西南石油大学副校长郭建春指出，当前体积压裂存在的问题是：裂缝密度和改造体积显著提升，加砂强度提升了2~3倍，但EUR仅增加1.13倍，规模与产量不匹配。

    郭建春带领团队发现压裂后大量支撑剂堆积在主裂缝，分支缝进液不进砂，有效支撑体积小；支撑剂平面上输送距离短，纵向上快速沉降在裂缝下部，且砂堤稳定性差。因此，他们研发压裂全缝支撑剂高效铺置技术，已应用近50井次，平均单井产量提高10%~50%。

    事实上，油气业界已充分认识到：参数并非越大越好，合理匹配才能收到最好效果。

    在古龙页岩油，团队认识到，合理有效的液量是增强压裂效果的保障，单段液量在3000立方米内，裂缝长度随液量增大逐渐增长，但增长速度逐渐减慢，最终缝长趋于平稳。压裂中，缩小簇间距有利于制造复杂缝网，但水平方向渗透性强，不能一味缩小簇间距，簇间距达到一定界限，缩小簇间距仅提高前期采油速度，EUR并未提升。

    页岩油气开发中，水平段长度不断刷新纪录。但长庆油田发现，当水平段大于1500米后，钻遇无效进尺增加，后期维护治理难度大，他们因此将水平段长度由1500~2000米优化为1500米。

    水平井井距井型也是重要一环。加拿大都沃内项目基于微地震、示踪剂、生产动态分析，定量表征井间干扰强度，发现200米井距的干扰强度为11%~19%、300米井距干扰强度为5%~9%，因此优化井距为300米。实施后，300米井距单井首年累计产油气比200米井距单井提高40%，与400米井距单井产量相近，表明在目前技术条件下，300米井距较为合理。

    值得借鉴的是，他们优化平台为双排反向勺形布井模式，既节省平台数，又减少双排间储量动用“死气区”。