不同物性、不同井型、不同套管工况分层压裂工艺
为了把难动储量变为流动产量，冀东地质、工程人员联合攻关，取得了6项基础机理研究成果、7项关键技术，形成了不同油藏不同开发阶段的压裂技术政策。截至7月24日，2013年以来新井压裂累计产油47万吨，老井压裂增油27.2万吨，增注48.6万立方米。
逐点击破 强化基础研究
冀东油田低渗透油气藏埋藏深、断块小、砂体规模小，油井自然产能低，水井注入压力高，储量动用程度低。
俗话说，要想富，先修路。油气田开发同样如此。深埋地下的油气如果没有顺畅通道，就不能喷涌而出。冀东油田组织勘探开发研究院、钻采工艺研究院、开发处、南堡作业区、陆上作业区等科研和生产单位，历时5年，从7个课题方向，分别开展基础机理、配套工艺技术研究等攻关。
中高渗油气藏就相当于车在高速公路上行驶，低渗油气藏就像在羊肠小道里挪动，油拿出来的难度很大。冀东油田有效矿权面积小、地质条件复杂。为弄清储层分布及品质，压裂重大项目联合攻关团队全面开展了二次三维地震资料采集，陆地老区基本实现全覆盖。
“种地，自然要选土壤肥沃的好地。如果实在避不开荒漠，就要变荒漠为良田。油气井造缝过程，就是建设良田的过程。”冀东钻采院副总工程师吴均介绍。
立足整体认识、整体优化、整体改造，冀东油田把油藏研究放在首位，科研人员利用井震联合解释技术、断裂期次划分与组合技术、相干体切片技术等技术进行断层精细刻画，加强对相控精细地质建模和剩余油分布研究，首次实现了扇三角洲储层单砂体第四级层次实体的准确刻画，初步完成了对储层三维的立体改造，逐步实现了对油藏的可视化定位定量刻画。
压裂重大项目联合攻关团队开展区域地应力研究、地质力学实验、储层脆性指数评价，为压裂开发方案设计、工艺优化奠定了基础；开展低渗储层压力及有效渗流能力评价研究，初步确定了典型单元启动压力梯度及低渗油藏分类关键参数。通过应用岩芯描述、薄片观察、示踪剂检测、成像测井识别等系列技术，进一步明确了低渗透储层天然发育特征、分布规律及影响因素。
重点发力 攻克关键技术
随着压裂开发工作的推进，常规工艺已不能满足部分低（特低）渗油藏、特殊井型压裂技术要求。压裂重大项目联合攻关团队注重理论创新，开展大斜度井分层压裂技术研究，形成了深层不同物性、不同井型、不同套管工况的分层压裂工艺。
他们攻克了大斜度井压裂实施成功率低的难题，解决了复杂岩性储层造缝问题，也结束了冀东探井压裂外委的历史。对于埋藏深度大于4000米、常规压裂效果较差的特低渗透储层，应用套管分段压裂工艺；对于大斜度井、水平井分段，采用水力喷射分段压裂工艺。
近3年来，他们采用大斜度井精细分层压裂技术，现场应用145井次，最大井斜48度，最大深度4717米，施工成功率95%以上，节约成本2181万元，实现压裂增油5.4万吨。
面对储采结构严重失衡的挑战，冀东油田集中地质、油藏、压裂工程等技术力量，开展低渗油藏压裂关键技术攻关和配套技术研究、试验与推广应用，盘活低渗透储量资源，重新构建地下压力场、渗流场和注采关系，形成低渗油藏压裂开发的主导及配套技术系列。
根据油藏再监测、地质再认识、开发动态再认识、油藏潜力大小及地面实施条件，有序推进压裂工作。联合攻关团队根据复杂岩石力学特性，精细地质研究，基于岩石力学实验—测井计算—地震属性，构建真三维非均质岩石力学场；形成了复杂断块三维非均质地应力场建模技术，为不同类型油藏技术政策优化奠定了基础。
自主研发压裂液体系，优选生物酶复合降解和VES清洁压裂液体系，初步形成注水井低伤害压裂差异化设计技术。自主研发形成两套压裂液体系，形成了满足不同储层需要的压裂液体系配方。持续优化低浓度瓜胶压裂液体系，可满足90摄氏度至160摄氏度储层压裂需要。该体系现场应用351井次，最高达162摄氏度。
目前，冀东油田形成了复杂断块低渗透油气藏天然裂缝预测与建模技术，基于砂体规模和储层物性的复杂断块低渗油藏分类方法，为不同类型油藏压裂开发技术政策优化与压裂工艺优选提供了依据。
整体推进 助力精细开发
在冀东开采低渗透油气藏，就好比在千米地层下摸黑捡芝麻。油田低渗、低产和复杂断块的地质特征决定了不能用一把尺子衡量各种油藏，必须在现有基础上探索出一套支撑冀东油田超低渗油藏开发的技术路线、管理模式、建设方式、评价参数和投资政策。
在精细油藏研究的基础上，冀东油田将低渗油藏分为三类，针对Ⅰ类压裂注水开发油藏，形成油井以精细分段压裂为主，水井以化学降压增注为主、压裂增注为辅的开发模式；针对Ⅱ类深层特低渗油藏，探索开发技术政策及补充能量方式，助力特低渗储层效益动用；针对Ⅲ类无能量补充的油藏，开展注水吞吐技术政策研究，初步建立小规模砂体压裂—吞吐开发模式。
低渗透油气藏有效渗透率低，小规模砂体因无法建立有效的注采关系，压裂后存在产量递减快等问题。钻采院油层改造室博士后于海洋带领团队开展高12-42井注水吞吐增能先导试验。针对冀东油田纵向多层的小规模砂体，提出了纵向上“层段组合、逐段压裂、吞吐开发、段间接替”的开发模式，层段内“首轮次压裂蓄能、注水吞吐增能、注水吞吐+转向压裂技术”的多轮次开发技术。
在“碎盘子”中找油难，把油采出来更难。联合攻关团队在开发方案的设计中，综合油藏描述、油藏工程、采油工程及整体压裂等技术，采用水力裂缝模拟、油藏模拟、经济评价和现场试验等手段，积极进行压裂的必要性、可行性及经济效益研究。并在井网部署中，从完井方法、射孔层位、井段、孔数确定和射孔工程优化设计等方面综合考虑，满足开发方案和压裂工艺的要求。
截至7月24日，冀东油田压裂平均单井作业周期由2015年的39.6天降至目前的28.2天，压裂作业大修率由2014年的23.8%降至目前的3.6%。老井平均单井压裂完全成本年均降幅16.3%，有力地支持了油田开发生产。
专家观点
破解压裂技术难题需系统思维
压裂重大项目联合攻关团队
压裂开发是通过压裂在地层中建立较高导流能力的人工裂缝，改变油流渗流通道，增加泄油面积，从而提高单井产能、增加可采储量。压裂作为低渗透油气藏有效的开发方式，具有重要的研究价值。立足油藏，在注水补充能量的基础上，将压裂措施作为综合治理体系的重要组成部分，可充分发挥油井潜能，实现动用储量最大化，大幅提高采收率。
冀东油田低渗、特低渗油气藏储层特征具有一深、一长、三小、两强、两复杂的特点，即埋藏深，含油井段长，断块小、砂体规模小、油砂体规模小，储层非均质性强、储层敏感性强，孔喉结构复杂、应力场复杂。
冀东油田从建立区块储层改造模式、加强单井产量试验攻关、降低开发成本等方面入手，借鉴国内外先进压裂技术，结合多年来在低渗透油田压裂技术上的成功经验，深入分析储层地质特征，加强地质基础资料录取，强化测试效果评价，进一步优化各区块储层改造参数，建立区块压裂开发模式，为提升整体压裂改造效果奠定基础。
要进一步解放思想、转变观念，通过压裂技术“修路搭桥”，给剩余油施加“向心力”。通过压裂技术攻关，深入研究天然裂缝、地应力、注采关系、改造半径、压裂规模之间的关系，以及剩余油与缝网体系匹配的驱替规律，真正将认识成果整合到精细地质研究工作中，更加深刻地认识油藏、驾驭油藏、精细开发油田。
