集约化压裂赋能油气开发提质增效(图)

[中国石化新闻网 2026-07-07]

江汉油田涪陵页岩气田焦页4西平台一机多井同步压裂现场。

□石油工程技术研究院首席专家 张旭东

当前，国内油气开发逐步转向深层、低渗及页岩油气领域，传统单井逐次压裂工艺效率偏低、成本偏高，还存在储层改造不均等问题，短板愈加凸显。一机多井同步压裂作为工厂化、集约化开发的核心技术，依托一套混砂设备实现多井同步储层改造，大幅提升施工效率，有效破解传统工艺痛点，现已成为油气田增储上产、降本降耗、绿色开发的重要技术支撑。该技术在北美油气行业已实现规模化应用，为行业高质量发展提供了成熟借鉴。

北美应用现状：同步压裂成为主流开发技术

2006~2009年，北美先后在巴奈特、伍德福德区块开展同步压裂现场试验，受成本、装备等因素制约，技术未能快速规模化。2018年起，Calfrac、QEP、Ovintiv等多家企业在二叠纪、伊格尔福德、巴肯等主力区块全面推广双井同步压裂模式。2024年相关作业占比超16%。目前，一机三井同步压裂技术已落地规模化应用，一机四井同步压裂现场试验也在有序推进。

现场实践证实，该技术可显著提效降本，且井组规模越大，综合优势越突出。以Ovintiv公司为例，应用一机多井同步压裂技术后，单日压裂试气长度达1220米；对比传统拉链式压裂，一机双井、一机三井模式单井成本分别降低52.5万美元、65万美元，降本增效成效显著。

国内实践突破：中国石化多项试验创国内纪录

中国石化紧扣油气增储上产、提质增效目标，结合国内油气田地质特点，对同步压裂工艺、分流工具开展本土化优化升级，完善配套装备体系，精准适配国内井场狭小、井组布局密集的作业条件，并在江汉油田、胜利油田先后完成现场试验。

在胜利油田济阳页岩油区块，樊页104HF、樊页104-1HF两口水平井采用同台作业模式，优选3段层位开展双井分流同步压裂试验；在江汉油田涪陵页岩气田焦页42号平台，国内首次实现4口页岩气井同步压裂施工，一举创下国内页岩气单平台连续施工段数、总加砂量、总加液量等7项行业纪录，施工效率提升1倍以上，综合效益亮眼。

保障国家能源安全，离不开本土油气资源的高效开发。一机多井同步压裂创新工艺应用前景广阔、发展潜力巨大。下一步，中国石化将持续深耕该技术领域，重点针对常压、中浅层页岩油气场景，不断优化工艺体系、升级配套装备、完善管控标准，以技术创新驱动油气产业高质量发展，全力筑牢国家能源安全屏障。

行业发展趋势：智能化、绿色化、一体化引领技术迭代

顺应国内能源保供与绿色低碳转型双重要求，一机多井同步压裂技术将朝着智能化、绿色化、一体化方向迭代升级，全力满足复杂油气藏高效开发需求。

智能化是核心发展方向。一机多井为联合作业模式，单井施工异常易引发连锁影响。行业将依托大数据、数字孪生等数字化手段，搭建压裂全流程智能管控平台，实现参数实时监测、风险智能预警、工况自动调优，逐步替代传统人工操作，全面提升作业稳定性与安全水平。

绿色化是可持续发展底线。同步压裂作业水马力提升超25%，砂、液消耗量随之增加。立足“双碳”目标，行业将加快推广电动压裂泵等压裂装备，搭配低伤害、可回收型环保压裂液，有效减少水资源、燃油消耗及现场污染物排放，实现高效开发与生态环保协同发展。

一体化是技术进阶必然要求。相较北美区块，国内页岩油气储层地质非均质性更强。若各井压裂段地层条件差异较大，易因施工排量、压力失衡降低改造效果甚至影响施工成功率。未来，行业将推动压裂技术与地质、物探、钻井、完井、试气等工序深度融合，依托多维度地质数据弱化井间地层差异的影响，进一步缩短区块开发周期，实现设备、人力、资源最优配置，推动油气开发模式整体升级。