水平井体积压裂
体积压裂技术在油田开发中的适用性分析
体积压裂技术在油田开发中的适用性分析体积压裂技术是一种常用的油田开发技术，其适用性取决于多个因素，包括地质条件、油藏特征和经济因素等。
本文将从这些方面进行分析。
一、地质条件：1. 储层岩性：体积压裂技术适用于岩石疏松、孔隙度高、渗透率低的储层，如砂岩和碳酸盐岩等。
对于非疏松储层如页岩等，压裂效果较差，适用性较低。
2. 差异性储层：体积压裂技术适用于具有水平、倾斜和弯曲井筒的储层。
通过水平井和多级压裂，可以最大限度地延伸裂缝，提高油气产能。
3. 快速排水储层：体积压裂技术适用于高渗透储层和对水敏感的快速排水储层。
通过压裂，可以提高渗透率，增大流动面积，加快采油速度。
二、油藏特征：1. 气候条件：体积压裂技术适用于气候温暖、气温变化不大的地区，以确保压裂液成分和性能的稳定性。
在极端气候条件下，如极低温或高温，压裂液的稳定性会受到很大影响，降低压裂效果。
2. 油藏压力：体积压裂技术适用于压力较高的油藏，可以有效地增加裂缝面积和渗透率，提高采收率。
对于低压油田，压裂效果较差，适用性较低。
3. 油藏温度：体积压裂技术对于高温油藏适用性较低，因为高温会导致压裂液流动性下降，增加压裂施工风险。
对于常温储层，适用性较高。
三、经济因素：1. 资金投入：体积压裂技术需要大量的资金投入，涉及到设备采购、作业费用和维护成本等。
只有对于有较高开发潜力和回报的油田才具备经济可行性。
2. 油价：高油价下，体积压裂技术的适用性较高，因为可以将更多的资源开采出来，提高经济效益。
低油价下，对于一些成本较高的油田，可能并不适合使用体积压裂技术。
3. 地区基础设施：体积压裂技术对基础设施的要求较高，包括供水、输油管道和天然气处理设施等。
如果地区基础设施不完善，可能会增加开发难度和成本，降低体积压裂技术的适用性。
体积压裂技术在油田开发中具有广泛的适用性，但需要根据具体地质条件、油藏特征和经济因素等综合考虑。
在选择使用体积压裂技术时，应做好技术评估与经济评估，确保其能够实现经济效益最大化。
水平井体积压裂
水平井体积改造技术目前我国页岩气勘探开发工作正在起步阶段，与国外差距较大，许多制约我国页岩气开发的技术瓶颈亟待突破。
《页岩气发展规划（2011-2015年）》（以下简称《规划》）的发布对我国页岩气开发的有序发展具有重大意义，它指出了未来一段时间我国页岩气产业需要科技攻关的8项任务，这为解决制约我国页岩气综合开发利用问题指明了方向。
本文主要对体积改造技术进行简要阐释，希望能借此推动我国页岩气开发技术的进步和发展。
体积改造技术亟需突破页岩气储层具有渗透率超低、厚度大及天然裂缝发育的特点，气体主要以吸附态吸附在有机质表面，常规改造形成单一裂缝很难获得好的增产效果。
因此，必须要对天然裂缝发育和岩石硅质含量高（＞35%），脆性系数高的页岩进行体积压裂。
通过水力裂缝沟通天然裂缝，增强渗流能力，从而提高页岩气井的经济效益。
图1 钻式桥塞封隔技术图2 北美不同地区页岩气水平井分段压裂工艺运用情况与美国相比，我国页岩气藏储层产状有埋藏深度、厚度较薄和多层叠置的特点。
因此，水平井体积改造技术就更为适合我国页岩气藏的开发。
在《规划》中提出的“体积改造技术”，就是采用分段多簇射孔和多段一起压裂的模式，利用缝间干扰，促使裂缝转向，产生复杂缝网，从而增大流动通道。
而“水平井体积改造”则是以分段多簇射孔技术、可钻式桥塞工具和大型滑溜水压裂技术为主。
分段多簇射孔技术是关键分段多簇射孔技术是实现体积改造的技术关键。
其目的是为了压裂形成网状裂缝、提高改造体积，进而减少井筒附近的压力损失，并为压裂时产生的流体提供通道。
其特点是可以实现：一次装弹、电缆传输、液体输送、桥塞脱离、分级引爆。
分段多簇射孔每级分4～6簇进行，每簇长度为0.46～0.77m，射孔枪每簇之间的距离为50m，实际井眼中每簇间距一般为20～30m，每个压裂段控制在100～150m左右，孔密16～20孔/m，孔径13mm，相位角60°或者180°，排量一般为16m3/min，单孔流量0.27m3/min。
体积压裂水平井增产潜力及产能影响因素分析
单重介 质 ， 更精确 的表 征体 积 压 裂 改 造后 的致 密 储
层 。该 方法 将 主裂 缝 与 次 裂 缝 形 成 的复 杂缝 网 同
时融合 在基 质块 与 裂缝 块 系 统 中 ， 可 考虑 区域 致 密
储 层 的地层 主应 力 方 向 、 天然裂缝 复杂程度 、பைடு நூலகம்天 然 裂 缝开启 与半开启 状态 和储 层非 均质 性特征 。
第１ ３卷
第３ ５期
２ ０ １ ３年 １ ２月
科
学
技
术
与
工
程
Ｖｏ Ｌ １ ３ Ｎｏ ． ３５ Ｄｅ ｃ ．２ ０１ ３
１ ６ ７ １ —１ ８ １ ５ （ ２ ０ １ ３ ） ３ ５ — １ ０ ４ ７ ５ — ０ ６
Ｓ ｃ ｉ ｅ ｎｃ ｅ Ｔｅ ｃ ｈｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ ａ ｎ ｄ Ｅｎｇ ｉ ｎ ｅ ｅ ｒ ｉ ｎｇ
２ ０ １ ３年 ７月 ２ ４ ３收到 １ 中国石油 天然气股份公 司重大科技 专项 （ ２ ０ １ １ Ｅ － ２ ６ ０ ２ － ６ ） 资助
够控 制 和模 拟 天 然 裂 缝 与人 工 裂 缝 交 错 的复 杂 程 度， 描述 天然 裂 缝 开 启 与 半 开 启 状 态 ， 充 分 考 虑 体 积压 裂改 造后 裂缝 与基质 的渗 流特 征 。 缝 网双重介 质 模 型 的特 点 ： ① 主裂 缝 与 次裂 缝 形成 的复 杂 缝 网 以正 交 交 织 的形 式 同 时 融 合 在 基 质块 与裂缝 块 系统 中 ； ②储 层 改造 范 围 内部采 用 双
ｘ ｕ ｃ ｈ ｅ ｎ ０ ３ ０８ ＠ １ ６ ３ ． ｃ ｏ ｎ。
浅析水平井分段压裂工艺技术及展望
浅析水平井分段压裂工艺技术及展望摘要：随着油田开发进入后期，产油量下降，含水量大幅上升，开采难度增大。
大力开采低渗透油气藏成为增加产量的主要手段。
而水平井分段压裂增产措施是开采低渗透油气藏的最佳方法。
水平井分段压裂技术的应用可以大幅提高油田产量，增加经济效益，实现油气的高效低成本开发。
本文介绍国内水平井分段压裂技术，并对水平井分段压裂技术进行展望。
关键词：水平井；分段压裂；工艺技术1水平井技术优势目前水平井已成为一种集成化定向钻井技术，在油田开发方面发挥着重要作用。
通过对现有文献进行调研,发现水平井存在以下技术优势：水平井井眼穿过储层的长度长，极大地增加了井筒与储层接触面积,提高了储层采收率;仅需要少数的井不但可以实现最佳采收率，而且在节约施工场地面积的同时降低生产成本，以此提高油田开发效果；水平井压力特征与直井相比，压力降低速度慢,井底流压更高，当压差相同时，水平井的采出量是直井采出量的4~7倍;当开发边底水油气藏时，若采用直井直接进行开采虽然初期产量高但后期含水上升快，而水平井泄油面积大，加上生产压差小,能够很好的控制含水上升速度,有效抑制此类油藏发生水锥或气锥;能够使多个薄层同时进行开采,提高储层的采出程度。
2水平井压裂增产原理水平井压裂增产的过程:利用高压泵组将高黏液体以大大超过地层吸液能力的排量由井筒泵送至储层，当达到地层的抗张强度时，地层起裂并形成裂缝,随着流体的不断注入，裂缝不断扩展并延伸,使得储层中裂隙结构处于沟通状态,从而提高储层的渗流能力，达到增产的目的。
水平井压裂增产原理主要包括以下四方面:增加了井筒与储层的接触面积，提高了原油采收率;改变了井底附近渗流模式，将压裂前的径向流改变为压裂后的双线性流，使得流体更容易流人井筒，降低了渗流阻力;沟通了储层中的人造裂缝和天然裂缝，扩大了储层供油区域，提高了储层渗流能力。
降低了井底附近地层污染，提高了单井产量。
3国内水平井分段压裂技术3.1水平井套管限流压裂对于未射孔的新井，应采用限流法分段压裂技术。
页岩气水平井大型体积压裂套损预测和控制方法
页岩气水平井大型体积压裂套损预测和控制方法李凡华1 董凯2 付盼3 乔磊1 杜卫强1 孙清华11. 中国石油集团工程技术研究院有限公司2. 中国石油长城钻探工程公司3. 中国石油大学（北京）摘 要 大规模体积压裂导致的页岩气水平井套管损坏（简称套损）或套管变形（简称套变）在现场施工过程中一直都存在，极大地影响了现场施工效率和开发项目的经济效益。
为了解决上述问题，通过分析四川盆地威远页岩气区块100余口水平井的压裂资料，探讨了该区页岩气水平井套损或套变的原因和规律，并据分析结果提出了预测和控制的方法。
研究结果表明：①发生套变的主要地质因素为储层地质特点、地应力和压裂规模；②对于岩石物性非均质性特别强、甜点区厚度小、压裂时储层难以吸收大规模体积压裂的“能量”的上奥陶统五峰组水平井段、A靶点附近井段、钻遇井漏的天然裂缝带井段等容易套损井段可依据录井和测井解释来预测套变；③产量受水平段轨迹所控制的页岩气水平井应提高水平井段钻进时的导向水平，让水平井段的轨迹都落在地质气藏工程精确刻画的甜点区；④对于水平井段非均质性强的储层，宜采用“分段完井、分段固井”、优化井网井距、适当降低压裂规模等工程技术措施。
关键词 四川盆地 威远区块 页岩气 水平井压裂 地应力 套管变形 套管损坏 预测控制DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.04.009Prediction and control of casing damage in large volume fracturing ofhorizontal gas wellsLi Fanhua1, Dong Kai2, Fu Pan3,Qiao Lei1, Du Weiqiang1 & Sun Qinghua1(1. CNPC Engineering Technology Research Institute, Beijing 102206, China;2. CNPC Greatwall Drilling Company, Beijing 100101, China;3. China University of Petroleum, Beijing 102249, China)NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 4, pp.69-75, 4/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: The casing damage/deformation in shale gas horizontal wells caused by massive volume fracturing has always been a problem in the process of field construction, and it has a great impact on the field construction efficiency and the economic benefit of development project. To solve this problem, this paper analyzed the fracturing data of more than 100 horizontal wells in the Weiyuan Shale Gas Block of the Sichuan Basin. Then, the causes and laws of casing damage/deformation of shale gas horizontal wells in this block were discussed. And based on the analysis results, a prediction and control method was proposed. And the following research results were obtained. First, the main geological engineering factors for the occurrence of casing deformation are reservoir geological characteristics, ground stress and fracturing scale. Second, mud logging and well logging interpretation can be taken as the basis for casing deformation prediction in the hole sections where casing damage tends to happen easily, e.g. the horizontal section in the Upper Ordovician Wufeng Fm where the petrophysical properties are particularly heterogeneous, the sweet spot areas are thin and the reservoirs can hardly absorb the "energy" from massive volume fracturing, the hole section near the target A, and the hole section with lost circulation in natural fracture interval. Third, as for the shale gas horizontal wells whose production is controlled by the trajectory of horizontal section, it is necessary to in-crease the steering level during the drilling of horizontal section so as to keep its trajectory in the sweet spot areas which are precisely characterized in geological gas reservoir engineering. Fourth, for the horizontal sections in the reservoirs of strong heterogeneity, it is suggested to adopt engineering technical measures of "segment completion, section cementing", optimization of well spacing, and appro-priate reduction of fracturing scale.Keywords: Sichuan Basin; Weiyuan Block; Shale gas; Horizontal well fracturing; Ground stress; Casing deformation; Casing damage; Prediction and control基金项目：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”子课题“提高大型体积压裂条件下固井质量与井筒完整性新技术”（编号：2016ZX05022-005）、“长宁—威远页岩气开发示范工程”（编号：2016ZX05062）。
提高体积压裂施工效率的保障措施
提高体积压裂施工效率的保障措施摘要：随着致密油藏的开发逐渐深入,常规压裂已经不能满足增产开发的需要,体积压裂作为一种有效的开发手段,越来越受到人们的重视。
致密油体积压裂施工存在占用资源多,施工周期长,施工准备时间长,劳动强度大,连续泵注时间长以及施工风险大等难点和问题。
本文针对从如何提高水平井“工厂化”施工方面进行了研究,提出了四个方面的保障措施，瞄准工厂化压裂效率提升15%目标，持续打造“区域集中、即到即压、即压即走、人休机不停”压裂模式，提高压裂施工效率,实现水平井“工厂化”体积压裂连续、安全、高效作业。
关键词：压裂效率；压裂技术2.0；地质工程一体化；压裂一体化运行通过践行体积压裂技术2.0思路，以压裂提产和降本为目标，以保证施工成功为原则，进一步加强地质工程一体化攻关，重点围绕提产和降本开展攻关研究及压裂方案优化设计，坚持水平井+细分切割高强度体积改造的技术路线，充分利用EISC等网络信息平台，建立即时生产调度指挥系统，从组织运行、资源配备、现场施工、应急措施等方面做好资源保障，强化工序衔接和质量安全监督监管，减少等停和事故复杂，保障生产安全高效。
1生产组织保障方面1.1“不怕慢就怕站，站一站二里半。
”在施工高效衔接上做文章下功夫，确定压裂施工设计、搬迁、准备、验收、施工以及完工等各节点标准作业流程及施工周期，实行分类分因素误工管控，推行人休机不停、模块化搬迁、一队双机、多井作业等提速措施，在工序流程中抠时间、提效率。
同时加强甲乙方的沟通联系，共同建立联合运行组，提前排定施工运行计划，树立超前意识，施工方提前与甲方对接设计、提前道路井场勘查、提前做好井筒准备、提前制定保障方案、提前与测井等协作方对接，通过多方保障，提升压裂单井转场效率。
此外，强化项目部“指挥、协调、监督、服务”管理职能，深入现场，靠前指挥，及时处置生产中的各类问题，提高运行效率和质量。
1.2兵马未动粮草先行，科学调配，超前运作，压裂施工队伍要提前安排先遣小分队进驻现场，完成井场道路勘察、液罐转运、支撑剂装卸等前期准备工作，实现工序衔接零误差，为压裂施工高效运行赢得时间。
页岩水平井体积压裂设计的一种新方法
ＧＯ Ｕ Ｂ ｏ ，ＧＵ Ｏ Ｊ ｉ ａ ｎ — Ｃ ｈ ｕ ｎ
（ Ｓ ｔ ａ ｔ ｅ Ｋ ｅ ｙ Ｌ ａ ｂ ｏ ｒ ａ ｔ ｏ ｒ ｙ ｏ ｆ Ｏ ｉ ｌ ａ ｎ ｄ Ｇ ａ ｓ Ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ Ｇ ｅ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ ａ ｎ ｄ Ｅ ｘ ｐ ｌ ｏ ｉ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ， Ｓ ｏ ｕ ｔ ｈ ｗ ｅ ｓ ｔ Ｐ ｅ ｔ ｒ ｏ ｌ ｅ ｕ ｍ Ｕ ｎ ｉ ｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｔ ｙ ，Ｃ ｈ ｅ ｎ ｇ ｄ ｕ ， Ｓ ｉ ｃ ｈ ｕ ａ ｎ ６ １ ０ ５ ０ ０， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ）
中图分类号 ：Ｔ Ｅ ３ ５ ７ ． １ 文献标志码 ：Ａ 文章 编号 ：１ ０ ０ ０— ８ ５ ２ ７ （ ２ ０ １ ３ ） ０ １ — ０ ２ １ ７— ０ ６
Ａ Ｎｏ ｖ ｅ ｌ Ｄｅ ｓ ｉ ｇ ｎ Ｍｅ ｔ ｈ ｏ ｄ ｆ ｏ ｒ Ｓ ｔ ｉ ｍｕ ｌ ａ ｔ ｅ ｄ Ｒｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ Ｖｏ ｌ ｕ ｍｅ
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体积压裂技术在苏里格气田水平井开发中的应用——以苏53区块为例
１ ０ ｍ。 ， 平 均无 阻流量 、 动储 量分 别为 ７ ７ ． ９×１ ０ ｍ。 ／ ｄ、 １ ． ７ ５ ×１ ０ ｍ。 ， 均 为 动 态 Ｉ类 井 。
关 键 词 体 积 压 裂 采 收 率 水 平 井 苏 里 格 气 田 非 常 规 气 藏 中图分 类号 ： Ｔ Ｅ ３ ５ ７ ． １ ３ 文 献 标 志 码 ： Ａ Ｄ Ｏ Ｉ ： １ ０ ． ３ ９ ６ ９ ／ ｊ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ０ ０ ７ — ３ ４ ２ ６ ． ２ ０ １ ３ ． ０ ４ ． ０ １ ２
．
Ｉ ｎ ｏｒ ｄ ｅ ｒ ｔ Ｏ ｒ ｅ ａ ｌ ｉ ｚ ｅ ｈ ｉ ｇ ｈ ｅ ｆ ｆ ｅ ｃ ｔ ｉ ｖｅ ｄｅ ｖ ｅ ｌ ｏ ｐｍ ｅ ｎｔ ｆ ｏ ｒ ｈ ｏ ｒ ｉ ｚ ｏｎ ｔ ａ ｌ ｗｅ ｌ ｌ ａ ｎｄ ｉ ｍｐ ｒ ｏ ｖｅ ｕｌ ｔ ｉ ｍａ ｔ ｅ ｒ ｅ ｃ ｏｖ ｅ ｒ ｖ ｏ ｆ ｔ ｈｅ ｇ ａ ｓ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ，ｂ ａ ｓ ｅ ｄ ｏｎ ｂ ａ ｓ ｉ ｃ ｇｅ ｏｌ ｏ ｇ ｉ ｃ ａ ｌ ｃ ｏ ｎｄ ｉ ｔ ｉ ｏｎ ｓ ｆ ｏ ｒ ｓ ｔ ｉ ｍｕ ｌ ａ ｔ ｅ ｄ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ｖ ｏｌ ｕ ｍ ｅ，ｔ ｈｅ ａ ｐ ｐｌ ｉ — ｃ ａ ｂ ｉ ｌ ｉ ｔ ｙ ｏ ｆ ｓ ｔ ｉ ｍｕ ｌ ａ ｔ ｅ ｄ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖｏ ｉ ｒ ｖ ｏ ｌ ｕ ｍｅ ｗａ ｓ ａ ｎａ ｌ ｙ ｚ ｅ ｄ ｆ ｏ ｒ ｈｏｒ ｉ ｚ ｏ ｎ ｔ ａ ｌ ｗｅ ｌ ｌ ｉ ｎ Ｓｕ５ ３ ｂｌ ｏ ｃ ｋ ｏｆ Ｓｕｌ ｉ ｇ ｅ
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水平井体积改造技术
目前我国页岩气勘探开发工作正在起步阶段，与国外差距较大，许多制约我国页岩气开发的技术瓶颈亟待突破。
《页岩气发展规划（2011-2015年）》（以下简称《规划》）的发布对我国页岩气开发的有序发展具有重大意义，它指出了未来一段时间我国页岩气产业需要科技攻关的8项任务，这为解决制约我国页岩气综合开发利用问题指明了方向。
本文主要对体积改造技术进行简要阐释，希望能借此推动我国页岩气开发技术的进步和发展。
体积改造技术亟需突破
页岩气储层具有渗透率超低、厚度大及天然裂缝发育的特点，气体主要以吸附态吸附在有机质表面，常规改造形成单一裂缝很难获得好的增产效果。
因此，必须要对天然裂缝发育和岩石硅质含量高（＞35%），脆性系数高的页岩进行体积压裂。
通过水力裂缝沟通天然裂缝，增强渗流能力，从而提高页岩
气井的经济效益。
图1 钻式桥塞封隔技术
图2 北美不同地区页岩气水平井分段压裂工艺运用情况
与美国相比，我国页岩气藏储层产状有埋藏深度、厚度较薄和多层叠置的特点。
因此，水平井体积改造技术就更为适合我国页岩气藏的开发。
在《规划》中提出的“体积改造技术”，就是采用分段多簇射孔和多段一起压裂的模式，利用缝间干扰，促使裂缝转向，产生复杂缝网，从而增大流动通道。
而“水平井体积改造”则是以分段多簇射孔技术、可钻式桥塞工具和大型滑溜水压裂技术为主。
分段多簇射孔技术是关键
分段多簇射孔技术是实现体积改造的技术关键。
其目的是为了压裂形成网状裂缝、提高改造体积，进而减少井筒附近的压力损失，并为压裂时产生的流体提供通道。
其特点是可以实现：一次装弹、电缆传输、液体输送、桥塞脱离、分级引爆。
分段多簇射孔每级分4～6簇进行，每簇长度为0.46～0.77m，射孔枪每簇之间的距离为50m，实际井眼中每簇间距一般为20～30m，每个压裂段控制在100～150m左右，孔密16～20孔/m，孔径13mm，相位角60°或者180°，排量一般为16m3/min，单孔流量0.27m3/min。
在现场进行分段多簇射孔时，应该首选裂缝发育、脆性较强的测井解释含气量较好位置射孔。
另外要考虑射孔间距因素，因为这些因素会影响射孔的有效性。
分段多簇射孔的关键技术包括桥塞以及射孔枪定位技术、桥塞与射孔枪分离技术、分级引爆技术。
目前射孔枪定位技术掌握在斯伦贝谢等几家国外公司手中，国内大港油田已经开始这方面技术攻关，并初步取得效果。
但是，随着页岩气的进一步开发，该技术仍然需要继续攻关。
可钻式桥塞
封隔技术应用广泛
近年来，页岩气水平井可钻式桥塞封隔技术（如图一）作为一项新兴的水平井改造技术在国外页岩气藏以及致密气藏开发中得到广泛应用。
其下入方式通常采用（连续）油管、水力爬行器或水力泵入等方式，施工时，用电缆带爬行器或连续油管对第一段进行射孔压裂，然后下入速钻桥塞压裂管柱之后进行坐封桥塞；然后打掉桥塞，上提管柱，将射孔枪对准预定位置射孔；最后将管柱全部提出井筒进行该段压裂，施工完成之后用连续油管磨铣桥塞，合层排液求产（如图2）。
该工艺技术有以下几个特点：工具采用类似硬性塑料性质的复合材料制成，可钻性强；密度较小，很容易循环带出地面，避免了常规铸铁桥塞磨铣后产生的金属碎屑沉淀；压裂结束后，短时间内钻掉所有桥塞，减少了液体在地层中的滞留时间，降低了外来液体对储层的伤害。
该工艺可满足多种套管尺寸（3.5″/4.5″/5.5″/7″)，理论上可实现无限级分层
压裂。
关键技术主要包括快速可钻式桥塞材料、桥塞送入及座封、桥塞与射孔枪分离。
国内蜀南页岩龙马溪组页岩与Barnett组页岩有极其相似的沉积背景和沉积环境，具备页岩气藏的有利地质条件。
北美地区页岩气体积改造中85%以上的页岩井都是采用桥塞分段来实现压裂的（表1），国内第一口页岩气井威X井施工效果也充分说明，该工艺适合我国龙马溪组页岩气藏，这也为为我国未来页岩
气水平井体积改造技术发展的方向提供了重要参考。
该项技术也被写入了《页岩气发展规划（2011-2015年）》中，成为我国页岩气技术发展急需攻关的项目之一。
大型滑溜水压裂
技术优势明显
由于页岩储层压裂时易产生多裂缝，液体滤失严重，人工裂缝宽度受限，支撑剂进入地层难度大；加之页岩储层孔隙度、基质渗透率极低，外来液体的侵入容易引发二次伤害，对压裂裂缝导流能力有较大影响。
为了有效补偿液体滤失，并确保缝宽适度，采用大排量施工、小粒径、低密度、低砂比、段塞式加砂模式。
滑溜水压裂工艺参数上一般选择：水平段长1000～1500m，分8～15段，每段分4～6簇，每簇长度0.46～0.77m，簇间距20～30m，排量10m3/min以上，平均砂比3%～5%，每段压裂液量1000～1500m3，每段支撑剂量100～200t，压裂液体系采用滑溜水+线性胶组合方式，以40/70目支撑剂为主。
在美国开发最成功的Barnett页岩气气藏，其储层改造的主体技术是：水平井套管完井+分段多簇射孔+可钻式桥塞封隔+大型滑溜水压裂。
由于滑溜水压裂改造成本低，且有利于形成网状裂缝，国内蜀南页岩龙马溪组页岩与Barnett组沉积背景和沉积环境相似，大型滑溜水压裂优势明显，但国内技术仍待突破。
关注技术瓶颈
加大科技攻关力度
中国页岩气的勘探开发已经进入实质性阶段。
但是，页岩气开发关键技术与国外相比差距仍然较大，这也深刻影响着中国页岩气的开发进程。
如何突破技术瓶颈、加大科技攻关就成为当前一段时期需要解决的问题。
这主要表现在以下三方面：一是加大可钻桥塞复合材料研究度。
目前在国内先导试验井使用的可钻桥塞，基本上都是由国外公司提供，国内部分单位已经开始研制，但是从实际效果来看并不理想，可钻桥塞材料仍然是国内需要突破的“瓶颈”。
二是国外页岩气藏和国内气藏储层产状差别较大，在选择工艺上建议选择符合本地地质条件的体积压裂技术。
但是，相关工艺技术仍然值得借鉴。
三是在水平井体积改造中，与微地震裂缝监测技术配合。
以微地震裂缝监测技术来指导现场体积与进行效果评估，能取得更好的效果。