平均单井最终可采储量（亿立方米）

    成果：

    深层页岩气体积压裂技术

    创新形成深层页岩气多尺度裂缝差异化优化设计技术、多尺度裂缝建造技术、多级裂缝强支撑技术，有效体积达到原来的2.1倍，单井日无阻流量由21.2万立方米提升到46万立方米，单井可采储量增加近1倍。

    攻关故事：

    “我们把国内外的压裂技术试了个遍，最终认识到只能靠自己。”雷炜说。

    2015~2019年间，西南油气在威远—永川地区部署了一批探井和评价井，但应用国外深层页岩气压裂改造工艺遭遇“水土不服”。

    不同于国外类似钢化玻璃一样压后网状裂开的地层，威远—永川地质情况特殊、地壳运动频繁，压后只能形成单一裂缝，而且压开的裂缝支撑不住，极易闭合。要实现效益开发，必须走自己的路。

    “威荣页岩气田的储层极其致密，孔隙是头发丝的万分之一。”西南油气采油气工程高级专家刘林右手攥着拳头轻轻敲在桌面上，“一锤子打不破，就多打几锤子，总能敲烂。”

    2019~2020年，为了把纳米级致密储层压碎，同时不让支撑裂缝闭合，提高导流能力，他们经过数百次室内实验、建模模拟，创新形成“密切割+强加砂”压裂工艺。

    “原本相隔25米才打一锤子，变成相隔10~12米就打一锤子，同时还要加大力气。”刘林介绍，“每米加砂量增加50%以上。”

    两项特色工艺技术，让平均单井最终可采储量由5400万立方米提升到了7900万立方米，但距效益开发指标还有距离。

    “思路是对的！但是缝高不够，就好比劲小了只能撕开个小口子。”刘林说。

    2020年底开始，他们进一步加密分簇、加大砂量，同时创新使用变黏压裂液，实施“大排量”压裂工艺。

    变黏压裂液不同于传统压裂液，不再需要根据不同的配方现场配置，只需要根据浓度加减液量，方便快捷且性能更优。“它在降摩阻方面效果非常好。”刘林介绍，“就像喝稀糊糊时，把细吸管换成粗的。”

    他们创新形成的“密切割+强加砂+大排量+变黏压裂液”深层页岩气体积压裂技术，现在已使单井最终可采储量增至1.01亿立方米，达到了效益开发的指标。