【石油工业网】一机多井同步压裂，正成为油气集约化开发的关键突破口。过去，一口井压完再压下一口井，设备反复拆装、工序频繁断档，压裂周期长、设备利用率低、储层改造不均等痛点长期存在。如今，一套压裂机组同时服务多口井，像“拉链”一样在井口间交替作业，设备不停、工序不断，让压裂从“单兵作战”走向“集团会战”。本版从不同维度呈现一机多井同步压裂的创新路径与应用成效，展示其如何从一项技术探索发展为覆盖装备配套、工序优化、协同管理、标准建设的系统化解决方案。
集约化压裂赋能油气开发提质增效
当前，国内油气开发逐步转向深层、低渗及页岩油气领域，传统单井逐次压裂工艺效率偏低、成本偏高，还存在储层改造不均等问题，短板愈加凸显。一机多井同步压裂作为工厂化、集约化开发的核心技术，依托一套混砂设备实现多井同步储层改造，大幅提升施工效率，有效破解传统工艺痛点，现已成为油气田增储上产、降本降耗、绿色开发的重要技术支撑。该技术在北美油气行业已实现规模化应用，为行业高质量发展提供了成熟借鉴。
北美应用现状：同步压裂成为主流开发技术
2006~2009年，北美先后在巴奈特、伍德福德区块开展同步压裂现场试验，受成本、装备等因素制约，技术未能快速规模化。2018年起，Calfrac、QEP、Ovintiv等多家企业在二叠纪、伊格尔福德、巴肯等主力区块全面推广双井同步压裂模式。2024年相关作业占比超16%。目前，一机三井同步压裂技术已落地规模化应用，一机四井同步压裂现场试验也在有序推进。
现场实践证实，该技术可显著提效降本，且井组规模越大，综合优势越突出。以Ovintiv公司为例，应用一机多井同步压裂技术后，单日压裂试气长度达1220米；对比传统拉链式压裂，一机双井、一机三井模式单井成本分别降低52.5万美元、65万美元，降本增效成效显著。
国内实践突破：中国石化多项试验创国内纪录
中国石化紧扣油气增储上产、提质增效目标，结合国内油气田地质特点，对同步压裂工艺、分流工具开展本土化优化升级，完善配套装备体系，精准适配国内井场狭小、井组布局密集的作业条件，并在江汉油田、胜利油田先后完成现场试验。
在胜利油田济阳页岩油区块，樊页104HF、樊页104-1HF两口水平井采用同台作业模式，优选3段层位开展双井分流同步压裂试验；在江汉油田涪陵页岩气田焦页42号平台，国内首次实现4口页岩气井同步压裂施工，一举创下国内页岩气单平台连续施工段数、总加砂量、总加液量等7项行业纪录，施工效率提升1倍以上，综合效益亮眼。
保障国家能源安全，离不开本土油气资源的高效开发。一机多井同步压裂创新工艺应用前景广阔、发展潜力巨大。下一步，中国石化将持续深耕该技术领域，重点针对常压、中浅层页岩油气场景，不断优化工艺体系、升级配套装备、完善管控标准，以技术创新驱动油气产业高质量发展，全力筑牢国家能源安全屏障。
行业发展趋势：智能化、绿色化、一体化引领技术迭代
顺应国内能源保供与绿色低碳转型双重要求，一机多井同步压裂技术将朝着智能化、绿色化、一体化方向迭代升级，全力满足复杂油气藏高效开发需求。
智能化是核心发展方向。一机多井为联合作业模式，单井施工异常易引发连锁影响。行业将依托大数据、数字孪生等数字化手段，搭建压裂全流程智能管控平台，实现参数实时监测、风险智能预警、工况自动调优，逐步替代传统人工操作，全面提升作业稳定性与安全水平。
绿色化是可持续发展底线。同步压裂作业水马力提升超25%，砂、液消耗量随之增加。立足“双碳”目标，行业将加快推广电动压裂泵等压裂装备，搭配低伤害、可回收型环保压裂液，有效减少水资源、燃油消耗及现场污染物排放，实现高效开发与生态环保协同发展。
一体化是技术进阶必然要求。相较北美区块，国内页岩油气储层地质非均质性更强。若各井压裂段地层条件差异较大，易因施工排量、压力失衡降低改造效果甚至影响施工成功率。未来，行业将推动压裂技术与地质、物探、钻井、完井、试气等工序深度融合，依托多维度地质数据弱化井间地层差异的影响，进一步缩短区块开发周期，实现设备、人力、资源最优配置，推动油气开发模式整体升级。
同步压裂让井组“通经活络”
□朱 汧
2026年，江汉石油工程井下测试公司在涪陵页岩气田焦页4西平台进一步扩大一机多井同步压裂试验规模——从去年焦页45西平台的4口井增至7口井，自施工以来单日最高完成9段压裂施工，正稳步向更高效率目标迈进。这一提速提效的新路径，源于2025年在同一工区焦页45西平台取得的突破性成绩：当年10月，该平台30天完成205段压裂，单日最高16段，刷新集团公司压裂施工速度纪录，效率较2024年涪陵工区平均水平提升118%。
实现这一突破的关键，在于换了一种“打法”。按照传统模式，一口井压完再压下一口，周期长、设备闲置多。焦页45西平台共4口水平井，该公司实施一机多井同步压裂，让一套压裂机组同时服务多口井。“以前是一口井压完再压下一口，现在是两口井一起压。”江汉石油工程井下测试公司井下技术服务中心副经理李强说。4口井共用一套机组，通过高压管汇中间的平板阀控制压裂液流向，两口井可以同时注入，提高压裂效率，也能集中“攻打”单口井。低压分流橇则把压裂液精准分配到不同井筒，需要多大排量提供多大排量，就像一位精准的“交通调度员”，让压裂液按需分流、有序通行。
设备到位只是第一步。4口井、205段、7支队伍同台作业，如何让各方协同不乱？该公司的答案是“标准化、一体化”。现场划分七大功能区，每块区域的功能定位、安全间距、责任归属都清晰明确，警示标识、属地管理、设备状态、操作流程全部可视化。管理上以“平台长”为核心统一指挥，各队伍拧成一股绳，甲乙方联合办公，问题不过夜；工程设计与现场施工实时联动，方案跟着参数走；技术骨干独立承担105段压裂指挥，全程优质完工。
效率不仅靠管理，更是一道工序一道工序“抠”出来的。与过去传统压裂不同，此次在焦页45西平台的装备配套进行了系统性升级——主压区的动力系统由两套柴驱设备升级为以电驱为主、柴驱为辅的混合动力模式，集成化仪表橇实现两套动力系统一体化协同控制，日供液能力从8000立方米跨越到1.9万立方米，为连续高强度施工提供了硬支撑。在此基础上，电驱机组实现24小时连续作业，团队三班轮换，生产、技术、设备、安全各环节专人盯守；车辆调度精确到分钟，161车次搬迁转运较计划周期提前1天完成；全平台205段压裂，1.9万立方米液、2000吨砂，没有一次断供；日均50车次进出，没有一起质量问题。同时，该公司与江汉油田持续推动地质工程一体化深度融合，协调缩短每段测压降环节，单日节约4小时，段间转换从75分钟压缩到50分钟——放压、整改、投球、替酸，每一道工序都优化到了极致。2025年10月16日，该平台以单日16段刷新集团公司压裂施工纪录，8次同步压裂作业平均用时124分钟。正是这些细节上的精益求精，将施工效率一步步推向了新的高度。
更关键的是，同步压裂不仅压得快，还压得好。传统单井压裂像是只疏通一条主河道，而同步压裂让相邻井筒在同时注入过程中相互干扰、互相激活，使裂缝网络更加复杂，分支缝更加发育——“就像疏通河道，不光主河道通了，井组间的支流和毛细水道也一起冲开，地下的气‘走出来’的路更多了。”李强说。这意味着同步压裂不仅缩短了施工周期，也有助于提升单井产能，实现了“提速”与“增产”双重目标。
经验在实践中固化。从压裂参数到入井材料，每一关都有专人检验、全程留痕；高压管汇施工期间预防性检修200多次，205段实现零刺漏、零中断。从焦页45西的4口井到焦页4西的7口井，从单日16段到新的目标，这条路正在被复制和超越。“地下深处有太多规律需要探索，地上的效率也有太多空间可以挖掘。”李强说，这场探索还在继续。
“双机组多线程”跑出压裂加速度
6月，胜利济阳页岩油国家级示范区一派繁忙。
在垦利区丰页1号台，随着最后一段储层改造顺利完成，这个由3口井、163段组成的“井工厂”压裂施工圆满收官。平均日压裂时效5.3段，单日最高7段。比数据更值得关注的是背后的施工模式：一套压裂机组在同一个井台服务多口井，像“拉链”一样在井口之间来回切换、交替作业，设备不停、工序不断。这套被称作一机多井的施工模式，正是胜利石油工程井下作业公司近年来探索形成的提速提效“核心密码”。
什么是一机多井？就是一套压裂车组“管”好几口井。过去，一口井压完，设备要拆装搬家，耗时费力。现在，几口井通过环形高压管汇连在一起，车组固定在井台中央。哪口井需要压裂，阀门一切换，立刻开工。上一口井压裂时，下一口井同步进行桥塞泵送准备。设备不用反复拆装，工序不再断档。这像“拉链”一样在井口间来回切换，实现设备高效运转、工序无缝衔接。
这套模式经历了漫长的探索与迭代。
2013年，胜利东部油区第一个“井工厂”——盐227井组改造任务开启。8口井分成4组，“两两组合”共用一套压裂车组，一口井压裂时，另一口井通过环形高压管汇同步进行泵送桥塞工序，实现两口井交替运行，最大限度提高压裂时效。
以往压裂1段需要一个半小时，层段分隔需要3~4个小时，单井单日最多完成4段。而在一机多井模式下，盐227井组仅用34天就完成全部改造任务，单日压裂段数从2段提升至5段，单段加砂量从26立方米提高到36立方米。
从盐227井起步，一机多井在胜利页岩油大规模开发中快速迭代升级。2022年，樊页1试验井组作为胜利东部首个页岩油“井工厂”正式启动。纯电驱压裂机组、自动供砂液系统、高压管汇远程控制等智能装备悉数亮相，不仅让“智能压裂”从概念走进现实，更让该模式运行效率再上新台阶。8口井252段，在12台电驱压裂橇高效驱动下顺利完成，创造单日压裂7段等多项纪录。从试验到示范，樊页1井的成功证明这套模式在页岩油领域同样可行。
2023年，国内规模最大的页岩油“井工厂”——牛页一区试验井组将一机多井推向了新高度。20口井600余段压裂设计，由22台5000型、6台5500型电驱压裂泵橇、4台电驱混砂橇、两台数字化控制中心组成的双电驱压裂机组，同步施工、协同运转、各司其职，国内首次于单个“井工厂”成功应用“双机组”组织施工，不仅规模实现更大突破，还创下双机组单日完成压裂11段的新纪录。
从“单机组”到“双机组”、从“单线程”到“多线程”，一机多井的每一次升级，都让页岩油压裂跑出新的加速度。
在时效上，樊页3HF井组连续28天单日压裂5段以上，整体周期比计划提前5天；牛页4号台创下单日单机组压裂8段新纪录。
在成效上，自2020年以来，樊页、牛页、渤页、义页、丰页等油区十余口页岩油生产井均获突破。其中，丰页1HF井日产油263吨，创全国页岩油单井产量之最；樊页平1井压裂投产后最高日产油171吨，至今仍保持日稳产20吨以上。
2026年，该公司通过精细化管控持续优化施工衔接，全力铸就“页岩油压裂新范式”。泵送桥塞与主压工序之间实现分钟级切换，设备层间等停时间大幅压缩。
从盐227井组的试验探索到如今的规模化应用，十余年，一机多井模式已从一项试验成长为一套涵盖设备配套、工序衔接、安全管控的标准化运行机制，为页岩油规模化效益开发提供了可复制、可推广的新路径。
给破碎储层做“立体缝合”
□本报记者 沈志军 通讯员 王 伟
近日，华东油气南川常压页岩气田阳春沟构造带Y56井组完成全部6口水平井合计172段的一机多井同步储层改造并顺利投产，稳定日产气近60万立方米，单井产量全面超越方案设计指标。此举标志着盆缘复杂构造区一机多井同步立体开发模式成功突破技术瓶颈，形成了一套可复制、可推广的常压页岩气效益开发方案，为同类复杂气藏高效动用开辟了新路径。
阳春沟构造带地处四川盆地盆缘褶皱转换带，受多期构造运动叠加影响，断层发育、地层破碎、储层非均质性强，长期是常压页岩气规模建产的技术堵点。传统单井分散钻井、逐井独立压裂模式施工周期长、设备投入大、储量动用不充分，经济高效开发难度极高。为此，华东油气组建党员攻坚突击队，紧扣“小型化、数智化、高效化、绿色化”建设路线，依托“地质工程一体化、内外大兵团协同作战”机制，创新构建了以“三维精细建模、精准导向钻井、一机多井差异化聚能储层改造”为核心的同步立体开发技术体系。
钻井环节集成多项成熟技术，实现提速提质。团队推广“石油钻机+空气跟管钻进”小型化组合，配套自动化钻机与大数据实时监控系统，批量施工累计刷新两项中国石化施工纪录、两项工区纪录；依托高精度三维地质模型精细刻画断裂与储层“甜点”，优化井眼轨迹导向算法，水平段靶窗钻遇率从常规82%提升至100%，从源头保障储层改造有效靶体全覆盖，为一机多井连片改造筑牢地质基础。
储层改造领域深度落地“一机多井、聚能压裂”攻关成果，创新适配复杂破碎储层的改造工艺。采用“中段多簇+限流射孔+提升净压+多级支撑”差异化改造思路，配套防压窜、防套管变形专属工艺，并同步应用自动化、去吊装压裂装备、软体水罐智能监测及一键式智能泵注控制系统。聚焦压裂施工组织模式革新，推行一机多井集约化作业，实现单套机组统筹调度、多平台联动。该模式大幅缩短设备动迁与辅助时间，同等投入下压裂综合效率提升30%以上，实现单套压裂机组统筹6口井分段施工。通过逐层造缝与井间应力协同改造，充分利用裂缝应力干扰形成立体复杂缝网，大幅提升井组整体改造体积、储量动用程度与采收率，充分验证了盆缘复杂构造区“一机多井同步立体改造”的技术可行性。
依托一体化协同管理挖掘规模创效潜力，项目落实“风险共担、成果共享”协同机制，整合工程、科研、装备资源联合攻坚。通过模块化井场、协同供电、集中配套集约建设，压降设备重复投入与土地占用；搭配数智化装备实现少人施工、无人值守，施工效率显著提升，单井钻采综合成本降低20%。
下一步，华东油气将以Y56示范井组为标准化样板，系统总结钻井、储层改造、排采配套成套技术经验，持续深化聚能储层改造、无限级滑套、近零流压排采等技术迭代升级，加快技术成果规模化复制推广，全力推动南川常压页岩气田高效增储上产，为集团公司低品位油气资源效益开发及川渝天然气万亿方基地建设提供坚实技术支撑。