改造保护并重 解锁油气潜能
在当今全球能源需求持续增长与绿色低碳转型并行的时代背景下，油气资源的高效开发成为行业发展的核心议题。常规储层全过程精细保护、非常规储层全面充分改造，才能最大限度释放产能。储层改造与保护作为提升油气井产量、延长油气井寿命、保障能源安全及促进环境友好的关键技术方法，重要性日益凸显。本版聚焦储层改造与保护的最新进展与挑战，展示中国石化部分油气企业的技术创新和实践经验，敬请关注。
胜利油田牢固树立“全过程精细油层保护”理念，从源头介入油层伤害机理研究，由“治已病”向“治未病”转变、由单一工艺向适应不一样油藏的集成创新转变、由重视技术向重视管理转变，并根据钻井、完井、投产等不同阶段油层的敏感性，形成了钻井、测井、完井全过程油层保护技术，在埕岛、陈家庄、平方王等油田应用均收到了良好效果。
“返排出液稳定且水质清晰，测pH值呈中性，能够直接进行下步施工。”近日，在胜利油田滨南采油厂SDS23C8新井投产现场，工艺研究所油层改造室主任李有条不紊地制定提效措施，确保钻井过程中的泥浆及近井地带的泥质细粉砂等杂质不会堵塞油层。
从事油层研究工作多年，李愈加明白油层保护的重要性。2024年，滨南采油厂投产新井平均单井日产油6.2吨，比上年提高1.2吨；投产侧钻井平均单井日产油6.5吨。
产量提高的奥秘在于该厂树立全过程油层保护理念，在钻井、完井、投产每一个环节，尽可能不让入井液侵入油层，最大限度减少钻完井对油层的伤害，充分释放油藏产能。
“油层保护是提高单井产能的根本。”胜利油田石油工程技术研究院油层保护所副经理李侠清说。经过60多年勘探开发，油藏目标逐渐从中浅层向深层转移，油层越来越致密，渗透率越来越低，油层保护尤为重要。
“油层伤害不可逆，一旦破坏就没办法恢复到原来的状态。就像人伤筋动骨，即使动手术治好了，也可能元气大伤。”李侠清说，短期看，影响的是产能；长远看，影响的是油井的经济寿命。
近年来，胜利油田牢固树立“全过程精细油层保护”理念，从源头开展油层伤害机理研究，从重治轻防向以防为主转变，根据钻井、完井、投产等不同阶段油层的敏感性，形成了钻井、测井、完井全过程油层保护技术，在埕岛、陈家庄、平方王等油田应用均收到了良好效果。
钻井方面，胜利油田通过钻井液设计、井身结构设计、储保钻井液技术、控压钻井技术等实现了对油层的有效保护；测井方面，随钻测井、直推式存储式测井、通测一体化技术得以广泛应用；完井方面，固完井液技术、固井工艺优化实现了单井产能大幅度的提高的“临门一脚”。
针对疏松砂岩高孔高渗、油藏易污染的问题，胜利油田创新疏松砂岩全过程油层保护提产模式，大幅度减少钻井液浸泡时间。全过程油层保护理念应用到胜利油田草4沙二三区块，8口井周期单井日产油在10吨左右，比老井增加近4吨，示范带动草335、郑6等单元效益开发。
一口新井的方案设计包括油藏地质设计、钻井地质设计、钻井工程设计和采油工程设计，涉及地质、工程、工艺、地面等各个专业。以往，各专业单位犹如“铁路警察，各管一段”，采取串联的方式逐级流转，无形中增加了后期工程技术的难度，影响了工程质量。如今，胜利油田各开发单位打破专业间的壁垒，一体化运行，群策群力优化方案设计、提高设计质量，既满足了油层保护和大幅度的提高产能的需求，又实现了提速提效。
“油层保护重点是防。”李侠清说，前期的预防比后期的补救更重要。值得高兴的是，2021年，找到油层保护研究所做油层保护的单位只有1家，井数也只有4口，到今年，已有6家开发单位和油层保护研究所签署了储层保护合作协议，每年实施储层保护在100井次以上。
形成了大跨度薄互层多层压裂、复杂井况压裂等一批适应深层低渗高温度高压力断块油气藏的储层改造与保护技术，紧跟勘探开发对象目标变化，相继攻克了特低渗储层、页岩油气等难动用和非常规储层的压裂工艺技术，助力非常规油藏勘探开发相继取得突破。
2023年以来，在东濮老区不断加大近洼-洼陷带油藏序列的滚动勘探力度，先后发现了前梨园、南何家、马厂东翼等多个潜力区带。然而，这些区带皆以油藏埋深极深、渗透率极低著称，形成了典型的低孔特低渗储层开发难题。
对此，创新设计了“差异化补能+适度规模排量造缝网”的“常+非”复合压裂技术模式，攻关了页岩油穿层立体改造及稳定排采技术，配套形成了自研滑溜水压裂液、低成本低伤害聚合物压裂液等低成本压裂液技术，并在文72南、南何家、马厂东翼等多个区块成功应用。其中，马3001井压后测试最高日产油气106吨油当量，何302井等多口井压后日产油30吨以上，页岩油井濮7601井压后获得稳定工业油流。前梨园、葛岗集洼陷带、南何家等区块油气勘探取得重大突破，累计增油超2万吨。
“储层在被改造开发时，极易受到伤害，导致渗透率下降、产能降低。因此，在整一个完整的过程中，储层保护是不可忽视的重中之重。”石油工程技术研究院油气藏储层保护专家杜永慧说。
普光气田飞三段储层属于低孔低渗的致密碳酸盐岩气藏，在开采及增产措施实施过程中，极易遭受水相圈闭、固相侵入及敏感性损害的侵扰。经深入研究，水相圈闭被确认为致密气藏损害的“元凶”。为此，技术人员通过现场所用钻井液评价毛细管自吸现象，评估侵入-返排过程中的水相圈闭损害程度，追踪钻井液动态滤失量随时间变化的轨迹，并在此基础上建立了更加贴近实际的钻井液液相侵入深度计算模型，筛选评价了适用于致密碳酸盐岩气藏的水相圈闭损害防治剂。
“研究结果为，通过精准把握钻井液水相圈闭损害的深度与侵入深度，并结合致密碳酸盐岩气藏的特性，水相圈闭损害防治技术可为钻井液水相圈闭损害的预防与解除提供科学指导，有力保障增产措施与储层保护的方法的有效性。”杜永慧介绍。
通南巴致密砂岩气藏埋藏深、储层致密，需压裂开发，是储层保护的重点关注对象。然而，单井压裂液用量大，大量液体涌入地层，使储层面临严峻的水锁伤害风险。为降低压裂液对储层的潜在威胁，技术人员在众多适用于致密砂岩气藏的解水锁剂中精挑细选，最终锁定了两种高效解水锁剂，有效减小了地层自吸量、提升了返排率。
为确保这两种解水锁剂完美适配通南巴气藏，技术人员在通南巴气藏的地层岩芯上进行了系统的解水锁剂润湿性评价试验、配伍性试验，以及深入的室内性能评价与注入工艺研究。一系列举措为减小通南巴致密砂岩气藏压裂液水锁损害、推动压裂液体系储层保护技术的现场应用，提供了坚实技术支撑。
面对非常规资源禀赋差、动用难的问题，华东油气以效益开发、规模动用为目标，持续迭代升级高效储层改造工艺技术装备，形成了页岩气第三代储层改造技术、煤层气有效支撑储层改造技术、页岩油渗吸置换储层改造技术，打造了以“自动泵注+远程指挥”为核心的自动化、信息化、电动化储层改造技术装备系列，同时采用极简滑溜水配方、电动化和井工厂储层改造模式，减少对储层和环境的伤害，实现高水平质量的发展与生态保护同频共振。
芝麻开花节节高。从2015年产煤层气1.1亿立方米，到2023年产页岩气15.6亿立方米、煤层气4.1亿立方米、页岩油超20万吨，建成国内首个中深层煤层气田、首个常压页岩气田，非常规资源对华东油气的贡献度已超过80%。
储层改造是实现非常规资源有效动用的“临门一脚”。储层改造工艺技术装备从无到有再到精良，华东油气走出了一条因地制宜降本增效、独立自主迭代升级的高水平发展之路。
常压页岩气田主要分布在重庆南川、彭水、道真等工区。与焦石坝的超压页岩气相比，华东油气的常压页岩气资源禀赋较差、开发成本高，要达到与超压、高压页岩气储层的同等改造效果，必须加大改造投入、扩大改造规模。自2015年起，华东油气以地质工程一体化为核心，围绕增效与降本两条主线，持续开展工艺增产、装备提效、材料降本和工具提速四方面的压裂技术攻关，形成了第三代页岩气压裂工艺技术——“适度切割+复合暂堵”造复杂、“强化参数+组合支撑”高导流、“全电动智能装备+经济压裂材料+提速降本工具”提速降成本，应用后，页岩气储层改造费用下降34%、无阻流量提高44%，有效推动了南川常压页岩气效益开发。
中深层煤层气田主要位于山西临汾，储层普遍发育高阶煤，平均埋深超过1000米，具有储层压力系数低、渗透率低、吸附气占比高、滤失大等特征。华东油气10余年不断探索优化，形成了以“提排量+扩规模+强铺砂+远支撑”为特色的有效支撑储层改造技术，能延伸裂缝长度、扩大储层改造范围、提高可动用储量规模，应用后定向井测试日产量较5年前提高130%、水平井测试日产量较4年前提高88%。
苏北页岩油主要分布在泰州、盐城、海安等地。针对页岩油地层压力系数高、储层纹层缝发育等特点，华东油气创新“渗吸置换+蓄能保压”储层改造理念，形成了以“规模注液+多簇限流+稳压促缝+组合加砂”为主的储层改造工艺，同时针对溱潼凹陷东西两翼的构造复杂区，实施了“定向井+拟水平井压裂”工艺技术组合，采用以“自动泵注+远程指挥”为核心的自动化、信息化、电动化压裂装备系统，促进了缝网的精细改造。今年截至10月，苏北页岩油工区累计储层改造22口井，累产页岩油25万吨，实现了页岩油效益动用。
在保障国家能源安全的同时，华东油气深入践行“绿水青山就是金山银山”的理念，致力于储层保护，实施了极简滑溜水压裂液配方，在满足改造需要和降本的同时，极大减少了对地层的伤害。
2017年，华东油气在页岩气储层改造中首次引进电动泵，经过3年试验，在系统内率先实现页岩气储层改造全电动泵施工。目前，已在页岩油气、煤层气井实现规模化应用，大大降低了施工噪声和碳排放。针对山多地少的地表环境，该公司还大力推广井工厂钻井模式，努力实现环境保护与气田发展同频共振。
在海相领域，以焦石坝多层立体开发为代表，江汉油田形成了以页岩气地模数模一体化评价、复杂缝网高效体积压裂、复杂山地条件下立体开发新模式等技术为核心的海相页岩压裂技术系列，目前已压裂600余口井，气田整体采收率提高到23.3%；在陆相领域，以复兴区块凉高山组、东岳庙组为开发对象，目前已部署26口井，基本形成了凉高山组“细密布缝+复合暂堵+强化支撑”的主体工艺，测试日产油34.7~55.8吨、日产气1.44万~2.49万立方米，为加快复兴区块资源有效动用提供了重要技术支撑。
近日，江汉油田兴页L1005HF井储层改造后，侏罗系凉高山组测试喜获日产油上百立方米高产。
随着开发不断深入，江汉油田非常规领域攻关对象逐步转向涪陵页岩气田中部气层、盐间泥质白云岩、碳酸盐岩等新层系。新的领域，目标区储层改造条件越来越复杂，挑战更大。江汉油田结合不同区块特点及储层改造难点，持续攻关形成有明确的目的性的储层改造工艺技术，最大限度释放油气产能。
由于涪陵页岩气田剩余气分布不均匀，且井与井、层与层之间有压裂干扰，要“吃干榨净”剩余资源，精准压裂是关键。技术人员经过攻关研究，打造了页岩气三层立体开发精准压裂技术，根据剩余气分布情况做差异化设计，形成了适度改造、充分改造和强化改造方法。“对剩余气多的段充分改造，追求储层改造规模和效果最大化，剩余气少的段就适度改造。”江汉油田石油工程研究院储层改造所技术人员韦琦介绍。
依托物模数模一体化技术，江汉油田建立了压裂逆向设计模型，通过不同施工参数模拟储层改造效果，优选产量高、成本低的方案。“多大规模、分多少段、射多少簇、泵注多少，不同参数的压裂缝网规模和效果怎么样，都能展示出来。”韦琦说。
随着页岩气开发时间延长，埋深3500米以内好动用的资源基本已动完，剩下的是难啃的“骨头”。向深层、超深层挺进，需要技术利器。红星区块普遍埋深3500米以上，目的层夹杂的灰岩硬度高，“红星难压”成为业内共识。为此，技术人员通过物模数模一体化、设计施工一体化等手段，明确“适度密切割+前置复合降滤”的改造方式，推动该区块气井实现高产。目前，江汉油田已初步建立深层、超深层高导流复杂缝网压裂技术，实现了4500米以浅深层页岩气高效开发。
针对复兴陆相页岩塑性特征突出、人工裂缝形态简单的特点，技术人员研究明确了陆相页岩多簇裂缝均衡扩展主控因素，攻关形成了一套多参数联合调控的陆相页岩复合均衡压裂优化设计方法。兴页L1005HF井采用该方法，实施“多簇密切+复合暂堵+增压扩缝”压裂，获得日产油129.6立方米、产气6.69万立方米，创复兴区块最高产纪录。
碳酸盐岩油藏是近年来老区开发的热点，但江汉碳酸盐岩岩性种类多，储层物性、储集特征差异性大，稳产难度大。技术人员开展大量基础研究，突破了传统的“双翼缝、造长缝”的压裂思路，围绕纹层发育的储层特点，提出了“纵向主导缝+层理缝”全新缝网改造理念。钟99斜井改造后日产油达137.6立方米，成为江汉老区时隔28年又一口百吨井。
针对苏北盆地复杂断块型页岩油断裂发育、非均质性强、埋藏深等特点，江苏油田建立了阜二段复杂断裂“差异密切割布缝、高排量规模注液增能、长段塞组合粒径铺砂”和阜四段深层超深层“超密切割+聚能造缝+复合转向+饱和加砂”压裂技术体系，有效支撑了苏北盆地页岩油勘探突破和效益建产。
近日，江苏油田12口页岩油井累计总产量突破13万吨，在花庄地区阜二段和高邮凹陷阜四段新层系勘探获得新进展。
3年来，江苏油田围绕苏北盆地断块型页岩油复杂地质特征，形成了适合苏北盆地陆相断块型页岩油技术体系，实现了页岩油压裂技术从无到有、从有到优的迭代升级。
苏北盆地阜二段页岩油资源量12.19亿吨，是江苏油田页岩油勘探开发的主阵地。江苏油田工程院创新形成“断块型页岩油密切割复杂缝网压裂技术体系”，在地下数千米的页岩层中压出无数条裂缝，将隐藏在地层深部微小孔隙里的页岩油“运送”到井筒中。该技术体系已成为支撑江苏油田页岩油高效勘探开发的核心技术。
针对阜二段页岩油储层断层多、岩相复杂的特点，技术人员形成以提升EUR（评估的最终可采储量）为目标的压裂参数逆向优化设计方法，先采用物模数模精细刻画复杂地质条件下裂缝的延伸形态，再按照“甜点”和断层分布情况精准密切割布缝，避开风险段。该方法打破了“等间距、大间距”的常规布缝模式，充分“压碎”储层，让页岩油就近由缝网流入井筒。
花页7HF井垂深超4200米，页岩油储层团队经过精细分析设计后，对该井完成32段压裂，峰值日产油52.3吨、产气超1万立方米。
为进一步拓展优质资源上产新阵地，江苏油田部署了永106直井和永108侧水平井，探索高邮凹陷深凹带阜四段页岩层含油情况。
针对阜四段页岩油垂直深度大、岩石破裂难度高等改造难点，技术人员形成“超密切割+聚能造缝+复合转向+饱和加砂”深层页岩压裂技术，通过减少射孔数量提高单簇裂缝能量，促进裂缝向远端延伸，并多次加入暂时性封堵剂，改变裂缝延伸方向，沟通更多天然裂缝，实现更高的裂缝复杂度和更大的改造体积。
今年3月，永106井首次完成直井大规模分段压裂，稳定日产油22.6吨；6月，永108侧井顺利完成23段压裂施工，日产油28.2吨，标志着阜四段页岩油新层系取得重要突破。
压裂成本是构成页岩油开发成本的重要组成部分，每压裂100米长的页岩，费用接近200万元。
2022年4月，江苏油田首次应用全电驱压裂模式在花2侧HF井施工，相比柴油驱动，节约能耗费用20%。聚焦“既保证压裂效果，又降低实施工程的成本”目标，江苏油田工程院储层改造技术团队加强基础研究，使用“砂代陶”和“瘦身压裂液”充填裂缝，实现全尺度充填，12口井节约压裂成本近1200万元。
针对不同储层的特点，河南油田“因层施策”进行储层改造，一直在升级迭代压裂改造技术，提升技术的适用性，形成了可复制推广的老区压裂增产增效关键技术体系，打通了不同储层的出油“通道”。今年截至10月底，河南油田在旬宜探区致密油压裂施工11井次，增油1.6万吨；在南阳凹陷夹层型页岩油领域压裂施工9井次，增油4800余吨。
当前，河南油田的中深层、非常规油气资源分布在东部老区、东湾等不同探区。针对不一样的区域储层的特点，河南油田“因层施策”实施改造“手术”，全力畅通储层出油通道，为老油田增储稳产提供技术支撑。
河南油田东部老区安棚浅中层系非主力储层具有“差、贫、薄、散”的特点，传统的储层压裂改造技术难以满足改造需求。技术人员充分的利用压裂液和支撑剂组合，研究形成了多尺度体积压裂技术，充分的发挥地层天然裂缝作用，扩大地下储层改造体积，形成多尺度裂缝。
下二门区块的油层呈垂直分布状态，层多且薄，储层改造无法利用机械分层。对此，河南油田创新形成了二次加砂压裂技术，改变储层的压力状态，有效打开新的裂缝，并把裂缝的宽度增加30.3%，裂缝导流能力提高42.2%。
针对双河油田上倾区注采井网完善、能量充足，但存在储层非均质性强、平均注采井距大、注采井网驱替差的问题，河南油田形成高导流压裂引效技术，有效缩短了油水井的受效距离，建立了有效驱替“通道”，为油井“喝”好水打通高效通道。
近年来，河南油田加大了致密油气资源勘探开发力度，而致密油气储层低渗、低压、低产。河南油田创新思路，探索形成了针对此类储层的压裂2.0工程技术，按照“全覆盖+差异性”的布缝思路，采用小间距切割设计，并配套使用颗粒更小更密的石英砂支撑，把致密油储层压得更碎，让原油顺畅流出地层。同时，他们将连续油管压裂技术应用到致密油水平井压裂领域，配套开出了压裂、驱油、增能三合一压驱“药方”，快速高效地“洗”出石头缝里的原油。
页岩油是增储增产潜力领域。河南油田强化地质工程一体化，应用地震、精细测井、地质建模、空间地质品质评价等技术，升级传统的压裂技术为体积压裂技术，应用组合缝网、恒定加砂和密切割等组合技术，在夹层型页岩油储层中打开了多条互相连通、有利于原油渗出的通道，夹层型页岩油单井的经济可采储量持续提高。
同时，河南油田开展理论认识、实验评价、现场应用研究，建立了一套有效储层压裂选井选层分类评价标准，形成变黏滑溜水、渗吸压裂液及返排液再利用压裂液体系；优化了中深井石英砂替代陶粒组合支撑剂应用方法，创新了致密储层岩芯伤害评价新方法，形成了可复制、可推广的老区压裂增产增效关键技术体系。2021年以来，河南油田现场应用老区压裂增产增效关键技术92井次，累计增油3万余吨，新增控制储量近900万吨。
近年来，我国非常规油气开发技术不断取得突破，产量迅速增加，已成为国内油气产量稳定的重要支撑。储层改造与保护是非常规油气高效开发的关键环节，慢慢的受到重视。
非常规油气储层渗透性差、孔隙度低、非均质性强，油气井自然产能低，一定要通过长水平井和大规模分段压裂技术打造“人工油气藏”，大幅度提升单井产能，以此来实现非常规油气资源的商业开发。
非常规油气丰度低、流动能力差，要获得经济高产，就需要在储层中创造出分布范围与裂缝面积最大化的人工缝网，创造出油气从储层岩石向生产井流动的“高速公路”。如果在这样的一个过程中对储层造成了伤害，导致基质渗透率和裂缝导流能力一下子就下降，就像在“高速公路”上遇到了严重堵车，会明显降低油气井的产能。
非常规油气开发过程中，储层伤害机理最重要的包含三种：一是物理伤害，指地层流体、钻井工作液、压裂工作液冲刷或侵入等问题造成的储层伤害，包括工作液滤饼、工作液侵入、微粒运移（微粒进入孔喉形成堵塞，黏土/矿物微粒在裂缝面沉积/桥接形成堵塞等）、贾敏效应和储层应力敏感等伤害；二是化学伤害，主要由于储层岩石/流体与外来工作液不相容，包括黏土膨胀、润湿性改变、未破胶聚合物/胶团与破胶残渣堵塞、有机堵塞和无机垢堵等伤害；三是微生物伤害，主要是微生物在某些油气储层中生长和代谢活动所造成的伤害，包括生物菌膜、黏多糖、腐蚀产物、硫化产物等堵塞。
针对上述三种储层伤害机理，在非常规油气开发过程中，可以针对性地采取预防措施，有效保护储层。
第一，钻完井过程中应控制好压力，尽量使用欠平衡/衡钻井技术，减少钻井液侵入储层。
第二，在压裂设计中，应最大限度地考虑储层保护，通过精细的压裂设计和施工控制，减少对储层的伤害。例如，选择与储层配伍好的压裂液体系、优化施工压力和排量、使用洁净的支撑剂、确保破胶剂足量添加等。
第三，应针对性地开发适合不同非常规储层特性、高效低成本的多功能储层保护新材料，如清洁降阻剂、渗析驱油剂、防水锁剂、润湿调控剂和高效杀菌剂等，减少压裂液侵入对储层渗透率的影响，甚至将侵入的压裂液滤液变为驱油流体，将流动阻力转化为驱油动力。
第四，在油气生产中，应定期对储层做评估，了解其伤害程度和变化趋势，为制定针对性保护的方法和超前采取防控措施提供依据。
总体而言，储层改造与保护是一个多学科综合性课题，需要在油气开发全过程中统筹考虑和规划，有序制定储层保护的方法，推动油气开发中的储层保护从伤害后治理向有效预防转变，从源头上防控储层伤害。
在全球能源需求持续增长与资源环境约束加剧双重背景下，油气资源的高效开发成为保障能源安全、促进经济社会持续健康发展的关键。储层改造与保护技术作为油气田开发中不可或缺的一环，重要性日渐凸显。
近年来，针对深层高应力、低渗透及复杂地质储层难以有效开发的难题，石油工程技术研究院（简称：工程院）经过研究探索，研发出超临界二氧化碳压裂技术，巧妙利用超临界二氧化碳的低黏度、高扩散性，明显提升了裂缝网络的复杂程度与渗透率，非常适合于深层、低渗储层，成功实现了复杂储层的高效开采与碳的有效埋藏。在东濮老区致密油、页岩油的勘探实践中，工程院创新实施了“前置二氧化碳增能+渗吸驱油+复杂缝网压裂”现场试验，取得了东濮老区的勘探突破。对于页岩气开发，工程院秉持“多层系、立体式、井工厂”先进压裂改造理念，形成了“密切多段少簇+双暂堵+高强加砂体积”压裂技术，有效促进了各簇裂缝的均衡扩展，净压力明显提升，缝网比例提高30%以上、SRV（储层改造体积）提升118%以上、导流能力增强了3倍以上，助力东页深2井、丁页7井、新页1井、兴页9井和雷页1井等探井喜获高产，同时推动了綦江、东溪、新场、普光二叠系等页岩油气区块勘探取得重大突破。在西北，工程院研发的屏蔽高导流酸压技术及耐高温复合分段酸压工具，在超深断缝体碳酸盐岩储层中大展身手，成功实现了8000~9000米超深层高效改造，一批“千吨井”应运而生。
随着人工智能技术蒸蒸日上，储层改造技术亦加速迈向无人化、智能化、可视化的新时代。目前，工程院正在开展智能压裂技术探讨研究，期望通过自动化压裂机组与智能压裂系统的有机耦合，实现对压裂过程的实时监测与优化调节，并自动调整机组参数，保证施工参数准确、快速调整到位，大幅度提高作业效率、降低操作风险和成本，推动压裂施工控制从人为经验操作进入自动、智能控制的新阶段。
随着环保意识增强，环保型压裂液等改造材料的研发成为热点。新一代环保压裂液，如可降解聚合物基压裂液的稠化剂为低分子多糖表面活性剂，具有多糖自交联及表面活性剂卷曲、缠绕的双重特点，不仅有良好的携砂能力和裂缝导流性能，而且在使用后可自然降解，减少对环境的污染。同时，对压裂作业完成后试油期间返排的大量压裂液，可通过加强处理和重复利用，大幅度提高循环使用效率，减少水资源的消耗。现场应用显示，这些环保型材料在提高油气产量的同时，能大大降低对地下水和土壤的影响，推动油气开采绿色转型。
面对环境保护与资源高效利用的双重挑战，储层改造与保护技术正面临前所未有的考验。一方面，随着油气藏复杂程度不断的提高，如何在确保高效安全进行储层改造的同时，最大限度地保护生态环境，已成为亟待攻克的难题。另一方面，如何在技术创新与成本控制之间找到最佳平衡点，也是行业必须面对的重要课题。为此，应进一步加大科研投入，特别是加强跨学科、跨领域的深度合作；强化智能化、自动化技术的广泛应用，构建“地质模型-裂缝模型-方案设计-裂缝监测-实时调控-机组协同”的闭环应用体系，大大降低经营成本；加强环境监视测定与评估工作，确保所有改造工作均符合环保标准；积极推动行业标准与法规逐渐完备，建立更加科学合理的监督管理体系，引领行业向绿色、低碳、可持续的未来稳步迈进。
