经过50年发展，大庆油田进入特高含水期。“十一五”以来，大庆油田以提高新井单井产能、提高老井压裂效果、降低开发成本为目标，加强压裂工程项目管理，推行精细化压裂设计和新工艺新技术应用，提升作业施工能力，工艺措施针对性明显增强。
今年前10个月，大庆老区水驱老井压裂458口，聚驱压裂467口，外围老井压裂284口，累计增油72.25万吨。特别是长垣老区水驱措施效果得到提高，采油井压裂后初期日增油5吨，比去年提高了0.3吨。
压裂工程项目管理日臻完善
早在2001年，大庆油田下发了《压裂工程项目管理办法》，在油水井压裂方面，大庆油田实行了工程项目管理。大庆油田公司开发部负责牵头，建立了油田公司、各采油厂、采油矿三级监督管理体系，压裂工作做到了统一归口，按程序管理的运行方式。
“十五”期间，大庆油田压裂工作围绕 “加强地质与工程结合，优化单井方案设计，提高压裂施工质量，推进新技术规模应用，提高单井压裂效果，有效控制压裂增油成本”的工作思路，完善工作流程，在压裂方案设计、原材料检验、现场施工、现场监督、施工验收、效果评价等方面形成了管理流程，实现了规范运作。
近年来，大庆油田开展了深层气井、水平井完井及增产改造攻关试验，在常规压裂井工程项目管理基础上，补充建立了特殊井单井精细措施管理模式，推动了深层气井压裂和水平井压裂的技术发展和现场应用。
建立激励机制，充分调动多方积极性
大庆油田现已对老井压裂设定专项预算管理，保证了水驱挖潜、聚驱提效等工作任务落实到位。老井压裂，尤其是注入井压裂工作量逐年增加，2009年已达1011口。
油田公司设定了老井措施增油奖励政策，提高老井压裂增油效果。全年老井压裂吨油成本低于预算压裂吨油成本，以1%的比例作为相关单位考核压裂高、低效井指标兑现奖励，其余部分10%拨付采油厂参与超额利润奖励兑现。在此政策激励下，水驱老井压裂累计增油由2005年35.99万吨增加至2009年47.18万吨。
对井下作业分公司实行与压裂效果挂钩奖励政策，实行老井新技术压裂二次结算，鼓励和提高了井下作业和采油各厂应用新技术提高老井压裂效果的积极性。据了解，大庆油田水驱老井压裂，在压前含水由2005年84%上升到2009年89%，二三次加密井压裂和重复压裂井比例分别增加到45.2%和31%的情况下，压后增油强度基本保持平稳，增液强度明显提高。
推行“三项”方案设计优化，提高措施针对性
在压裂方案设计上，大庆油田坚持推行以地质、工艺和施工设计方案为核心的“三项方案设计体系”，采油厂地质、工程部门和井下作业密切配合，精心编制单井措施方案设计。
在老井压裂增产方面，大庆油田以精细地质研究成果为基础，深入开展压裂潜力分析，以新工艺新技术应用为手段，突破选井选层界限，以压裂模拟和室内试验为基础，开展压裂工艺优化，实现个性化施工设计。他们加大选择性压裂、多裂缝压裂、保护薄隔层压裂、套损井压裂等技术应用，发挥了压裂技术增产潜力。
在新井压裂投产方面，他们以提高单井产能、控制投资成本为目标，超前研究地应力场与人工裂缝关系，优化井网布置，优化射孔井段和压裂层段，优选压裂工艺和施工方法，加大新技术和材料应用，降低储层伤害，实现了压裂完井一体化施工，长垣老区薄差层和外围低渗透、低丰度储层的有效开发动用。随着新技术大量应用，在储层压裂效厚由2005年的4.1米下降到2009年3.4米，含水由70.5%上升到82%的情况下，新井压后初期产液强度和产油强度均呈现上升趋势。
在水平井、深层气井压裂方面，他们形成了“一井一工程”的压裂方案优化模式，推动了技术发展和创新，提高了措施成功率。特别是水平井双封单卡分段压裂，现场已试验139口井725段，压后初期单井日产油9.7吨，是同区块直井的4.7倍，累计产油54万吨。通过裂缝沟通上下未钻遇储层，平均单井增加动用储量1.6万吨，使2100万吨难动用储量得到有效开发。
今后，大庆油田将加强压裂技术管理，加快压裂技术进步，发挥好增产改造技术的重要作用，为提高水驱油田开发效果做出新贡献。
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