2011年12月10日，大庆油田州扶51—平52井采用双封单卡分段压裂工艺，成功实现水平井15段有效压裂，初期日产油10.3吨，是同区域常规水平井压裂4段至5段产油量的2.1倍。
在施工现场，大庆油田副总工程师兰中孝对记者说：“大庆稳产4000万吨关键因素之一就是要提高新井单井产量，而提高单井产量有效途径之一是发展水平井多段大规模分段压裂技术。经过多年探索，我们自主研发的水平井双封单卡分段压裂工艺已成为大庆油田水平井改造主体成熟工艺。”
车子行驶在采油七厂、采油八厂地界，大庆油田采油工艺研究院副院长王凤山说：“这片地下蕴藏着葡萄花、扶杨油层大量未动用储量，但储量丰度每平方公里只有十几万吨，单层厚度也只有0.5米左右，是典型的低丰度、低渗透薄油层。正是有了水平井分段压裂技术，使这里的低丰度薄互储层得到有效开发，成为近几年大庆长垣外围新井上产的主力区块。”
“八五”期间，大庆油田科研人员在低渗透扶余油层进行水平井笼统压裂试验。由于笼统压裂存在针对性差、部分层压不开及小层改造规模难以控制等问题，加之当时水平井钻井等其他配套技术不成熟，试验没有取得推广成效。“十五”以来，大庆油田在低丰度葡萄花储层展开新一轮水平井开发试验，但分层压裂在当时技术条件下存在很多困难。一是水平井井眼轨迹复杂，施工风险高。二是水平段长，压裂层段多，设计和现场控制都有很大难度。
2006年，中国石油集中科研、现场试验精兵，决心在5年里攻克水平井分段压裂技术。当年，大庆油田由采油工程研究院牵头，组织井下作业分公司和相关采油厂开题立项，开展水平井分段控制压裂技术研发工作。
当时，世界上进行水平井分段压裂采用最多的是桥塞压裂。但桥塞压裂技术存在施工周期长、成本高的缺点。中国石油在吉林和长庆等油田也开展过套管环空压裂、液体胶塞填砂压裂等试验，效果不明显。
大庆应该选择怎样的路径，需要什么样的技术？项目负责人谢建华在压裂工艺管柱技术领域工作了20年，经验丰富。接受任务后，他带领项目组人员迅速投入工作，提出可取桥塞压裂、可钻桥塞压裂、双封单卡压裂等一系列技术方案。经过油田公司技术专家组反复论证，在充分考虑安全的基础上，确定小直径双封隔器选压管柱工艺方案。
这个工艺方案的核心技术是小直径封隔器攻关。为提高小直径封隔器的密封胶筒在水平井套管中的承压能力，项目组经过仔细研究、反复设计和试验，提高胶筒承压性能，降低残余变形。为获得高膨胀和高耐压性能橡胶筒制作的关键技术参数，项目组成员刘兆权、徐晓宇等人连续两个多月扎在试验室里，进行30余次封隔器胶筒室内试验。2006年12月8日，南230—平257井的现场试验顺利实现三段压裂，标志大庆油田双封单卡分段压裂技术研发成功。
经过几年现场试验和攻关完善，双封单卡技术日臻完善，工艺技术指标不断提升，适应了大庆外围低丰度葡萄花、特低渗透扶余和海拉尔复杂岩性储层水平井多段大规模改造需要。
在发展工具和工艺的同时，大庆油田科技人员还研发形成一套适合大庆油田储层特点和工艺特点的压裂设计新理念和新方法。在考虑注采井网和裂缝与井筒关系的基础上，针对大庆油田葡萄花储层为砂泥岩薄互层、砂体连续性差等特点，科技人员提出以实现“一缝穿多层”目标为核心的水平井压裂布缝和施工规模优化设计方法，提高了水平井储量动用程度。
负责现场组织试验的大庆油田开发部采油工艺科副科长王文军说，应用这项技术，目前大庆油田完成水平井压裂现场试验229口井共1328段，压裂施工成功率达到96.3%。已投产的150口井压裂初期平均单井日产油9.5吨，是周围直井压裂的4.9倍，目前平均单井日产油4.6吨，是周围直井压裂的4.4倍。该技术的应用，使直井开采低效或无效的3600万吨储量得到有效动用，为转变大庆外围低渗透储层多井低产局面，实现大庆油田4000万吨持续稳产提供了有力保障。
