2月初的数据显示：吐哈油田2021年在胜北区块5口井应用水平井细分切割体积压裂技术，一次施工成功率和加砂完成率均达100%，已见效4口井，单井最高日产气近6万立方米。

　　近年来，胜北深层致密气藏成为吐哈油田天然气建产的重要资源接替领域。自2019年在胜北502H井首次应用水平井体积压裂取得单井产量突破后，吐哈油田开创了胜北构造带侏罗系三间房组致密砂岩储层勘探开发的新局面。

　　在总结和分析前期实施效果的基础上，技术人员以体积压裂2.0技术为主体思路，2021年攻关形成水平井细分切割＋高强度改造主体压裂技术，通过优化工艺参数，并有针对性地配套形成区块压后排采制度，满足了胜北深层致密砂岩气藏开发建产需求。

　　针对胜北区块致密砂岩气藏储层埋藏深、岩性致密、脆性特征不强、难以形成复杂裂缝网络的特点，技术人员在明确区块人工裂缝扩展规律的基础上，进一步加强地质工程一体化攻关，重点围绕提产和降本开展攻关研究及压裂方案优化设计。在提产方面，以长水平段完井方式提高与储层的接触面积，以细分切割方式提高“缝控”储量，以加大加砂强度方式提高储层改造体积。通过优化实施，与2020年相比，2021年水平段长度由867米提高至1140米，单井改造段数由12段提高至19段，单段簇数由5至6簇提高至6至8簇，工艺参数水平大幅度提升。在降本方面，针对储层高压力系数的特点，以控液增砂为主体思路，并扩大试验石英砂替代陶粒使用范围，液砂比由17.3降至12以内，石英砂比例由40.9%提高至70%以上。在加砂强度大幅提高的情况下，2021年改造成本降幅达到25%以上。

　　针对区块储层埋藏深、地应力高的特点，技术人员基于前期施工认识和钻完井等资料，配套形成4项针对措施，有效降低了施工泵压，保证了施工成功率。2021年共压裂5井65段，一次施工成功率100%，加砂符合率100%，单日最高施工效率达到3段，有效保证了区块现场压裂的实施。

　　排采制度是否合理，直接关系到单井产量的高低及长期稳产效果。针对区块高压特点，形成了压后焖井＋控压排采的主体思路，综合考虑井口压力和产量的变化率，形成开井限制排液速度，防止出砂，逐级调大油嘴，减少应力敏感和防止支撑剂回流，按照压力稳定，不大量出砂、井底不积液的排采原则，并根据现场实际优化形成了区块具体的生产制度优化结果，指导现场生产。