压裂技术首次实现了水平井分段压裂，但由于地质、钻井、压裂等未形 成配套技术，尤其是缺乏有效的分段压裂技术，无法实现快速准确的分
段压裂施工，水平井开发效益相对直井没有明显的优势。因此水平井开
发总体上未获得突破性进展。 2006年以后，通过引进国外先进技术和自主创新，水平井分段压裂
技术取得了突破，相比于直井水平井产能大幅度提高，从此开始了水平
苏里格气田储层沉积模式
主体技术
技术创新
井位优选技术
滚动建产技术
管理创新
以“低成本”为核心，采 用 “ 6+1” 开 发 模 式 ， 形 成 了 “四化”开发方略，即技术集 成化、建设标准化、管理数字
优化钻井技术
快速投产技术
储层改造技术
稳产接替技术 井间串接技术
化、服务市场化。通过机制创
新、技术创新、管理创新，实 现了苏里格气田规模有效开发，
水力泵送速钻桥塞分段压裂技术
压裂段数多 分段可靠性强
Surface Casing 9 5/8" @ 1500'
对配套设备要求高
TAP Rupture Disc Valve @ 13,865'
4 ½” 13.5# P110 to 14,000'
5、液体技术
（1）压裂液体系
水基冻胶压裂液系列 泡沫压裂液 清洁压裂液 醇基压裂液 海水压裂液
油基压裂液 低浓度瓜胶压裂液 低分子环保型压裂液 酸性压裂液 稠化水酸性清洁压裂液
水基冻胶压裂液系列
体系 低温 中温 高温
基液
稠化剂
交联剂 无机硼
耐温 50 80-120
适用储层温度 25-50 80-130 130-160
特点
水基液
植物胶
稳定、成熟 、配套
有机硼
150
稠化水清洁压裂液技术
4
5
强酸基稠化水
低粘低阻稠化水
LHH-1
LHT-1
可携带>15%的HCL
粘度8-10mpa.s
适用于下古生界碳酸盐岩油气藏压裂
适用于体积压裂
技术优势
储层低伤害：对长庆油田主力油、气层岩芯平均伤害率小于10%； 直接混配：特有的的液态稠化剂，遇水即可快速稠化携砂，不需配液过程、不 用辅助设备，整体施工连续、快捷、高效、可控、安全，能够节省大量的时间， 缩短作业周期； 可携酸：具有优良的耐酸性能，可携带15-20%的盐酸进行加砂压裂，填补了表 面活性剂压裂液在国内下古气田酸化压裂的空白。 可回收：破胶返排液经过简单处理后可再次用于压裂施工，因此适合于大型施 工（水平井压裂、体积压裂和丛式井大井组压裂），可以实现“工厂化”作业； 低摩阻：单位摩阻仅为常规胍胶压裂液体系的50%-64%，是目前施工摩阻最低 的压裂液体系，尤其适合于非常规油气藏大排量体积压裂施工。
携砂能力强。
CO2泡沫压裂液常压下照片
CO2泡沫压裂液的动态损害
现场应用情况： 累计完成现场应用33井次（苏里格气田、大牛地气田）； 最大井深3800m，最高温度130℃； 单井最大加砂量47.8m3 最高砂比29.7%； 最大泡沫质量66%。
CO2泡沫压裂效果对比表
CO2泡沫压裂井 井数 （口） 33 平均无阻流量 （104m3/d） 13.8313 井数 （口） 69 水力压裂对比井 平均无阻流量 （104m3/d） 4.9585
增产效果跟踪（苏里格气田）
1095 天 的 效 果 跟 踪 结 果 显
示，相比常规水力压裂井，累计
产是可提高约20%。
平均单井日产气量对比曲线
累计单井产气量对比曲线
平均单井单位压降产气量对比曲线
（2）CO2干法加砂压裂技术
技术特点
无水锁、水敏伤害。压裂中无水相进入地层，且CO2具有较低表 /界面张力（液态二氧化碳的表面张力仅为3mN/m） 易返排。受热气化，将热能转化为压能。 技术进展 实现了对CO2提粘技术的突破
正方形反九点井网
菱形反九点井网
矩形井网
通过攻关研究和现场试验，形成了直井注水、水平井采油，水平
段垂直于最大主应力方向，与分段压裂、分段多簇压裂工艺相匹配的
五点井网和七点井网。
600m 150m
700m 180m
600m 150m 800m ≥200m 800m
400～ 500m 最大主应力方向 最大主应力方向 最大主应力方向
五种系列产品 目前已形成了五种类型的稠化水系列产品，其中低温、中高温、可
回收体系已逐步开始规模化应用，强酸基、低粘低阻体系正处于现场
试验与推广阶段。
序号 1 2 3 产品名称 低温稠化水 中高温稠化水 可回收稠化水 标准号 LHA-1 LHM-1 LHC-1 主要指标 满足80℃以内的储层 满足130℃以内的储层 节省40%压裂用水量 应用范围 适用于油水井新井、老井重复压裂改造 适用于油、气井深井压裂 适用于油水井井组作业及水平井压裂
开发现状
通过多年研究与开发实践，形成了超前注水、井网优化、储层压裂改造等
开发配套技术，实现了安塞、靖安、西峰、姬塬、华庆等特低渗透、超低渗透
油田的规模有效开发，促进原油产量快速攀升。
超前注水技术
依据变形介质和非达西渗流理论，创新形成了小水量、长周期 的温和超前注水技术，提高了地层能量，建立有效驱替压力系统，
5000 陕甘宁蒙晋五省（区），作业面积37 4500 4000 万km2，是一个典型的低渗、低压、低 3500 丰度、低产油气藏，先后成功开发了 3000 36个低渗透、特低渗透油气田，包括 万吨 2500 2000 安塞、陇东、靖安、西峰，靖边、榆林、 1500 1000 苏里格等，是中国石油近年来产量增长 500 幅度最快的油气田。 0
分段压裂五点井网示意图
分段多簇压裂五点井网示意图
分段压裂七点井网示意图
储层压裂改造
历经数十年科技攻关和集成创新，掌握了一套以压裂改造技
术为核心的增产改造核心技术和关键技术。 低渗储层：以提高单井产量为目标，常规压裂工艺
特低渗储层：整体压裂、开发压裂，压裂、地质和开发结合
超低渗储层：水平井分段压裂、体积压裂，大幅度提高泄油体积
开发现状-苏里格气田
苏里格气田气藏分布主要受砂体 的平面展布和储集层物性变化所控制， 属于曲流河和辩状河沉积，砂体纵向 上多期叠置、横向上复合连片，有效 砂体规模小，横向连续性差，储层岩 石以岩屑石英砂岩为主，孔隙度5-12 ％，渗透率0.06-2mD，压力系数平均 值0.86，属低孔低渗储层。
缝内转向压裂裂缝延伸示意图
应用效果 现场应用1000多口井，措施有效率平均92.9%，部分井实现了 单井增油和有效天数“双过千”的佳绩。
加入转向剂
暂堵剂
缝内转向压裂施工曲线
重复压裂裂缝监测结果
3、CO2压裂技术
（1）CO2泡沫压裂技术
技术特点：
入地液量少（仅为常规水力压裂的35～40%），水锁、水敏伤害小； 储层渗透率伤害小（相对常规压裂液伤害率下降52.8% ）； 返排速度快（单井平均用时3天）；
压后评价
压裂作业实时监测分析
试井解释
裂缝监测 压裂增产效果评价 经济效益分析
压裂地质分析 小型测试压裂 室内实验
压裂方案 制定
压裂参 数优化
产量预测 经济预测
压裂施工 实时监测
压后测试 产量与经 济评价
压裂优化设计流程示意图
FracproPT压裂软件
GOHFRE压裂软件
5000 4000 3000 2000 1000
2003年
2007年
2009年
2011年
2013年
长庆油田今年产量递增情况
1、长庆低渗气田开发现状 基本地质特征
长庆气田含气层系以上古生界二迭 系砂岩气藏和下古生界奥陶系马家沟组碳 酸盐岩气藏为主。 开采层系主要为下古奥陶系和上古 二迭系两大层系，普遍具有低渗、低压、 低产、低丰度及强水锁等特点，气藏类型 复杂、非均质强，储层保护和压裂酸化改 造技术难度大。
④ 工具可以反洗井，多次重复坐封，性能可靠。
双封隔器（连续上提）分段压裂工艺示意图
（3）裸眼水平井分段改造技术
① 适应井眼：81/2 ″-51/2 ″裸眼 ② 适应井深：≤4000m ③ 适应温度：≤130℃ ④ 工作压差：≤70MPa ⑤ 分段级数：≤10级
裸眼水平井封隔器分段压裂工艺示意图
（4）水力喷射分段压裂技术
长庆低渗油气田增产改造技术
发言人：xx 川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 2013年7月
提
纲
一、长庆低渗油气田开发现状 二、低渗储层增产改造特色技术 三、低渗透油气田勘探开发国家工程实验室
一、长庆低渗油气田开发现状
长庆油气当量步步高
长庆油田地处鄂尔多斯盆地横跨
井下节流技术
排水采气技术
分类管理技术
提升了开发水平。
数字管理技术
增压开采技术
2、长庆低渗油田开发现状
地质特征
长庆油田主要含油层系以中生界三 迭系延长组特低渗透油藏、侏罗系延安 组低渗透油藏为主。 性强”等特点，井均无初产，压
裂改造技术成为油田开发中关键技术。
单井产量提高了15%～20%。
12 10
单井日产油能力（t）
8 6
超前注水 同步注水
4 2 0 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70
生产时间（月）
靖安油田不同注水时机效果对比图
井网优化技术
根据长庆特低渗、超低渗透储层物性特征及裂缝发育程度，分 别采用对角线平行最大主应力方向的菱形反九点、正方形反九点、 矩形三种直井开发井网。