低渗压裂服务拥有涵盖地质油藏、压裂工艺、液体、工具的公司级专家团队，通过油藏地质研究、实验和工艺技术研究为现场压裂服务提供专业的技术支持。
拥有低温淡水基、高温淡水基、海水基、清洁压裂液体系以及多效变粘压裂液体系；能够根据地质油藏和甲方需求完成水平井分段压裂、直井、定向井分层压裂以及压裂测试一体化施工。
水平井分段压裂
直井、定向井
分层压裂
压裂测试
一体化
低温淡水
基压裂液
高温淡水
基压裂液
海水基压裂液
清洁压裂液
多效变粘
在长水平井井段中通过分段压裂形成多条水力裂缝，压裂后快速排液，实现高效低伤害的水平井分段压裂储层改造，从而提高单井的动用程度，达到提高产量的目的。其压裂工艺技术难点在于分段压裂工艺方式的选择。常用的有裸眼封隔器分段压裂、水力喷射分段压裂等。
| 工艺类型 | 祼眼封隔器分段压裂 | 水力喷射分段压裂 |
| 技术指标 |
1、耐压70MPa、耐温170℃ 2、最高改造段数20段（根据管柱尺寸) |
1、工作压差≤60MPa 2、喷嘴压降≤40MPa |
裸眼封隔器水平井分段压裂适用于多类油气井的增产改造，该技术工艺简单、成本低廉、节约时间，目前该项技术已在陆地油田、海上油田广泛应用，增产效果显著。
水力喷射压裂技术适用于裸眼完井、筛管完井、套管完井，适用井深一般小于5000m。该工艺不用频繁起下管柱，简化了工艺程序，节省了施工时间；井下工具串简单，安全性高，整个过程不需要机械封隔装置，减少了作业风险和成本。
致密气水平井采用祼眼封隔器分段压裂试验7井次，压后无阻流量同比直井、定向井压裂增产10倍以上，增产效果显著。
| 井名 | 压裂日期 | 无阻流量，万方/天 |
| A-1H | 2016.9 | 2.85 |
| A-4H | 2016.11 | 4.8 |
| A-5H | 2016.11 | 18.3 |
| B-3H | 2016.8 | 4.71 |
| A-3H | 2016.06 | 7.6 |
| B-1H | 2016.11 | 2.43 |
| C1-H | 2015.11 | 9.2 |
当同一井筒内多层需要同时压裂，且各压裂目的层破裂压力有明显差异时，通过下入一趟管柱，采用多级封隔器坐封,把目的层隔开，一次施工完成多次压裂任务。该工艺可靠性较高，针对性强、效果好,能准确地控制各层段的注入量,适用于射孔层段间有一定距离的分层作业。目前该项技术已在陆地油田广泛应用，压后增产效果显著。
针对多层系开发的低渗油田,储层剖面和平面非均质性严重,层间差异大,合层压裂会导致储层不均衡改造和压裂砂堵等问题，封隔器分层压裂管柱能够实现人工隔离，避免了沟通边底水、煤层、断层，同时能大幅度提高施工效率和成功率，达到充分改造储层的目的。
封隔器分层压裂技术适用于直井、定向井，井温≤100℃，施工压力≤70MPa。
2013年以来致密气现场利用直井定向井分层压裂工艺现场试验2井次，成功实施不动管柱连续分4层压裂。压后合采产能高达1.6万方/天，增产效果明显，单井作业时效提高75%。
压裂测试一体化技术是油气田压裂开发中利用一趟管柱完成射孔、常规测试、压裂施工的一项技术。利用该管柱能减少压井液对地层的二次污染，同时可进行压裂改造前后效果的对比。
压裂测试一体化技术适用于要求进行常规测试的探井压裂改造，可进行前后效果对比；尤其适用于低渗气井，压裂作业时对井下作业技术要求高，实施困难大，施工费用也较高。
目前该项技术在海上成功应用20井次，降低了压裂施工的成本，取得了很好的经济效益。
低温淡水基压裂液体系是一种基于低浓度瓜胶的水基冻胶压裂液，稠化剂为低浓度羟丙基瓜尔胶，残渣含量低。针对低渗及致密储层低孔、低渗、低压、低温的特点，该压裂液体系解决了常规压裂液残渣含量高、低温破胶不彻底、返排效率低、水锁伤害严重的问题。
低温淡水基压裂液体系特点：悬砂能力强、低温条件下破胶彻底、防膨率高、超低表面张力、返排效率高、储层保护性能优异。
| 序号 | 项目 | 行业标准 | 体系指标 | |
| 1 | 基液表观黏度，mPa·s | 10~40 | 18~45 | |
| 2 | 交联时间，s | 15～60 | 30~60 | |
| 3 | 耐温耐剪切能力 | 表观黏度，mPa·s | ≥50 | 160 |
| 4 | 表面张力，mN/m | ≤28.0 | 18.6 | |
| 5 | 基质渗透率损害率，% | ≤30 | 16~22 | |
适于储层温度范围：≤90℃；
适于低渗、致密砂岩油气藏。
从2013至2016年，低温淡水基压裂液体系在致密气田压裂中成功实施约600层。
高温淡水基压裂液体系由瓜胶、高温交联剂、温度稳定剂等添加剂组成，具有良好的耐温耐剪切性，稳定性好，悬砂能力强，耐高温，交联延迟时间可控；破胶时间可控，破胶彻底，残渣低，储层保护性能优异。适用于高温（120~180℃）深层油气井压裂。
| 序号 | 项目 | 行业标准 | 体系指标 | |
| 1 | 基液表观黏度，mPa·s | 69~108 | 94 | |
| 2 | 交联时间，s | 60~300 | 120 | |
| 3 | 耐温耐剪切能力 | 表观黏度，mPa·s | ≥50 | 66(180℃) |
| 4 | 基质渗透率损害率，% | ≤30 | 22 | |
适于储层温度范围120℃＜T＜180℃；适于深层油气藏。
从2010至2021年，高温淡水基压裂液体系在海上致密气田压裂中成功实施17井次。
海水基压裂液体系由耐盐稠化剂、高温抗盐交联剂、胶液保护剂等添加剂组成，可以用过滤海水直接配制，具有抗盐能力强、耐高温、悬砂能力好、储层保护性能优异、可连续混配等特点。
| 序号 | 项目 | 行业标准 | 体系指标 | |
| 1 | 基液表观黏度，mPa·s | 60℃＜T＜120℃ | 27~63 | 35 |
| 120℃＜T＜180℃ | 63~111 | 100 | ||
| 2 | 交联时间，s | 60℃＜T＜120℃ | 30~120 | 90 |
| 120℃＜T＜180℃ | 60~300 | 120 | ||
| 3 | 耐温耐剪切能力 | 表观黏度，mPa·s | ≥50 | 57(170℃) |
| 4 | 基质渗透率损害率，% | ≤30 | 24 | |
海水基压裂液体系适于储层温度范围60℃＜T＜170℃；适于海上油气井压裂和压裂充填作业。
海水基压裂液体系现场试验28井次，现场应用效果良好。某井压裂加砂40.0方，入井液量565.0方，顺利完成了压裂任务，液体性能完全满足高温深井压裂作业的要求。
高温清洁压裂液具有低残渣、低伤害、耐高温、低摩阻的特点，储层保护性能优异。
| 序号 | 项目 | 行业标准 | 体系指标 | |
| 1 | 稠化时间，s | 20℃＜T＜60℃ | 15~60 | 50 |
| 20℃＜T＜60℃ | 30~120 | 90 | ||
| 120℃≤T＜180℃ | 60~300 | 120 | ||
| 60℃＜T＜120℃ | 30~120 | 70 | ||
| 120℃＜T＜180℃ | 60~300 | 120 | ||
| 2 | 耐温耐剪切能力 | 表观黏度，mPa·s | ≥50 | 58(140℃) |
| 3 | 黏弹性 | 储能模量，Pa | ≥2.0 | 3.5 |
| 4 | 耗能模量，Pa | ≥0.3 | 1.5 | |
| 5 | 基质渗透率损害率，% | ≤20 | 15.71 | |
适于储层温度范围20℃＜T＜140℃；适于油水井压裂和压裂充填作业。高温清洁压裂液耐高温、储层保护性能优异，应用前景广阔。
通过改变乳液稠化剂浓度，实现不同粘度滑溜水、线性胶和交联液的在线配置，彻底改变了压裂需要提前配液的模式，在满足压裂工艺要求的同时，减少设备、人员、场地，简化作业及施工工艺流程，降低作业成本。适用于60℃~160℃油气储层压裂。
| 序号 | 项目 | 行业标准 | 体系指标 | |
| 1 | 基液表观粘度，mPa·s | 120℃≤T＜180℃ | 180 | 150 |
| 2 | 交联时间，s | 120℃≤T＜180℃ | 60~300 | 100 |
| 3 | 耐温耐剪切能力 | 表观粘度，mPa·s | ≥50 | 67（160℃） |
| 4 | 基质渗透率损害率，% | ≤30 | 18 | |
可满足淡水与海水配制，适用于陆地和海上的常规压裂、体积压裂及压驱工艺等作业
多效变粘压裂液技术已现场实施4口井。现场应用效果良好。
中海油田服务股份有限公司（中海油服, China Oilfield Services Limited 或 COSL）是亚洲近海市场较具规模的综合型油田服务供应商。服务贯穿海上石油及天然气勘探，开发及生产的各个阶段。业务分为四大类：物探勘察服务、钻井服务、油田技术服务及船舶服务。COSL于2002年11月20日公开发行H股，并在香港联合交易所主板上市，股票编号：2883。
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