克拉玛依融媒记者 关祥荣 通讯员 孔明炜 蒋晓敏
目前，深层、超深层油气已成为中国油气增储上产的重要接替资源，加快准噶尔盆地南缘超深层油气勘探开发也已成为新疆油田的重要发展战略。
为了采出埋藏于南缘超深层（7000米+），处于高温（100多℃）、高压（160兆帕+）、高闭合应力（岩石“夹得紧”）环境下的“宝藏”， 采油工艺研究院（监理公司）（以下简称“采油院”）科研团队积极开展超深高压井压裂工艺及井筒工作液攻关，经过10余年的科研攻关，最终取得了一系列重大突破。
在7000米深的地下“撕开”裂缝
早在2010年，新疆油田准噶尔盆地南缘地区便被探明蕴藏着丰富的油气资源。然而，因岩石质地致密，仅凭借岩石孔隙间的渗流获取的油气，犹如沧海一粟。这也正是有人将南缘称作“难圆”的原因之一。
采油院储层改造团队正在进行清北1井的方案讨论。裘新农 摄
“所以，我们必须对超深层的储层进行压裂，人为地造出裂缝来。”采油院储层改造研究所副所长袁峰说。
所谓储层改造，就是给封闭的“水库”撕开一条泄洪道，再塞进砂石防止通道闭合，让油气能流出来。但超7000米深的地下，要在地层与井筒之间建立有效的人工缝网联通，又谈何容易。
“这就需要一种耐高温冻胶压裂液，它类似‘高温果冻’，既能像浆糊一样黏稠，从而撑开岩石裂缝，又能像‘果冻’一样顺滑，携带砂子流动。”采油院储层改造研究所压裂液体研究室主任翟怀建说。
在超深井的压裂过程中，耐高温加重冻胶压裂液扮演着“搬运工”的角色，它通过高压设备的注入使地层破裂，先撑起破碎的地层从而造缝，再往高压裂缝里混入支撑剂——砂粒，等压力撤掉后，这些颗粒会像“钉子”一样卡住裂缝，这样就好像在地层与井筒之间修了一条畅通无阻的“柏油路”。
“目前，我们已经形成密度1.20~1.45g/cm3加重压裂液体系，其中1.20g/cm3的液体（加重）体系已经开始推广使用。”翟怀建说。
有了高密度的加重压裂液，还要准备高强度支撑剂。
采油院储层改造研究所储层改造研究一室主任孔明炜解释，陶粒支撑剂就相当于人工裂缝里的“小石子”，防止裂缝合拢，并综合人工裂缝与天然裂缝的有利协作，采用“小—中—大”的模式进行裂缝系统的全支撑。
“南缘储层岩性组合以砂岩为主，裂缝面相对光滑，酸化、酸压工艺无法形成有效溶蚀沟槽，导致卸压后裂缝闭合。”技术骨干赵春艳介绍，这时，加砂压裂就成了有效提升低产井生产效果的重要措施。
当完成一切技术储备后，万事俱备，只欠实战。
高温高压超深井改造频获突破
2020年6月，采油院决定在高102井上进行实战。
为了啃下南缘高温高压超深井压裂这块“硬骨头”，2019年，采油院储层改造研究所特地成立“突破风险、圆梦南缘”攻关小组，提前谋划开展攻关研究，为高102井压裂实施打下了坚实基础。
亲历现场的二级工程师陈蓓蓓回忆说：“加砂还差10方时，套压再次爬升；还差5方时，两台泵车不堪重负工作不稳……针对这些情况，我们都在第一时间及时调整了对策，最终圆满完成了光油管压裂加砂40方，毫不夸张地说，这在超深井改造的历史进程中，是新疆油田石油人的一大革新。”
近5年来，采油院储层改造攻关团队持续加强科研攻关，从深层岩石力学性质、水力裂缝扩展特征、支撑剂导流评价等方面开展实验评价，初步形成超深安全加砂工艺技术，实现呼102、清北1等10余口超深井压裂改造，试验呼北1井超深井暂堵软分层压裂工艺并获成功，保障天山大气田勘探进程。
水到，自然渠成。一个又一个高温高压超深井捷报频传——2020年7月，高泉5井改造突破6000米；2021年4月，高泉6井改造突破6500米；2022年3月，呼6井改造突破7000米；2023年3—4月，呼101/102井改造突破7500米。
陈蓓蓓自豪地说道：“今年，天湾2井实现改造深度突破8000米，创造了准噶尔盆地超深井改造深度的新纪录；而呼103井则创光油管改造加砂规模80方的最高纪录。”
从高102井的“小试牛刀”到天湾2井突破8000米，采油院用10年如一日的坚持，终圆南缘“难圆”梦。这场超深层压裂技术革新，不仅为准噶尔盆地“油气并举”战略注入了硬核支撑，更标志着新疆油田在极端地质条件下自主创新能力的飞跃。未来，随着万米科探井技术的储备完善，这片天山下的“聚宝盆”将持续释放清洁能源潜力，为保障国家能源安全书写新的“新疆答卷”。
责任编辑：陈晓丹
本期编辑：王若惟
