克拉玛依融媒记者 关祥荣 高宇飞 通讯员 贾海正 吕渊源 蒋晓敏
作为新疆油田“2112”战略的核心战场，玛北风城组页岩油含油面积广、资源潜力大、储量规模落实程度高，目前，这些“黑色宝藏”正被新疆油田公司采油工艺研究院（监理公司）（以下简称“采油院”）“玛北军团”的科研人员用精准压裂技术一一唤醒。
深岩藏险关
压裂遇“四难”
玛北风城组页岩油素来以“规模更大、埋藏更深、岩石更硬、储层更复杂”著称，压裂工程面临的这四道棘手难题，成为横在科研人员面前的“硬骨头”。
“储层改造均衡性是首道难关。”采油院工程方案研究所一体化研究一室主任陈希表示。
由于玛北页岩油储层基质与裂缝均含油，微细裂缝既是储集空间，也是流动通道，但天然裂缝发育导致簇间非均质性极强——有时一段压裂效果显著，相邻段却可能几乎没有响应。
“每口井的裂缝分布都如同独一无二的指纹，要让人工缝网既复杂又均衡，就像要在岩层迷宫里平衡路径，难度极大。”工程方案研究所二级工程师贾海正驻井期间，曾多次遇到这样的困境。他带领团队记录的井史数据显示，仅玛51X井区就有3口井出现过簇间响应差异大的情况。
紧接着，压裂液适配性难题接踵而至。
科研人员正在研讨压裂泵注程序。裘新农 摄
“早期直井一般采用胍胶压裂液，但其在高浓度碱性地层水里会导致胍胶破胶难的问题，还会与硼锆离子产生二次交联，导致压后返胶，胶状物对裂缝和地层的渗透性会造成伤害。”采油院储层改造研究所一级工程师邬国栋说，后来更换的酸性聚合物变黏压裂液体系，又因溶蚀含钙矿物产生钙离子，与地层水中的碳酸氢根离子或酸式碳酸根离子结合形成碳酸钙沉淀，导致井筒堵塞。
“有口井压后初期日产油能到30吨以上，可没几天就掉到10吨以下，下井检查才发现，井筒里全是白色沉淀。”储层改造研究所技术骨干尹剑宇在现场蹲守多日后，终于找到问题根源。
第三个难题是安全加砂难度远超预期。
玛北储层埋深达5000m，杨氏模量33～53GPa，裂缝反演结果显示，玛北风城组主缝平均宽度仅为2～4毫米，比吉木萨尔页岩油窄了34%以上。
“前期用20/40、30/50目支撑剂时，砂堵风险居高不下，就像往细水管里送粗沙子：加砂速率一起来，井口压力立马就飙升，常常不得不紧急停泵清砂，每次处理都要耽误2～3小时。”驻井技术支撑科研人员刘凯新说。
最后一个难题是高施工压力对压裂设备承压等级要求极高。
岩心物模实验显示，玛北储层破裂压力比吉木萨尔高8～9MPa，现场起裂压力达86～124MPa，延伸压力64～110MPa。常规105MPa承压等级的压裂设备，根本扛不住大排量施工的需求。
科技破困局
精准施“五策”
面对“四难”，采油院以地质工程一体化为核心，推出五项关键技术措施，逐一破解难题。
“密切割+大排量+高比例滑溜水”成为激活储层的关键手段。物模实验证实，“低黏+大排量”能有效激活微细裂缝。玛北页岩油压裂攻关团队在玛51X井区反复试验，最终建立起“适度差异化簇间距+段内少簇+高排量+小粒径组合支撑剂”的参数体系。
专家带领青年技术人员驻井跟踪压裂进展。裘新农 摄
储层改造研究所党支部书记田刚这样形容：“就像给地层做‘全身按摩’，以前是单点发力，现在是均匀施压，改造体积（SRV）一下子提升20%以上。”
“段簇组合精细化，解决了均衡起裂难题。”工程方案研究所二级工程师马俊修说，“我们用管外光纤监测发现，天然裂缝发育程度和排量是影响起裂的关键因素，单簇起裂需要满足最低排量。据此，在排量满足施工条件下，我们根据天然裂缝发育程度调整段簇组合，发育段适当减少簇数，欠发育段适当增加簇数。在MaX5127井套管外敷光纤监测试验中，簇开启率达到了100%。”
针对胍胶压裂液的问题，研发团队优选强亲水稠化剂，改变成胶环境，构建出酸性聚合物压裂液体系，成功攻克返胶难题。
储层改造研究所所长吕振虎回忆：“我们在实验室做了40多组配伍性实验，终于找到不与硼锆离子反应的‘配方’，在玛51X井区多口井应用后，压后返排液里再也没出现过胶状物，有效改善了生产状况。”
井筒堵塞困局则由防钙垢压裂液体系与分区规范破解。
团队通过研究不同区域、层位的矿物与流体特性，理清钙垢形成的边界条件，研发出防钙垢压裂液，并制定了分区选择规范。夏204X井应用这套技术后，生产过程中无结垢现象，还创下了日产油超过三百吨的国内纪录。
小粒径支撑剂与高端装备配套的技术组合，打通了安全加砂的“最后一公里”。
“我们结合物模实验开展支撑剂充填规律研究，明确了次缝宽度与主缝的关系，优选小粒径组合支撑剂，同时提高压裂设备承压等级。”储层改造研究所三级工程师郝丽华补充说，玛62井施工时，320方支撑剂全部精准注入，加砂符合率从89%跃升至99%。
攻坚结硕果
油流映初心
五项技术措施落地，让玛北页岩油“54321”工程压裂工作结出累累硕果：不仅形成了特色技术体系，更为规模开发筑牢了根基。每个成果的背后，映照出的是科研人员的坚守。
经过玛51X、夏云1等井区的实践，“高等级压裂装备+适度差异化簇间距+段内少簇+高排量+小粒径支撑剂+分区防垢压裂液”的开发模式日趋成熟。
“压裂参数模板定型后，技术的可复制性显著提升。”储层改造研究所副所长程垒明说，“玛55H井应用这套模板后，累计产油量突破3万吨，稳产周期比前期井提升80%，压力递减率控制在0.03MPa/d以内。这口井现在每天还能产55方油，是玛北页岩油开发的‘标杆井’。”
技术的升级优化使单井压裂成本平均下降22%，使得开发效益大幅提升，实现降本增效双赢。夏204X井投产302天累产油超过两万吨；玛51X井区先导试验区6口水平井投产后，已累产原油超过七万吨，平均日产油稳中有升……
“以前总担心成本高，现在技术提效了，效益也跟着上来了。”工程方案研究所所长董景锋拿着成本核算表说。
降本增效靠的是技术，而技术突破的本质是人才。
在玛北页岩油专家军团的“传帮带”下，青年技术人员快速成长。2024年以来，已有10人能独立承担现场技术支持任务。从玛51X井区的昼夜驻井，到玛62井的端午坚守，团队坚持“日总结、日复盘、日迭代”的工作机制。青年技术员李博文说：“跟着师傅们跑现场，多看他们怎么根据压力曲线调参数，比在实验室学得快、学得多，现在我也能独立处理简单的施工问题了。”
如今，玛北页岩油54321工程压裂团队始终以“开局即决战”的姿态，持续深化技术迭代。从玛55H井的稳产典范到夏204X井的高产奇迹，从破解“四难”到形成“五策”，他们用实干诠释石油精神，在准噶尔盆地深层页岩中，书写着能源报国的新篇章。
责任编辑：张悦
本期编辑：腊洁
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