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2014年，长宁、威远和昭通国家1级页岩气示范区和前线指挥部成立，页岩气快速发展的大幕正式拉开。

2014年中国石油页岩气年产量跃上1亿立方米，2017年达到30亿立方米，按照中国石油发展规划，未来三年时间产量要增加4倍，有望达到120亿立方米。页岩气井普遍存在产量快速递减特性，未来需要增加的产量更多。“拿下年产120亿方注定是中国页岩气开发又一次硬仗。”西南油气田勘探开发部主任钟兵直言。
 
难在深层页岩气开发。与美国页岩气埋藏条件不同，我国页岩气埋藏总体较深，储层横向变化较大。经过十年的探索，3500米以浅的开采技术基本成熟，但我国页岩气85%以上资源都在3500米-4500米的埋深范围内，目前还不能通过三维地质建模精细刻画3500米以深的空间结构和断层裂缝，要想未来页岩气产量大幅提高，还需要加大深层工业化试验、技术攻关和地质工程的有机融合。
 
难在关键技术工具的突破。在页岩气钻井时，旋转导向如同巡航导1弹的“眼睛”一般，确保井眼轨迹行进在有效储层，不出现偏差。至今这一费用高昂的核心技术仍掌握在斯伦贝谢、哈里伯顿等国外公司手中，是页岩气开发中最关键的“卡脖子”技术。此外，钻井、压裂更需要进一步提高1效率，才能实现规模上产。
 
难在老井稳产。与常规气井不同，页岩气初产高，但递减速度快，压裂砂生产厂家，也是非常规油气生产基本规律。每口页岩气井打出来后，第1年的递减率达到60%左右，压裂砂厂家供应，之后几年持续递减。需要采取多种措施让老井减缓递减速度，这始终是横亘在油田公司效益开发面前绕不开的话题。
 
此外，“工作量大幅增加导致的钻机数量紧缺、储层改造难、压裂施工费用高、工厂化尚未完全实现，种种因素紧紧制约了需求和产量的平衡。”川庆钻探公司页岩气勘探开发项目经理部书记冉启华说。
 
多年的探索，业界已经达成共识：借鉴美国先进经验的同时，更要探索符合中国实际的发展模式。页岩气开发只有遵循自然规律，可持续开采，才能更好地为增储上产服务。在这一过程中，技术的革新，是解决产量和效益的关键手段，也是页岩气开采的基础。

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川西新沙21-5HF井压裂获高产

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近日，川西新沙21-51HF井沙溪庙组经过13段加砂压裂改造，在井口稳定油套压18.2兆帕下，测试获天然气日产量21.95万方，成为川西又一高产井。

   新沙21-51HF井是西南油气分公司在川西坳陷新场构造部署的一口水平开发井，垂深2286.4米，水平段长897.96米，主要是为了提高新场构造JS21气层储量动用程度，压裂砂压裂支撑剂，加快川西增储上产进度。前期，该井所处区域周边已经有多口井进行了压裂，通过对这些井的数据分析，此次施工采用了“封隔器+井下全通径无级滑套”来实现13缝分段，并选择“脉冲柱塞式加砂压裂工艺”进行改造。同时，为了配合脉冲柱塞式加砂压裂工艺，根据储层导流能力需求，在加砂阶段采用全程纤维工艺，保证了压裂效果。通过实施13段压裂，最终获得21.95万方的高产，自贡压裂砂，达到了提高采收率，增加产能，正确评价储层的目的。

   该井压裂施工获高产，进一步证实了川西坳陷新场构造良好的开发前景，将为西南油气田增储上产，提供有力支撑

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