越野車在泥濘的山道上緩慢爬行。翻過幾個山頭，兩排20多個液罐、16輛大型壓裂車出現在記者眼前，蔚為壯觀。

　　“這就是陽平一井，正在進行體積壓裂試驗。”長慶油田油氣研究院副院長李憲文對記者說。

　　2011年11月28日，作業隊和壓裂隊員工不停地忙碌著。

　　“試驗成功了，長慶油田就可以多拿出20億噸的可采儲量。”長慶油田采油一廠總地質師韓永林這樣對我們說。

　　鄂爾多斯盆地油氣低滲、低豐度，口口井需要壓裂。對已實現年產4000萬噸油氣當量的長慶科技人員來說，面對5000萬噸目標，分段壓裂之路才剛剛開始。

　　油氣儲藏在什么地方？中國石油勘探開發研究院廊坊分院壓裂專家楊振周拿出幾個從長慶油田取來的0.3毫達西到1毫達西的巖芯說：“油氣就儲藏在這石頭里面。”

　　按國際標準，滲透率小于50毫達西的油氣藏稱為低滲透油氣藏，小于10毫達西的稱為特低滲透油氣藏，小于1毫達西的稱為超低滲透油氣藏。按照這個標準，長慶油田近年新增探明儲量中，絕大多數屬于特低滲透、超低滲透儲量。這些儲量動用難度大，開發效益差，被國外專家定性為屬于“沒有開發價值的邊際油田”。然而，長慶石油人不愿意舍棄這個過去被稱為“扔了舍不得，啃著吃不飽”的鄂爾多斯盆地，攻關難度親歷者感觸最深。

　　“為多產油氣，我們用了近20年時間摸索。現在，我們對滲透率只有0.3毫達西的儲層進行改造，已生產出高產油氣，靠的就是分段壓裂。”在去慶平一井的路上，評價處地質科科長周樹勛說。

　　為攻克低滲透，科研人員多次進行產能試驗——

　　1994年到1996年，在水平井壓裂上做文章，效果不理想。

　　1998年到2005年，進行分支井、機械橋塞、水力噴射等壓裂技術試驗。由于是籠統壓裂，產量與直井相近，成本卻是直井的3倍。

　　2000年至2002年，進行蘇平1、蘇平2井壓裂試驗，采用酸洗或酸化籠統壓裂改造技術，單井產量與直井相比沒有明顯優勢。

　　難道真像有些人說的“長慶油田就是口口井有油，口口井不流？”

　　有一組數據，可以看到長慶油田增產的“加速度”。踏上1000萬噸的臺階，長慶人用了33年；跨越2000萬噸，長慶人用了4年；沖上3000萬噸，長慶人只用了2年；從2010年到2011年，產量突破4000萬噸，長慶人也僅僅用了2年。

　　值得注意的是，中國石油開始進行低滲透油氣重大技術攻關以來，長慶油田連續4年年均增產500萬噸。

　　那么，長慶人何以在儲量品位越來越差的情況下，連續不斷躍上新臺階呢？

　　長慶油田副總工程師徐永高對記者說，在中國石油水平井改造技術重大專項立項后，長慶油田迅速成立領導小組和課題組，針對長慶儲層特點，確立水力噴砂分段壓裂技術研究方向。

　　長慶油田油氣工藝研究院的科技工作者，在經過深化室內物理模擬實驗和理論研究的基礎上，在現場進行試驗攻關，取得重大突破，形成3套工具系列和3套工藝體系，并申報國家專利，使長慶水平井改造技術在水力噴砂壓裂領域走在行業前列。這項技術是射孔、壓裂、隔離一體化的新型增產措施工藝，具有連續作業快捷、自動封隔安全、周期短、傷害低的特點。

　　針對長慶低滲透和超低滲透兩大儲層類型，長慶形成了“水力噴砂壓裂+小直徑封隔器+連續混配”和水力噴砂分段多簇壓裂兩大主體技術，突破傳統油藏工程認識，開展提高改造段數試驗，創新研發水力噴砂分段多簇壓裂技術，改造效果明顯，實現低滲透、超低滲透油藏提高單井產量的突破。

　　徐永高說：“以天然氣井為例，改造后的單井試排產量由前期的日產30萬立方米至50萬立方米提高到50萬立方米至140萬立方米。投產后，日產量是參照直井的3倍以上。”

　　有了這些技術，2008年至2009年，長慶人甩開膀子，在水平井長度和壓裂段數上大做文章，水平段長度由300米增加到800米，壓裂改造由3段和4段增加到8段、10段、15段，單井產量迅速提高，日產平均達到7噸。

　　水平井壓裂攻關成功，在長慶見到三大效果——壓裂速度加快了。過去一口水平井壓裂少說得一個月左右，如今一個星期能壓裂七段至八段。成本降低了。過去外國公司服務價格昂貴，如今使用自主研發的工具，成本僅為國外公司要價的1/10。壓裂效果提高了。在油井壓裂上，增產效果明顯，產量是直井的3倍多。在氣井水平井壓裂上，產量是直井壓裂產量的5倍以上。試驗推廣以來，全油田少打油氣直井四五百口，少占土地二百多畝。

　　目前，長慶油田應用水力噴砂分段壓裂技術壓裂油井165口井939段，施工成功率98%，平均日產油5.29噸；壓裂氣井73口260段，施工成功率98.5%，平均日產氣6.1萬立方米。與直井相比，累計凈增油17.9萬噸、增氣14.8億立方米，凈經濟效益6.5億元。