图6 暂堵转向成功（a）和失败（b）曲线叠加对比图
目前，结合极限限流设计方法和暂堵转向技术的精准压裂技术已在玛湖致密油区块进行了现场试验，平均单井增产15%，并比传统方法节约30%的成本，具有良好的应用效果。
1.3 基于微支撑剂与变黏滑溜水的复杂缝网强化加砂技术
水力压裂形成复杂裂缝后，需要依靠支撑剂对裂缝进行支撑，保证其具有较高的导流能力供油气流动。但如页岩或砾岩等非常规致密储层，在压裂过程中会沟通天然裂缝或天然弱面，生成较多微裂缝而形成复杂缝网。微裂缝开度通常处于50~200 μm之间，具有数量大、缝宽小、走向复杂等特点。常规粒径支撑剂难以从主裂缝运移至微裂缝内形成有效支撑。为了对微裂缝进行有效支撑，保证人工缝网的高导流能力，国内外学者开展了微支撑剂的相关研究工作。
李奔等研究了微支撑剂的增产机制及选配原则，相较于常规支撑剂，微支撑剂具有导流能力强、沉降速度慢、运移距离长的特点，经微支撑剂支撑的微裂缝渗透率高出未支撑裂缝2~3个数量级，并能辅助降低压裂液滤失。郭建春等通过导流能力实验验证了微支撑剂提高裂缝导流能力的有效性，其开展的大型可视化平板支撑剂运移实验结果（图7）表明，随着支撑剂粒径的减小，支撑剂运移距离增大，微支撑剂未形成明显沉降沙堤。
图7 不同粒径支撑剂可视平板运移实验结果图
Dahl等对11口井进行了为期210 d的微支撑剂现场应用试验，相较于未投入未支撑的井，投入微支撑剂的井产量提升40%~55%。Calvin等在SCOOP Woodford页岩气田进行了微支撑剂现场试验，研究结果表明在使用常规尺寸微支撑剂前应用微支撑剂处理的井产量更高。Haynesville、Wolf Camp和Eagle Ford非常规页岩现场试验结果均表明，使用微支撑剂对致密油气储层压裂进行填砂作业具有更好的增产效果。
微支撑剂的研发为致密油气储层压裂改造所追求的“提高裂缝导流能力匹配程度”提供了有效工具。在压裂施工作业过程中，根据实际储层物性、裂缝扩展情况等进行智能调配，优选合适粒径微支撑剂可实现裂缝导流能力与储层供给能力的匹配。
为将支撑剂置入合理位置，需优选压裂液体系，以实现压开体积缝网的同时，携带支撑剂使其运移沉降至指定位置。目前，水力压裂现场往往配备两种及以上压裂液体系，其中滑溜水具有黏度低与摩阻低等优点，有助于大排量施工增加改造体积并创造复杂缝网，但其携砂能力差、砂堵风险高；交联胍胶压裂液有助于裂缝起裂，且携砂能力强，有助于支撑剂向裂缝尖端运移，但其储层伤害大且成本较高。近年来，变黏滑溜水开始广泛应用于压裂现场，能够通过改变乳液浓度使其在低浓度下显示出常规滑溜水降阻性能，并在高浓度下显示出交联胍胶携砂性能；同时，压裂现场能够实现压裂液在线混配并根据施工需求对摩阻损失与携砂情况进行实时调控，为未来智能压裂甚至无人压裂提供了可能性。
变黏滑溜水压裂液体系早期所采用的降阻剂以部分水解的聚丙烯酰胺为主，后引入2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（1-Acrylanmido-2-Methylpropanesulfonic Acid, AMPS）等化学基团提高降阻剂耐盐性，近年来开始引入疏水单体在提高耐盐性的同时实现大范围变黏。此外，变黏滑溜水的黏弹性携砂机制也备受学者的关注。孙亚东等研究了疏水缔合聚合物降阻剂的黏弹性，研发了基于反相乳液聚合物的一剂多能乳液聚合物压裂液配方。苏里格气田现场试验结果表明，该压裂液体系具有耐盐性能好、破胶彻底易返排、工艺简便等特点。
梁天博等研发了一种变黏滑溜水体系，并通过室内表征方法建立了不同浓度与不同剪切速率下的黏度与降阻率图版。室内悬砂实验结果表明，该变黏滑溜水体系的悬砂性能远优于常规滑溜水体系。目前，该变黏滑溜水体系已在玛湖致密砾岩与吉木萨尔页岩油藏现场进行了近20口井的现场试验，变黏滑溜水降阻率普遍大于70%（图8），与常规滑溜水相当，携砂效果优异，压后产量优于逆混合压裂（冻胶 滑溜水）邻井产量（图9）。
图8 压裂前（a）、压裂后（b）3口井平均减阻率统计图
图9 压裂后3口井80 d生产数据
变黏滑溜水体系能够通过改变加量浓度实现连续变黏携砂，有助于在线实时监测与智能调控；同时，得益于变黏滑溜水体系的清洁无害化配方，液体进入地层后易破胶、降解和返排，保证支撑裂缝与储层基质物性不受压裂施工作业损害。另外，配合微支撑剂，能够对微裂缝与多级复杂裂缝网络实现有效支撑，保障储层供给能力。二者相互融合形成的复杂缝网强化加砂技术具有环保、易降解、可循环利用、可连续调控、高效支撑等显著技术优势，是对致密油气藏实施精准压裂与高效开发的有效技术手段之一。
1.4 基于CO2压裂与纳米乳液的基质深度改性与压裂-提高采收率一体化技术
由于致密油气资源具有低孔、低渗、渗流通道复杂等突出特点，其提高采收率方法与传统油气资源提高采收率方法存在较大差异。目前，国内外各大油气田开发致密油气资源所采用的提高采收率方法主要通过注气、化学驱、纳米技术等手段，降低油水界面张力、改善流度比、降低渗流阻力从而提高波及系数和洗油效率，达到提高采收率的目的。为实现对致密油气藏的高效开发，周福建等提出了高效缝网改造与提高采收率一体化技术，将压裂技术与提高采收率技术相结合，实现了致密油气储层的增能压裂开发。
为响应“碳达峰、碳中和”（简称“双碳”）目标，许多学者开展了对CO2压裂这一技术的研究。CO2压裂技术可细分为CO2干法压裂、CO2增能压裂、CO2泡沫压裂等。
CO2干法压裂技术以液态CO2作为压裂液注入地层，形成超临界状态，具有易混相、零界面张力、强流动性、高破岩能力等特点，可形成大面积复杂动态裂缝网络并实现对储层进行能量补充。该技术使用含有少量增稠剂的液态CO2作为工作液，避免了储层受水敏、水锁等影响，实现了无残留物、易返排的环保要求，具有显著优势。目前，该技术已在苏里格气田、鄂尔多斯盆地、吉林油田、长庆油田等地进行试验应用，取得了良好效果。
CO2增能压裂技术是一种利用CO2作为预置液在压裂施工中进行增能的技术（CO2前置压裂）。CO2注入储层达超临界状态后可显著改变储层的岩石力学性质和孔喉结构，降低后续压裂施工难度。此外，CO2还能与地层原油形成混相，利用置换和萃取作用提高油气采收率。目前，该技术已在美国伊利诺伊州等地用于页岩气开采，并在中国塔里木油田、四川盆地、新疆油田、延长油田等地进行试验和应用，均取得了良好的效果。图10为玛湖油田致密砾岩CO2压裂现场。
