川庆钻探长庆井下技术作业公司在长庆低渗透油气田开发中，突出技术优势，把压裂酸化增加单井产量作为工程技术服务的重点，取得了明显成效。截至11月10日，长庆井下完成了5500层次压裂增产作业，交出了一大批工业油气流井，为长庆油田高效开发低渗透储层提供了坚实基础。

　　“抓住稳定并提高单井日产量的‘牛鼻子’”，是集团公司提高上游业务的重要发展思路。长庆油田目前面临的主要矛盾是资源需求与资源供给之间的矛盾。解决这些矛盾的关键是进一步落实“三大战略”，生产出更多的油和气。工程技术服务队伍生存与发展的突破口是通过稳定并提高单井产量，提高整体业务水平，为油田上产提供保障。

　　为了 “少井多产”和长庆油田低渗透油气田高效开发目标的实现，川庆钻探长庆井下公司以地质研究为根本、储藏改造为基础，与长庆油田公司建立了以提高单井产量为目标的新工艺技术推广应用长期合作机制。

　　长庆井下公司先后与长庆油田公司工程技术管理部、勘探部、超低渗透油藏研究中心签订了包括提供19项增产技术在内的《新技术服务总合同》，以大范围应用压裂酸化新技术保障单井产量提高。其中，水力喷射压裂、酸性压裂液体系和偏心压力计托筒井下压力监测等技术已在油田得到广泛应用。仅在长庆吴起油田，1—8月份，长庆井下运用压裂增产新工艺技术，获工业油流井73口，平均单井排液产量12吨。

　　在水平井压裂增产方面，长庆井下与长庆油田公司坚持“地质研究是根本，储藏改造是基础”的开发思路，运用国际先进的水力喷射压裂联作增产工艺技术改造水平井，增产效果显著。罗平4井长8采用水力喷砂射孔三点，分别进行设计加砂，压裂后获得了日产100.3吨的高产工业油流，创造了长庆油田水平井改造以来最高产量纪录。靖平7井长61采用水力喷射压裂联作工艺技术，压裂增产改造后抽汲求产，获日产油46.41吨的理想产能，充分显示了新的压裂技术在低渗透油气田提高产量方面的巨大潜力。

　　为提高长庆气田产量，长庆井下积极与长庆油田公司深化地质研究，优化压裂设计，使地质研究成果与工程设计相互适应、相互配套。长庆井下总结出了以酸性压裂液体系增产改造气田下古生界主力气藏、以水力喷射压裂技术改造上古生界气藏的开发模式，在实践中取得了丰硕成果。在靖边气田，今年以来先后获得日产量20万立方米以上的工业气流井16口。运用稠化酸+普通酸工艺技术，对G52-13井酸化后，获日产无阻流量60.3万立方米的理想产能；对G31-1井改造后，获日产无阻流量108万立方米的高产气流。在平均单井产量只有1万至2万立方米的苏里格气田，长庆井下采用优化不动管柱分层压裂施工工艺技术，减少了施工的繁杂性，确保了施工质量，对难开采地区起到了高效开发的示范作用。长庆井下对苏14-12-28井目的层采用不动管柱分层加陶粒、压裂后测试，获得日产气6.36万立方米，无阻流量28万立方米的理想产能。

　　在长庆快速发展大油田、建设大气田的进程中，新的压裂改造技术在低渗透复杂气藏攻关先导试验方面取得可喜成果，为牵出地层深处“油气龙”和油田上产提供了技术保障。