是另外一笔账。

在阳平6井、阳平7井增产过程中，没有实施补孔、复压、转注等常规增产措施。华H92平台6口新井单井投资与同期同类水平井投资基本相当。

“低成本就低在这里。”黄天镜解释道，“新井本来就要建，老井没有再上一套大的增产措施。过去算单井账，这笔投资只对应新井的产量；现在算井组账，同样的投资总量，额外撬动了老井的存量产量，整体摊薄了吨油增量成本。”

新井压裂，就像在地下“造缝扩容”，会消耗大量能量；而两口老井提前关井焖井，就像给地下“蓄水蓄能”，让压力场重新平衡。等能量置换完成，老井再开井，就能借助新井带来的压力变化，把以前采不出的油“顶”出来。

黄天镜打了个比方：“新井怎么压、老井什么时候开关，被放到一个井组里统筹考虑，像下一盘棋，步步都要算准。”

过去，为尽量降低施工对老井的影响，新井部署往往更多寻找相对独立的剩余空间。如今，随着地下认识越来越清楚，技术人员开始敢于向老井之间过去“不敢碰、看不清”的储量空间要产量。

重划边界：井距并非越近越好

华H92平台只是一个切面。把视野从井间拉开，剩余油远不只一种形态。

在西233等页岩油老区，剩余储量像散落的珍珠，分布在平台之间、纵向层间、压裂段间和区块边部。以西233区为例，梳理出的各类剩余储量区域面积达152.8平方公里，涉及储量5566万吨——相当于一个中型油田的探明储量规模。

剩余油在哪里，开发方式就跟到哪里。

“常规水平井是‘直来直去’，但遇到这种狭窄弯曲的储层，就得‘拐个弯’。”陇东油气开发分公司页岩油产能建设项目组主任冷先刚指着华H192-4井的弧形井眼轨迹说，“这口井完钻水平段1096米，油层钻遇率达到88.4%，地下‘穿针引线’为老井之间那些以前够不着的剩余油找到了新出路。”

这种“新老一体”的协同方式，正在更多页岩油老区铺开。数据显示，仅2025年新实施的9个平台中，部分井组相邻老井增油幅度达到2倍以上。

“这种模式有适用条件。剩余油要相对富集，断裂不能太发育，新老井之间还要有合适的井间关系。”安小平坦言，“地下条件不合适，硬把新井和老井凑在一起，不仅很难形成有效协同，而且可能带来新的生产风险。”

压窜，是新老井协同必须面对的另一面。新井压裂形成的人工裂缝一旦与老井过度沟通，就可能导致老井含水上升、生产受扰。黄天镜的办公桌上摊着一张三维地震剖面图，红蓝交错的色带标注着裂缝走向。“这也是我们严格把控井距的核心原因。”他用笔沿着裂缝走向划过，“既要保证地层能量有效传导，又要防止压裂水窜干扰老井正常生产。”

“对于条件适宜的老井，后续将逐步实施针对性措施，进一步释放存量资源潜力，把低成本增量的空间再拓一步。”这是安小平对长庆页岩油老区下一步挖潜方向的勾勒。让“单井独奏”变“井组交响”，页岩油老区效益开发的破局之路，在统筹新老协同、深挖存量潜力中延伸。