中国石油辽河油田荣兴公司：压出效益 裂出产量 助力释放产建潜能

中国石油辽河油田荣兴油气开发公司转型以来，压裂业务以打造油田公司“三大中心”目标为引领，通过推进制度流程标准化重塑、地质工程一体化协同、科研生产一体化融合三项举措，推动压裂作业效率与质量提升，助力产建充分释放潜能。

实施压裂工作量17井次

探井：5井次，获工业油流1井次。

评价井：4井次，投产3井次，初期日产26.3吨，阶段累计产油198.0吨。

产能井：压裂6井次、压裂防砂2井次，投产4井次，初期日产39.6吨，阶段累计产油1122.1吨。

强化制度流程建设夯实基础管理

建立压裂运行全过程管理流程。将整个过程分界为十个一级节点，详细梳理每个节点工作内容和工作要求，明确每项内容的负责部门，严格执行“月计划、周跟踪、日落实”管理模式，提高压裂运行效率。

建立压裂方案三方会审制度。由技术专家牵头，荣兴公司、采油院和属地采油单位共同参与，重点针对压裂液体系配比、施工参数设计、风险防控等关键环节进行技术论证与优化，提高方案针对性和有效性。

建立压裂入井材料检测制度。严格落实油田公司《压裂入井材料现场质量检测方法》要求，探评井检测率100%，产能井抽检率20%，采取压前取样送检+现场移动检测车双重检测方式，保障入井流体和材料的质量，截至目前检测合格率100%。

强化地质工程一体化协同提升储层改造针对性

地质工程一体化站的成立，目的就是消除油藏、钻井、试油、压裂等业务的壁垒，发挥地质工程一体化的最大潜力。

重点评价井洼77-H303井是公司转型以来，实施压裂改造的第一口水平井，肩负着洼77块新层系探明储量上报任务。

在该井的压裂改造过程中，企业专家带领试油压裂组做到了4个协同：

与地质油藏组协同

从沉积成藏、岩性物性、油品性质等方面，系统对比了Ⅲ油组与以往已实现规模开发的Ⅱ油组的差异，认为两套层性质接近，主体可延续Ⅱ油组成熟的水平井体积压裂改造工艺。

与钻井工程组协同

从钻井显示、泥浆比重、固井质量等环节入手，分析井况条件制定压裂针对措施。

与设计方协同

对前期洼77块Ⅱ油组水平井压裂工艺系统总结，将“逆混合体积压裂”这项成熟工艺继续作为Ⅲ油组压裂改造的主体路线，并在此基础上使用“穿深造缝、超前加砂”等新工艺。

与各参建施工方协同

作为组织方，压前与长城钻探、测井公司、东方物探、兴油等参与单位召开《洼77-H303井压前交底及启动会》，明确各方工作任务和责任，施工期间互相配合，确保现场施工顺利进行。

经过9天紧张施工，洼77-H303井顺利完成10段压裂，放喷期间峰值日产油量23.1吨，累产油177.5吨，不仅达到预期产能，更有力支撑洼77块完成探明储量任务。

强化科研与生产深度融合促进产能井提质提效

冷35-38-58井和冷35-36-60井是荣兴公司转型后承接实施的第一批产能平台井。该平台共部署3口井，其中荣兴公司组织实施2口井。

荣兴公司充分发挥技术专家的指导作用，联合采油院压裂所对冷35块以往压裂的60余口井进行了对比和分析，形成“常规压裂向体积压裂转变”的统一认识。

同时，针对该区块岩性碳酸岩含量8.8%的实际特点，将采油院“扩孔增渗技术”这项成熟科研成果引入到冷35块压裂改造中，制定了“体积压裂+增强规模+酸性滑溜水”的压裂方案。

两口新井投产后增产效果明显，冷35-38-58井平均日产油11.6吨，冷35-36-60井平均日产油6.6吨。

一把钥匙开一把锁，荣兴公司针对不同区块制定个性化压裂方案。荣24块储层胶结疏松、泥质含量高，新井投产后常出泥质细粉砂导致产量无法达到预期。

在新井油41-62井和油41-53C井压裂施工前，荣兴公司联合采油工艺研究院，对该区块前期防砂效果进行认真分析，通过优化压裂泵注程序，提高砂比强制脱砂封口，应用投球暂堵转向工艺等创新手段，有效保障了防砂效果。

油41-62井投产后连续自喷28天，下泵后日产油7.6吨；油41-53C井目前日产油稳定在4.5吨。