2025年，中国石油辽河油田高升采油厂以“千口油水井压裂工程”为抓手，创新实施精准压裂技术，上半年累计完成油水井压裂58口，日增油72.8吨，日增注100立方米，激活弱动用储量40.5万吨。
面对已经开发40多年的老油田面临的建产难度大、措施潜力小、自然递减控降难等诸多挑战，该厂通过“一藏一策”量身打造技术对策，成功打破了老油田压裂开发的“梗阻”。
01 “区块定制”策略应对地质多样性
辽河油田高升采油厂的地质条件复杂多变，没有一种通用的压裂方案能够适用于所有区块。
面对这一挑战，高采厂工艺研究所推出了“区块定制”压裂方案，为不同区块“量身打造”技术对策。
在雷72区块，技术人员通过优化排量、加砂强度等关键参数，强化细分切割、暂堵转向等核心技术，6口油井最高日增油达42吨，上半年累计增油2885吨。
针对高一区薄层灰岩纯油藏，采用采油前期注水补能+酸性滑溜水加砂压裂技术，试验井高1-4-12压后获得日产油6.4吨的成绩。
对于灰岩区，采用酸性压裂体系与多级交替酸压工艺，形成非均匀刻蚀通道，增强导流能力；而牛心坨高凝稠油区块则运用“热压裂液+复配降黏”工艺，使原油黏度降低80%。
02 技术创新突破压裂瓶颈
高升采油厂在压裂工艺上面临诸多技术瓶颈，尤其是工具和热源问题。
为了解决稠油区块7寸套管可溶桥塞缺失的难题，技术人员在油田公司专家和相关单位协助下，设计加工出了7寸套管配套可溶桥塞及大通径防喷管、压裂井口。
这一创新不仅解决了工具问题，还带来了显著经济效益——两段压裂中间不停工，作业费用省了10余万元，压裂车组费节省10余万元，油井投产周期缩短10天。
针对高凝稠油热压裂需要热水的问题，该厂利用高一联热污水配置压裂液，既解决了高凝稠油应用热水压裂问题，又同步处理了污水深度处理难题。
厂里采用火烧罐加热、混配联合站高温软化水的方式，保障了每段1500立方米热水的供应，使压裂液入井温度达到55℃以上，有效减小了储层冷伤害。
03 多井协同与拉链式压裂模式
为突破传统单井改造模式，高采厂建立了“多井协同压裂”模式。
雷72块8口井实施协同压裂后，单井裂缝控制半径扩展至100~120米，实现了“缝网贯通、资源共享”的开发新格局。工艺研究所所长赵志辉比喻道：“这就像下围棋，通过科学布局实现整体提效。”
该厂还成功实施了拉链式平台压裂工艺。2024年4月27日，首次自主完成拉链式平台压裂工艺，对3口井5个层段进行连续施工。
经过52个小时的奋战，雷72块3口新井（5个层段）顺利完成拉链式压裂改造任务，累计注入压裂液9900立方米，石英砂用量705立方米。
拉链式压裂不仅大幅提升了油井生产时效，还同比节约作业费用40万元。
高升采油厂通过“一藏一策”的差异化压裂策略，成功激活了老油田的新生机。
雷72大平台、牛心坨油层、高3624块、页岩油勘探开发取得突出成效，昔日的老油田正焕发出新的生命力。
随着精准压裂技术的不断创新和应用，这座开发40多年的老油田正在书写它的新故事。
