石油公司净利润大幅下降的背后

　　[中国石化新闻网2016-05-25] “近期，大牛地气田下古生界施工的DPF-306井马五5层喜获日产气29.41万立方米的无阻流量，杭锦旗区块施工的JPH-33井获得日产气29.21万立方米的无阻流量，分别在下古生界和杭锦旗区块获得了今年到目前为止的最高单井气产量。这得益于我们细潜心琢磨优化压裂工艺技术。”5月22日，华北石油工程井下鄂北指挥部负责人隋明政兴奋地说。
　　大牛地气田经过10多年的开发，上古生界拥有的7套层系均得到全面动用，寻求新的资源后备阵地，是华北分公司天然气开发保持长期稳产的必要手段。近期华北井下瞄准在“新层位、新区块、新技术”方面压裂技术细优化，潜心琢磨，增强了华北分公司破解资源接替难题的信心。
　　优化酸压技术解放下古生界储层
　　大牛地气田经过10年的开发，已累计产气220亿立方米，剩余的探明储量越来越少。大牛地气田的下古生界，也是较为现实的资源后备阵地，含气面积广，气层厚度大。今年，面对大牛地气田下古生界开发中，高产井和低产井两极分化严重。
　　华北石油工程公司压裂队伍与华北分公司技术人员一起，通过分析高产井和低产的原因，决定改变压裂工程工艺，由原来的稠化酸酸压工艺、多级注入酸压工艺、多级注入加砂酸压为主的三大酸压工艺，改为前置酸压与加砂组合压裂，实施酸压造成裂缝后，由压裂砂支撑裂缝，避免裂缝闭合而影响气产量。
　　在酸液体系上，先后尝试了胶凝酸、转向酸酸压工艺、地面交联酸酸压三种酸液体系，通过现场应用效果对比，形成了以胶凝酸为主的酸液体系。
　　在对应的压裂液体系上，先后尝试了高粉比胍胶压裂液体系、中粉比压裂液体系、中粉比+低粉比线性胶压裂液体系及清洁压裂液，并最终形成了以中粉比+低粉比线性胶压裂液体系为主的压裂液体系，前置液采用低粉比线性胶压裂液造缝，即降低了成本又保证了造缝效果；携砂液采用大排量、中粉比的胍胶压裂液，保证了携砂性能。
　　在加砂方面，也从不加砂、少加砂到多加砂，支撑剂也从40-60目/69MPa单一粒径的支撑剂发展为70-140目、40-70目、30-50目三种粒径的支撑剂搭配使用。
　　在压裂工具上先后尝试了预置管柱+裸眼封隔器、可钻桥塞，并最终确定了以裸眼封隔器预置管柱分段压裂为主的压裂方式。
　　他们承揽的下古生界PG26井马五1+2层、DPF-201井马五2层，采用酸压与加砂组合压裂方式，分别试获无阻流量日产50.3万立方米、49万立方米。紧接着，他们部署的DPF-306井马五5层井再创无阻流量日产新高，试获无阻流量日产29.41万立方米的高产气流。
　　这意味着，下古生界马五1+2、马五2、马五5气层三个层位均获得突破，华北程公司压裂队伍找到了适合下古生界开发的压裂工艺技术，为华北分公司加大大牛地气田下古注入了信心。
　　适宜压裂技术破解杭锦旗压裂“瓶颈”
　　大牛地气田北临的杭锦旗区块面积9808平方千米，资源潜力巨大。前期压裂借鉴大牛地气田经验，华北分公司以直井改造为主、水平井改造为辅。而杭锦旗工区不同井区储层差异大，单一笼统的压裂技术极大地制约了改造效果，成为制约杭锦旗天然气开发“瓶颈”。
　　华北石油工程公司压裂队伍为解决这一难题，他们承揽决定根据不同的气层情况采用不同的压裂投产方式。所施工的水平井一旦实施压裂作业，就会沟通地层水，使气井遭“水淹”而停止产气。
　　他们对距水层较近的含气层，采取不压裂而自然投产的方式；对距含水层相对较远的含气层，则采取适当规模加砂、控制压裂缝高的压裂工艺，避免压穿水层。如在锦58井区采用裸眼封隔器分段压裂，取得了很好的效果，半数以上的井每日无阻流量在10万立方米以上。
　　为了更好地提升改造效果，华北石油工程公司压裂队伍与华北分公司技术人员一起，把压裂改造重点在于防止沟通杭锦旗区块盒1层水层，决定改变压裂工程工艺，引进了连续油管带底封分段压裂工艺技术。
　　普遍采用裸眼预置管柱管外封隔加滑套分段压裂工艺技术，存在着滑套打不开、该层无法压裂、储量无法动用的风险。同时，压裂后球座易形成“细脖子”，造成井筒通径变小，给油气井后期改造带来困难，致使部分潜力较大的油气井无法实施后期挖潜改造，开发成本增加。
　　“这种裸眼封隔器+连续油管带底封拖动管柱分段压裂方式，采用全通径管柱，为气井后期挖