頁巖氣，非常規天然氣的一種。由于頁巖滲透率極低，需要通過壓裂形成復雜裂縫網絡，再將氣采出，而顯得“非同常規”。壓裂工藝的發展水平直接影響著頁巖氣的效益開采。

我國天然氣資源豐富，其中頁巖氣可采資源量達31.6萬億立方米，主要集中在川南地區，是天然氣增儲上產的重要領域。

　　為將資源變成產量，實現“能源的飯碗必須端在自己手里”，2016年年底，集團公司頁巖氣業務發展領導小組加快推進川南頁巖氣規模效益建產，2017年8月，集團公司又設立川渝頁巖氣前線指揮部，通過資源共享、技術共享、信息共享，實現一體化組織、一體化實施、一體化研發、一體化保障、一體化協調，形成集團公司頁巖氣業務發展領導小組決策部署、川渝頁巖氣前線指揮部統籌推動、油公司與工程服務公司聯動的開發模式。

　　針對頁巖氣壓裂存在的問題與挑戰，在川渝頁巖氣前線指揮部統一組織下，西南油氣田公司、浙江油田公司、川慶鉆探公司、中油測井公司和勘探開發研究院組成項目組，2018年至2019年，在昭通YS112H4、H5平臺、長寧H26-3井等開展了多簇射孔縮小簇間距、高強度加砂、暫堵轉向、石英砂替代陶粒壓裂工藝組合等一系列現場試驗和針對性理論研究，逐步形成頁巖氣壓裂基礎理論、關鍵技術和工藝體系。2019年，川渝頁巖氣前線指揮部在經過兩年多現場試驗的研究基礎上，總結提出“多簇射孔縮小簇間距+高強度加砂+暫堵轉向+石英砂替代陶粒”新一代壓裂工藝，簡稱壓裂工藝2.0。

“這是頁巖氣壓裂工藝的跨越式發展，有效推動了川南頁巖氣的效益開發。目前壓裂工藝2.0已推廣到頁巖油、致密氣領域，有力地推進了中國石油非常規資源的開發。”中國石油勘探與生產分公司副總經理鄭新權點贊壓裂工藝2.0。

新思路 打破困局

　　壓裂改造是頁巖氣開發的核心技術，改造后的裂縫形態則是壓裂效果的具體表現。“在我們眼里，當然希望裂縫越復雜越好。復雜就意味著打開的通道足夠多，頁巖氣采出更順利。”勘探開發研究院壓裂酸化技術中心的盧海兵介紹道。但壓裂工藝1.0技術氣井通常單段射孔只有3簇，平均簇間距22米，使得相鄰各簇之間存在大量盲區，造成了資源的浪費。

　　浙江油田公司副總經理梁興對此深有感觸。這個公司早期在紫金壩區塊開采頁巖氣時，地質條件顯示良好，試采結果卻不佳，“主要原因就是壓裂技術跟不上，沒有在儲層產生大量裂縫通道，導致無法充分動用資源。”

　　加密簇數、減小簇間距，讓通道相互挨得更近，不就可以解決這個問題了？

　　為了驗證小簇距多簇的可行性，項目組聯合攻關，揭示了“小簇距+大排量+暫堵轉向”的密切割高強度改造機理，形成“頁巖密切割高強度改造理論”。“這是壓裂工藝2.0最核心的理論突破，可實現單段簇數大于6簇，簇間距小于10米，段間盲區縮減至5米。”盧海兵介紹。

　　理論突破馬不停蹄，技術研發同步跟進。為保障每一個新想法落地，中油測井公司積極開展技術攻關，研發配套的射孔工具。經過多次試驗，新研制的模塊化等孔徑分簇射孔器成功應對多簇射孔技術的挑戰，達到國際領先水平；高效連續油管多簇射孔工具，解決了復雜井處理時效低的難題。“這標志著壓裂工藝關鍵工具及材料終于實現了國產化。”參與研發的中油測井公司射孔技術中心李奔馳興奮地說。

　　射孔工具的升級完善、復雜縫的成功建立在提高單井產量的同時，也有效緩解了套變問題，但新的難題接踵而至。裂縫增多意味著加砂量增加，成本勢必大幅上漲。

如何突破成本“關卡”？項目組又一次提出大膽設想：互換支撐劑中石英砂與陶粒的占比，讓價格更低的石英砂“當主角”。

　　項目組通過建立模型和實驗，形成了支撐劑承壓遠小于傳統壓裂的新認識，并首次提出適度匹配、有效支撐的“經濟導流能力”理念，改變了傳統壓裂以閉合壓力作為支撐劑優選標準的做法。這一思路打破了頁巖氣開采成本高的困局。2017年，西南油氣田公司在長寧、威遠區塊對5口井進行了石英砂全替代陶粒現場試驗。對比900天累計產氣量，5口井表現不俗，產量與同平臺鄰井持平，試驗取得成功。

2019年，川南頁巖氣開始全面推廣石英砂替代陶粒，目前石英砂占比已由前期30%提高到74%，為頁巖氣壓裂降低成本提供了巨大支撐。