1、背景 延长油田水平井开发成效显著，其单井产量高、基础建设投资低，有效提升了油田管理和技术水平，缓解了投资和用工矛盾，成为支撑油田稳产和发展的中坚力量。

水平井开发历程虽短，但钻采技术进步迅速，目前应用技术已基本涵盖行业前沿钻采工艺。

由于各工艺间投资和效益存在差异，因此总结形成适用于本区的经济高效钻采工艺需求迫切。

鄂尔多斯盆地长6储层致密、埋深浅、单井产量低，现有的压裂技术适应性差，油藏改造程度难以把控，经济开发难度大。

特低渗致密储层水平井开发动用资源量大，虽经体积压裂，产量较高，但仍有技术提高空间;可新建产能区域严重不足，油田稳产需要新井建产做出更大贡献;低油价和效益指标下，产建投入产出矛盾突出，依靠提高单井产量、降低万吨产能投资的需求十分迫切;国内外页岩油气、致密油气重大技术突破，对延长油田针对本区致密储层开发、工艺参数优化、降本增效等提供了攻关方向。

针对以上难题，开展了多项技术攻关，形成了水平井大液量大排量低砂比分段压裂技术。

2、创新点及研究成果 1）建立水平井压裂参数模型。

多维度对比归纳形成类似本区油藏特征的对应施工参数范围。

2）形成具有“压裂-增能-渗吸-吞吐-驱替”机理综合提高采收率压裂技术。

验证了鄂尔多斯盆地长6油层单井万方液、单段千方液（1200m3）压裂施工的适用性。

3）形成了长6油层应用大排量(12m3/min,0.3m3/min/孔）、低砂比（<15%）工艺参数组合，验证了SRV改造效果。

4）优选形成低粘度、低伤害滑溜水减阻剂压裂液体系。

压裂液粘度<5mPa?s，减阻率≥70%，实现了低压、低阻进出油层，储层伤害率低。

打破了传统压裂液都需要粘度、靠粘度携砂的固有认识。

5）形成长6油层多粒径、分段多阶梯加砂工艺组合。

采用40-70、30-50、20-40目三级支撑剂体系，形成连续有效地渗流通道。

6）首创水平井分段压裂取消段间距、优化缩短簇间距工艺，改造程度显著提高。

将原 60-80米段间距取消、簇间距缩短至20米，压裂裂缝监测结果显示，储层改造充分。

7）应用返排液重复利用及“井工厂”作业模式，大大降低了陕北缺水区域压裂施工用水量和返排液处理、回注工作量，就近调用有效减少运费，实施单井穿插作业、提高了施工效率，降本增效成效显著。

创造了9天4口井32段连续压裂作业纪录。

8）同步开展地面、井下微地震裂缝监测SRV。

相互佐证，验证了“大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂”裂缝分布形态和储层改造规模特征。

3、攻关路线及关键技术 课题沿“交流研讨—数据分析—数值模拟—优化设计—现场实施—跟踪评价—增量验证—形成方案”的路线推进。

1）提升储层改造规模，扩大改造波及体积配套技术。

2）压裂增能一体化技术。

3）支撑剂体系组合优化技术。

4）低粘度、低伤害滑溜水减阻剂压裂液复配技术。

5）段间距、簇间距优化技术。

6）返排液再配液重复利用技术。

7）大数据智能分析技术。

8）油藏精细数值模拟技术。

4、应用推广情况 延长油田股份有限公司首创开展大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂先导性试验。

首井，南199平2井于2018年4月压裂，单井入地液量8377m3，为本区常规体积压裂的2.4倍，投产后平均日产油量是其它体积压裂方式（胍胶TDY、桥塞）井的2倍，投产650天，累计生产原油3695吨。

后在李1平1、李1平2、评126平3、评126平4井扩大应用，平均单井初月日产油20吨，单井初周年产油可达2970吨，较其他体积压裂方式平均单井年多产1970吨，5口水平井增产9850吨，按2600元油价计算，年增加收入达2561万元。

5口井投产以来累计创收3253万元，该技术大幅提高了单井产量，降低了开发成本，突破了致密油藏开发经济极限，油价30美元即可实现经济开采。

2019年，延长油田多个采油厂（富县、宝塔、下寺湾）跟进实践，效果均较好，进一步验证了该工艺技术在延长低压致密油藏实现高效开发的可靠性。

5、经济效益 1）投资回收期仅1.5年，油价30美元即可实现经济开采。

2）增收显著，5口井年增收2561万元，投产以来累计创收3253万元， 3）万吨产能投资大幅下减，低至2795万元。

6、社会效益 1）探索形成适用于延长油田新的体积压裂工艺参数和配套技术，对延长石油企业开发技术水平和形象提升意义巨大。

2）技术开展过程中，实现“产、学、研”的有机结合，培养了技术人才，提振了依靠技术改善油田发展的信心。

3）该技术成果对本油田扩边区域、接替层和致密油藏开发具有重要的借鉴意义，为本区利用技术发展实现稳产上产奠定了基础。

4）技术对极限经济油价的下降，有利于实现低效区域开发，在盘活资源、促进就业、发展和上缴社会税费等方面意义巨大。