页岩气，非常规天然气的一种。由于页岩渗透率极低，需要通过压裂形成复杂裂缝网络，再将气采出，而显得“非同常规”。压裂工艺的发展水平直接影响着页岩气的效益开采▏微观剩余油赋存状态

　　中国石油集团公司着眼页岩气压裂工艺，开展产学研用一体化攻关与应用，形成了压裂工艺2.0技术，弥补了以往压裂方式加砂困难、提产不理想等诸多不足。

　　目前，该工艺已在川南页岩气产区全面推广，应用井数超过500口，井均测试产量提升27.9%，井均估算可采储量（简称EUR）提升15.8%，有力地支撑了页岩气快速上产。

　　我国天然气资源丰富，其中页岩气可采资源量达31.6万亿立方米，主要集中在川南地区，是天然气增储上产的重要领域。

　　新技术呼之欲出

　　2011年，我国页岩气水平井威201-H1井压裂成功，标志着国内页岩气压裂行业的起步。

　　“在页岩气开发初期，也就是2014年至2016年，我们更多是借鉴国外先进的压裂技术，形成我国压裂工艺1.0。”西南油气田公司钻完井工程首席专家郑有成介绍，压裂工艺1.0成功实现了我国页岩气压裂技术从无到有的突破。

　　随着页岩气开发向埋藏深度更深的区块挺进，地质条件更复杂，开采难度随之增大。川南70%以上页岩气资源分布在深层。

　　由于压裂工艺1.0核心工艺并没有掌握在自己手中，川南页岩气缺乏系统的理论基础和技术体系，加之所需工具、材料、配方全部依赖进口，导致技术与成本“受制于人”。自主攻关迫在眉睫、新工艺呼之欲出，实现页岩气压裂技术和配套工具国产化势在必行。

　　压裂改造是页岩气开发的核心技术，改造后的裂缝形态则是压裂效果的具体表现。“在我们眼里，当然希望裂缝越复杂越好。复杂就意味着打开的通道足够多，页岩气采出更顺利。”勘探开发研究院压裂酸化技术中心的卢海兵介绍道。但压裂工艺1.0技术气井通常单段射孔只有3簇，平均簇间距22米，使得相邻各簇之间存在大量盲区，造成了资源的浪费。

　　为了验证小簇距多簇的可行性，项目组联合攻关，揭示了“小簇距+大排量+暂堵转向”的密切割高强度改造机理，形成“页岩密切割高强度改造理论”。“这是压裂工艺2.0核心的理论突破，可实现单段簇数大于6簇，簇间距小于10米，段间盲区缩减至5米。”卢海兵介绍。

　　理论突破马不停蹄，技术研发同步跟进。为保障每一个新想法落地，中油测井公司积极开展技术攻关，研发配套的射孔工具。经过多次试验，新研制的模块化等孔径分簇射孔器成功应对多簇射孔技术的挑战，达到国际领先水平。

　　“我们期待压裂工艺2.0技术能持续发挥优势，不断做精做细，持续攻关，努力实现‘既把油门踩到底，又使油耗降低’，尽快解决川南深层页岩气效益开发问题。