会议以“明机理、建标准、找靶层、编方案”为核心，聚焦地质工程一体化创新，围绕英雄岭页岩油地质特征、平台井压裂实践、技术瓶颈突破等核心议题展开深度研讨。油田公司总经理、党委副书记张永庶，中国石油大学（北京）、勘探事业部、勘探开发研究院等相关负责人和技术专家参加会议，为英雄岭页岩油效益开发把脉定向。

地质特征研讨：

厘清油藏属性锚定开发靶区

英雄岭页岩油"巨厚山地式"咸化湖相混积油藏特征，具备"低TOC页岩生烃、巨厚储层、强改造、低饱和度"四大特性。数据显示，下干柴沟组上段沉积厚度超1200米，为国内已开发最厚页岩油区带，但TOC<2%样品占比达97%，含油饱和度仅30-60%。

通过全球页岩油区带对比，明确该区"源岩品质与工程品质偏差、储层品质与流体品质偏好"的特质，虽地应力差大、破裂压力超80MPa，但黏土矿物含量低、孔隙度优势为改造创造条件。干柴沟区块揭示上、中、下三甜56点段，5、14、15等箱体经水平井验证实现高产稳产，柴平1井5箱体试油获日产113方高产。

压裂工艺迭代：

从规模优化到缝网精准控制

英雄岭页岩油压裂工艺经历了三次重大迭代。英页1H平台初期采用200-300m井距、30.3m³/m用液强度的"密切割+大段多簇"工艺，但因井间干扰严重，日产油仅20吨，含水高达91%。通过复盘提出"五维优化"方案：将井距扩大至500-600m，用液强度降至29-32m³/m，排量调整为16-18m³/min，单段簇数控制在4-6簇，并配套"同步+拉链"压裂模式。

英页3H平台应用优化工艺后，压裂效率提升至3.9段/天，虽较北美10-14段/天仍有差距，但通过引入"坡度射孔+组合暂堵"技术，簇开启率从59.6%提升至89.8%，进液均匀性提高25%。

配套技术创新：

全流程保障改造效果

监测技术体系实现"四维覆盖"：套外永久光纤监测裂缝宽度变化，高频压力监测井间干扰，井下微地震刻画缝网形态，示踪剂分析产液贡献。英页3H15-4井压裂时，光纤监测显示1-3段压裂导致邻井2H14-2井油压上升26.7MPa，证实天然裂缝沟通距离可达1252m。这种多手段监测为"压前预防-压中调整"提供了数据支撑，使3H平台窜扰井次较2H平台减少40%。

暂堵工艺形成"双级调控"模式：段内5簇以上采用18/22/25mm组合粒径绳结暂堵球进行缝口暂堵，加入时机控制在总液量50%；同时采用1-3mm暂堵剂进行缝内转向，加入时机为总液量30%和70%。

排采制度优化为"三段控压"：闷井期15天待油压降幅小于0.1MPa/d时开井，初期采用2.5mm油嘴生产，待返排液量达到临界携砂流量120m³/d后逐步放大至3.5mm。

八大提升计划：

技术攻关路线图

针对当前技术瓶颈，制定“强化攻关研究、持续扩展攻关、创新压裂技术、强化差异设计、筑牢防窜堤坝、构建液体体系、推进全域支撑、配套降本设备”的八大维度提升计划。

创新压裂技术将试验三大方向：

防窜技术构建"三屏障"体系：压前关井蓄能形成压力屏障，压中同步拉链施工建立堵塞屏障，压后暂堵球剂形成暂闭屏障，目标将窜扰率控制在30%以内。

张永庶在听取专家汇报后，直击英雄岭页岩油开发核心矛盾，提出 "单支水平井高产与平台井产能不达预期的差异成因"" 压窜现象频发的机理本质 ""关井再开井产能失效" 等三大技术追问。

中国石油大学（北京）专家团队从地质力学与工程改造双维度系统回应：

与会各单位负责人围绕专家建议，明确以"地质工程动态耦合研究"为核心的下阶段攻关方向，通过建立多尺度缝网演化模型、构建全生命周期产能预测体系，着力破解页岩油规模开发的技术瓶颈，为深层油气资源高效开发提供理论与实践支撑。