本报讯 7月11日，页岩气项目经理部在威A1平台迎来喜讯：该平台两口井预估最终可采储量（EUR）突破1亿方，这一成果标志着页岩气领域的技术革新在威东深层低品位资源的开发中取得阶段性进展。

威A1平台地处储层物性差、储量丰度低的威远东区，地层埋深超3500米、周边老井多形成的压降漏斗明显。面对该平台Ⅰ+Ⅱ类储层厚度减薄、地质体稳定风险大、压窜风险高等不利因素，页岩气项目经理部科学施策，深度应用地质气藏评价、地震地质一体化导向钻井，并创新运用AI多属性裂缝预测与全流程动态建模、极限限流压裂等页岩气革命技术，充分发挥地质工程一体化优势，助力平台获高产。

针对威远东区深层储量丰度较核心区降低17%，为最大化实现区域井组储量动用率和采收率，页岩气项目经理部应用气藏工程优化技术，开展井组剩余资源刻画，锁定最优靶体，深入分析地应力方向和裂缝发育情况，科学采用“长水平段+大井距”开发政策，确保单井井控储量提升19%，为平台高产奠定资源基础。

威A1平台微幅构造发育钻井难度大，页岩气项目经理部仔细分析相邻15口井的实钻资料，细致研究微幅构造的特点，开展钻前构造校正，细化轨迹设计，创新运用AI多属性裂缝预测技术，精细调整井眼轨迹，提高储层预测精度，实现Ⅰ类储层钻遇率高达98.7%。此外，为保障2000米长水平段安全钻进，该项目经理部推广应用石墨烯强封堵油基钻井液，提升井壁的稳定性，有效降低了工程风险。

为突破传统静态建模局限，页岩气项目经理部成立一体化地质建模团队，科学整合钻井、录井、测井等专业的生产动态资料开展融合属性建模，模型与实钻吻合率提升至87%。该项目经理部还首次实施动态应力场建模技术，实现更加精准地识别储层差异，支撑极限限流压裂非均匀分簇设计优化。

针对深层页岩储层品质差异大、压窜风险高等特点，页岩气项目经理部以“提簇效、促缝长、强支撑”为目标，积极推进精准压裂工艺的单项技术试验——极限限流压裂与超微细支撑剂试验，同时，该项目经理部首次试验超微支撑剂，配合“阶梯排量促缝+高效宽幅铺砂”技术，量身使用超微支撑剂，压裂缝长增加13%，通过持续强化控液增砂，综合压裂成本进一步降低。（周一博 黎纹莘 刘瑜 戴昆 李宜真）