□钟裕婧　孙茹　特约记者 杨芳

“我们自主研发的压驱一体化变黏滑溜水技术就在该井成功应用，实现了24小时连续作业，创单井每天6段的压裂时效纪录！”近日，在得知西南油气田公司公山庙油田凉高山组夹层型页岩油评价井公119H井获高产，取得重大突破后，天研院高级工程师张亚东自豪地说。

作为公司液体技术研发及入门把关的支撑单位，天研院长期从事储层改造液体理论、处理剂研发及现场技术服务工作，今年累计助力公司勘探开发70井次。

减伤降本 研发新型压裂液模板

今年8月，公司永浅3井先导试验平台获高产气流，该井是四川盆地最大的致密气开发平台。为形成可复制的开发配套技术模板，天研院压裂液技术研发团队创新建立致密气储层伤害评价新方法，优化研发低油相含量的反相乳液降阻剂，研发新型破乳剂，建立了全流程破胶剂加注体系。

“永浅3平台储层埋深变化大，含水、含凝析油，地层粘土矿物含量高，原先的储层改造液体对该区域储层伤害较大，对我们的液体提出了更高要求。”天研院高级工程师敬显武回忆道。团队针对性研发形成了新型低伤害压裂液模板，在实现减少对储层伤害的同时还降低了液体成本。

该新型模板提高了永浅3平台致密气井的改造效果，为平台高效获产提供了有力支撑。

攻坚克难 挑战亚洲最深直井

9月，《中国石油报》推出“向地球深部进军”科普报道，其中提到了天研院攻关超高温酸液体系及配套技术、助力万米深井储层改造的故事。

蓬深6井位于四川盆地川中地区斜坡带构造高部位，储层超深、井底温度超高、储层破裂压力超高，对改造工艺、改造配套液体带来极大挑战。

时间紧、任务重，天研院组建蓬深6井储层改造液体研发团队，针对该井段储层面临的技术难点，从酸液类型、关键添加剂等多方面开展近120组系统实验，完善了高温酸液关键性能评价方法，最终形成“无机酸＋有机酸”复合降阻酸体系。

6月，天研院自主研发的抗高温酸液及系列核心处理剂成功支撑了亚洲最深直井蓬深6井储层酸化改造。“我们研发的液体在现场应用过程中一次性将储层顺利压开，最高排量达4.2方每分钟，进一步夯实了天研院高温酸液技术在国内外该领域的引领地位。”该院油化所所长李伟介绍。

创新突破 形成压驱一体化技术

公119H井是公司部署在公山庙构造的一口凉高山组页岩油评价井。天研院高质量保证了自主研发的压驱一体化变黏滑溜水技术在该井成功应用，使该井经过体积压裂改造后，获日产油20吨、日产气0.6万方。

为保障该井勘探顺利推进，天研院研发团队通过调研攻关方向、明确改造理论，研发出高效适应公119H井储层改造的产品。“团队依托四川盆地侏罗系页岩油低成本压裂液研究项目，进行了长达一年半的科研攻关，最终优化形成了具备‘破乳+防膨+渗吸’性能的压驱一体化变黏滑溜水压裂液。这对我们的液体研发来说，是一个重大突破。”谈到在该井开展的储层改造液体技术研发与现场支撑，天研院副院长陈鹏飞倍感欣慰。

随着西南油气田公司快速发展，天研院储层改造液体研发也将面临新的挑战。未来，该院将以入井液体质量控制为核心，以科技成果为抓手，助推压裂酸化液体全过程技术支撑，为公司上产500亿、奋斗800亿作出更大的贡献。