进入深层、超深层和复杂非常规油气开发阶段后，压裂技术面对的问题正在发生变化。随着页岩油气、深层煤层气等资源开发不断向复杂储层延伸，行业关注的重点逐渐转向裂缝能否精准控制、不同层段能否均衡动用、施工效率还能提高多少，以及单井全生命周期投入能否进一步降低。

二氧化碳进入储层改造，压裂开始兼顾开发与低碳

2026年7月，长庆油田公布上半年生产情况。其中，一项此前完成的现场试验受到关注——今年4月，中国首口深层煤层气二氧化碳无砂压裂试验井试采成功。

公开报道显示，该井采用二氧化碳开展储层改造，减少对传统大量支撑剂的依赖。与此同时，长庆油田已形成“勘探找储量、注碳提气藏、封存减碳排”一体化模式。

在苏里格气田，长庆油田近期还首次完成了低成本聚合物型二氧化碳泡沫压裂先导试验，共完成6口井、15段储层改造，注入液态二氧化碳超过2100立方米。通过压裂液体系优化，入井压裂液费用降低40%。

这两项进展虽然应用场景并不相同，但反映出一个共同趋势：压裂液体系的选择，正在从单纯追求“造缝能力”，进一步考虑储层伤害、返排、水资源消耗、成本和碳减排等多重因素。

绿色压裂也因此不再只是装备“电代油”，而开始向压裂介质、材料体系和储层改造机理深入。

AI开始进入压裂现场，从“经验调参”走向模型辅助决策

8月11日，新华网报道了长庆油田人工智能在油气生产现场的应用情况。在庆城页岩油开发中，长庆油田依托压裂模型对施工压力进行超前预判，推动压裂由经验判断向模型辅助的精准控制转变。公开数据显示，目前该区域甜点精准动用程度提升20%，裂缝扩展均衡性提高15%，砂堵事件发生率降低90%。

压裂施工本身就是一个动态过程。地层条件、施工压力、排量、砂比和裂缝扩展之间不断相互作用，即使前期设计完整，真正进入施工后也需要根据现场响应持续调整。

因此，未来智能压裂的价值，并不只是自动生成一套设计方案，而更可能体现在施工过程中：实时读取数据、预测压力变化、识别异常、判断裂缝扩展状态，再辅助调整下一步施工参数。

7月底，胜利油田首口配套套管外光纤的页岩油开发井王587-斜20井完成首次压裂施工。

套管外光纤可以在不影响正常作业和生产的情况下，连续采集井下温度、声波等数据，用于判断井筒和储层动态。此次施工中，技术人员还结合地质力学模型和周边井位，控制压裂裂缝纵向延伸，并根据现场压力变化动态调整泵注程序。

对非常规油气开发而言，压裂长期存在一个基础问题：设计的是一套裂缝，地下真正形成的可能是另一套裂缝。尤其进入密集井网、多层立体开发阶段以后，如果裂缝扩展失控，不仅可能造成部分储层没有充分改造，也可能产生井间干扰，甚至沟通断层。

微地震、分布式光纤以及其他井下监测技术持续进入压裂现场，本质上都是在解决同一个问题——让地下储层改造过程从“黑箱”变得更加透明。

7月，胜利石油工程公司公布丰页1井组页岩油压裂现场优化情况。原本需要78个元件连接的井口，经优化后只需两个法兰连接，单次连接时间缩短67%；通过合并、精简12个施工节点，整体压裂周期同比缩短10%。

与此同时，在已经建成的胜利济阳陆相断陷湖盆页岩油国家级示范区，多尺度组合缝网均衡压裂已经成为其核心技术体系之一。

针对陆相页岩油储层非均质性强、裂缝扩展复杂等问题，胜利油田持续优化裂缝尺度和缝网结构，使立体开发由“三层楼”逐步发展到“五层楼”“七层楼”。示范区目前累计产油已超过200万吨。

压裂技术正在进入系统优化阶段

从近期几项国内进展可以看到，压裂行业并没有出现一条可以概括所有变化的单一技术路线。

二氧化碳压裂解决的是介质与储层伤害问题，AI模型关注施工预测与动态调整，光纤监测解决地下可视化问题，均衡缝网技术关注储层动用程度，而井工厂和施工流程优化则直接指向工程效率和成本。

这些技术最后正在汇聚到同一个目标：

在复杂储层条件下，用更低的综合成本获得更高、更稳定的单井最终产出。

这也意味着，今天讨论压裂，已经很难只讨论某一种压裂液、某一种支撑剂或者某一套施工参数。

地质认识、地应力、井网井距、射孔、压裂材料、装备、监测、施工参数、压后生产以及经济评价，需要越来越紧密地放在一个体系中考虑。

ECF2026 FracX：继续讨论压裂下一阶段的问题

2026年10月20日至23日，ECF2026第十六届亚太非常规能源大会将在上海召开。

大会同期将举办第六届 FracX 水力压裂创新研讨会，围绕非常规油气规模效益开发背景下的储层改造技术持续开展交流。