9月19日，西南油氣田長寧H5-3井正在進行壓裂排采作業，返排率18.61%，監測日產氣量17.2萬立方米，試油后，有望獲得高產。截至目前，西南油氣田今年已完成長寧—威遠區塊頁巖氣井試油22口，獲井口測試日產量500多萬立方米，新建年產能9.31億立方米。

西南油氣田加快頁巖氣開發，深化地質認識，創新頁巖氣開發技術，進一步降本增效，努力實現2020年頁巖氣年產量100億立方米目標。

資源豐富規模效益開發潛力巨大

頁巖氣是清潔高效能源。開發頁巖氣對推進能源生產消費變革、優化能源結構、保障能源安全意義重大。

四川盆地優質頁巖儲層分布穩定、厚度大，有機碳含量高、質量好。四川頁巖氣資源量、可采資源量均為全國第一，具備規模上產的資源基礎。但是，四川盆地頁巖儲層地質年代老、埋藏深、構造復雜、鉆井和壓裂難度大、環境容量有限，頁巖氣開發條件與北美存在較大差異，頁巖氣規模效益開發面臨多重難題。

10年前，西南油氣田就開始開發頁巖氣。2010年，威201井獲氣，證實四川盆地存在頁巖氣，揭開四川盆地頁巖氣的神秘面紗，拉開了我國頁巖氣開發序幕。此后，西南油氣田按照“落實資源、評價產能、攻克技術、效益開發”工作方針，根據區域構造特征、勘探開發程度、區塊接替條件、儲層埋深、儲層品質、地質認識、保存條件、地面條件等因素，劃分了有利的沉積微相和頁巖巖相，獲得了優質頁巖的各項地質參數指標，評價了有利區，優選了建產區和核心建產區，目前建產效果較好，在長寧—威遠區塊已建成年產能超過30億立方米。

“從資源儲備和目前的開發效果來看，頁巖氣規模效益開發潛力巨大。”西南油氣田負責頁巖氣開發的副總經理謝軍說。

科技攻關突破開發瓶頸

要攬瓷器活，必須有金剛鉆。2006年，西南油氣田率先開展頁巖氣評層選區，2009年率先開展先導試驗，2012年設立國家級示范區、2014年實施規模建產，2016年9月啟動深化評價和規模上產，創造了第一個頁巖氣工廠化作業平臺、建成國內第一條頁巖氣外輸管道長寧外輸管線等10多項國內第一，填補了國內空白，突破了出氣關、技術關和規模效益開發關。

從跟國外公司合作、學習，到總結、創新，10年探索與攻關，西南油氣田創新形成了適合我國南方多期構造演化、復雜山地海相頁巖氣勘探開發六大主體技術、高效管理模式和HSE體系，積累了地質工程一體化、高產井培育等頁巖氣規模效益開發的先進經驗，固化了水平井設計參數和主體工藝，明確了實現建產井Ⅰ類儲層“鉆遇率大于90%、井筒完整性大于90%、Ⅰ+Ⅱ類井比例大于90%”的方法和手段，實現了埋深3500米以淺資源的規模效益開發，并在埋深3500米至4000米開展技術攻關并取得重要進展。

西南油氣田把科技創新成果及時轉化為知識產權，占領技術制高點，積極編制頁巖氣勘探開發相關領域各級標準。截至目前，西南油氣田獲得頁巖氣專利授權10多項，編制標準24項，認定中國石油企業技術秘密7項，研發的頁巖現場含氣量自動測試儀獲美國發明專利授權。

目前，西南油氣田頁巖氣開發技術大多數關鍵技術可工業化推廣，部分關鍵技術經繼續攻關或完善后可推廣應用，使我國成為繼美國、加拿大之后第三個掌握頁巖氣勘探開發關鍵技術的國家。

降本增效提高開發效率效益

開發頁巖氣，降本增效是關鍵。

前期工程中，西南油氣田優化平臺布設，加強水土保持、土地復墾還原耕地工作，較常規開發方式減少70％的土地占用；放開市場，通過市場競爭，提高了開發效率和效益。

鉆井壓裂過程中，西南油氣田采用“雙鉆機作業、批量化鉆進、標準化運作”的工廠化鉆井模式和“整體化部署、分布式壓裂、拉鏈式作業”的工廠化壓裂模式，減少資源占用，降低設備材料消耗，精簡人員及設備，提升效率，鉆井周期下降50%以上，壓裂效率提高50%以上，單井成本大幅降低。

地面建設中，西南油氣田采用具有頁巖氣特色的橇裝化采氣工藝，場站建設周期縮短80天，降低了平臺建設投資。

以科技攻關為抓手，降低成本。西南油氣田研制了快鉆橋塞、低黏滑溜水等5套體積壓裂關鍵工具、1套壓裂液體系，性能與國外產品相當，實現關鍵工具、壓裂液全部國產化，直接推動單井壓裂費用大幅降低。在頁巖氣水平井分段壓裂過程中，需要使用大量橋塞，一口井平均需要使用20個以上，以前靠進口橋塞，一個要花費15萬元，而研制出國產橋塞后，單個橋塞的成本大幅降低。

專家視點

確保主力氣田開發效果攻克深層新領域

西南油氣田目前正在開發的氣田包括川東石炭系等老氣田、川東北高含硫氣田、川中高—磨地區龍王廟組氣藏及燈影組氣藏、頁巖氣等。2016年，西南油氣田的天然氣產量為190億立方米，占整個中國石油天然氣總產量的19%，為我國四大骨干天然氣產區之一。隨著非常規和震旦系燈影組等新區塊的進一步上產，到2020年，西南油氣田天然氣產量將達到300億立方米，實現歷史性跨越，成為國內戰略大氣區。

西南氣區天然氣資源豐富，含氣構造多，含氣層系多，發育包括石炭系斷塊構造氣藏、碳酸鹽巖礁/灘巖性氣藏、碎屑巖致密巖性氣藏等多種儲集類型氣藏，多數氣田都不同程度含有硫化氫、二氧化碳等酸性氣體。總體來看，儲層普遍低孔低滲、裂縫發育，非均質性強，且不同程度存在邊底水。如何提高單井產量和儲量動用程度，保證氣田均衡開發，有效控水、治水等，是西南氣區氣田開發中普遍存在的問題。

西南氣區天然氣開發的歷史較早，為我國天然氣工業的起步和發展做出了巨大貢獻。在半個多世紀的氣田開發過程中，逐步發展并完善了一系列主體開發技術，包括：不同類型儲層酸化/壓裂技術、水平井/大斜度井鉆完井技術、有水氣藏控水及排水采氣技術、測井—地震動態相結合的儲層精細描述技術、高含硫氣藏的防腐脫硫和安全環保技術等。這些技術指導了高產井位部署，提高了單井產量和儲量動用程度，改善了開發效果，節約了成本，保障了西南氣區天然氣工業的穩步發展。

今后一段時期，西南氣區需要重點開展以下技術攻關：一是川東石炭系等老氣田開發進入低壓、低產的中后期，產量遞減快，但仍有許多剩余資源未采出，經過多輪次的開發優化與調整挖潛之后，這類氣田如何進行深度挖潛，延緩遞減，進一步提高采收率。二是新投入開發的川中高—磨地區龍王廟組氣藏與前期已開發的老氣田相比，分布面積大，構造平緩，非均質性更強，地層異常高壓，氣水分布復雜，存在水侵風險，需要開展大面積分布、強非均質性、低構造幅度、異常高壓碳酸鹽巖氣藏均衡開采及控水治水等技術攻關，以保障主力氣田的高產穩產。三是隨著勘探不斷深入，埋藏深度達到6000米至8000米的深層、超深層將成為今后重要的常規資源接替新領域，深層、超深層氣藏開發面臨儲層預測難度大、鉆井成本高、風險大、儲層品質差、建產節奏變緩等一系列挑戰，需要突破深層和超深層的地震預測技術、鉆完井及酸化壓裂技術，實現規模、有效開發。

（嘉賓為中國石油勘探開發研究院氣田開發所副總工程師：劉曉華記者楊振宇采訪）

降低生產成本實現頁巖氣規模上產

近年來，我國頁巖氣發展迅猛。截至2016年，四川盆地及其周緣的龍馬溪組海相頁巖氣已初步規模開發，我國頁巖氣產量達到78.9億立方米，僅次于美國、加拿大。與致密氣相比，頁巖氣有其自身特點，一是從宏觀上看，頁巖儲層分布均勻，非均質性不強，優質儲層段集中分布，有效儲層平面分布連續、穩定，表現為“大甜點”分布特征，甜點區范圍可達數十至數百平方公里。二是流體賦存狀態多樣，頁巖儲層儲集空間主要為納米級孔隙，滲透率極低，由于頁巖氣自生自儲，含水飽和度較低，一般不存在可流動的地層水，含氣飽和度可高達80%以上，但孔隙結構復雜，游離氣與吸附氣共存。三是從改造條件上看，四川盆地頁巖儲層頁理發育，局部發育天然裂縫，且天然裂縫走向與目前最大水平主應力方向有一定夾角，因此，頁巖儲層具備大型人工壓裂改造形成復雜縫網的先決條件。這也與頁巖儲層“大液量、大砂量、大排量”的壓裂技術符合。

依靠技術突破和管理創新，西南氣區在頁巖氣開發上總結出一套頁巖氣效益開發模式。在長寧區塊，通過靶體位置優選，鎖定優質層位；鉆井過程中采用旋轉導向技術，保持井筒完整性和光滑性，快速鉆進；形成一套低黏滑溜水+高強度、低密度支撐劑+速鉆或可溶橋塞的工廠化壓裂模式；高效的管理機制也為頁巖氣的有效開發提供了有力保障。甜點區和靶體位置優選、優快鉆井、大型體積壓裂、工廠化作業等技術的突破，提高了頁巖氣的單井產量，實現了頁巖氣從無效資源到單井有效開發的技術跨越。

同時，西南氣區的頁巖氣上產還面臨著一系列困難，首先，四川人口密集，地勢險要，環境脆弱，組織難度大，地面工程建設速度面臨壓力。其次，如何進一步提高頁巖氣采收率，提高資源的動用程度，也是在快速建產的同時，必須要考慮的迫切問題。第三，隨著開發時間的延長，資源埋藏越來越深，對工程技術提出了更高的要求。最后，如何進一步降低頁巖氣綜合成本，意義重大，一定程度上說，關乎頁巖氣的產業命運。在以后的工作中，一方面可以通過縮小井距，提高儲量平面動用程度；通過W形上、下兩套水平井立體開發，提高儲量縱向動用程度；采用控壓生產方式，提高SRV內部的儲量采出程度。試驗成功后，這3項措施，可使采收率提高到40%以上。另一方面，鉆井、壓裂仍是進一步降低綜合成本的關鍵環節，需要研發適用性更強的開發技術或工具，采用低成本的支撐劑，優化壓裂液用量等系列措施，降低單井綜合投資，實現公司頁巖氣規模效益上產和長期穩產。

（嘉賓為中國石油勘探開發研究院氣田開發所副總工程師：位云生 記者楊振宇采訪）

實踐者說

天然氣發展進入黃金時代

馬新華(西南油氣田總經理、黨委書記)

近年來，得益于勘探認識的深化和技術的進步，四川盆地陸續發現了多個大氣田。但是，四川盆地天然氣資源量探明率僅有10%，常規、非常規天然氣資源潛力巨大。

幾十年來，四川形成了先進的天然氣工業技術體系，天然氣區域管網較完善，市場相對成熟。近年來，隨著地質認識不斷深化和工程技術進步，西南油氣田在新的領域不斷獲得重大發現。因此，西南油氣田適時推出五大天然氣增儲上產工程，打好勘探進攻仗、開發主動仗、頁巖氣攻關仗。這五大增儲上產工程涵蓋四川盆地天然氣重點、熱點、難點領域，平面上幾乎覆蓋全盆地，縱向上包含多個含氣層系。

西南油氣田是我國最早勘探開發利用天然氣的基地，也是以生產天然氣為主的千萬噸級大油氣田。經過幾十年的勘探開發，西南油氣田在50多年的艱苦探索和辛勤耕耘中，基本形成了適應盆地地質特點和環境的勘探開發及工程配套技術，特別是在復雜深層碳酸鹽巖油氣藏、低滲碎屑巖氣藏、高含硫氣田和頁巖氣勘探開發等領域，形成了26大技術系列，127項特色技術國內領先，10余項技術達到國際先進水平。這些技術將為西南油氣田天然氣勘探開發提供有力保障。

西南油氣田秉承安全高效開發的理念，全面建成磨溪區塊龍王廟組氣藏、川東北羅家寨氣田，高效建成長寧—威遠國家級頁巖氣示范區等，積累了先進的氣田開發經驗。

西南油氣田要在2020年建成300億立方米戰略大氣區，也就是從200億立方米到300億立方米，時間只有3年，目前已到了發展最關鍵的時期，一系列重大部署和方案在今年全面展開。可以預見，在未來一段時間內，西南油氣田天然氣將處于發展的黃金時代。

掌握核心技術提升頁巖氣產量

鐘兵(西南油氣田頁巖氣勘探開發部主任)

四川盆地頁巖氣的地下地質條件比北美復雜，埋藏深度普遍比北美深，頁巖氣有利區多處于丘陵—低山地區，地表條件復雜、施工難度大，如何提高單井產量和最終可采儲量、降低成本是開發頁巖氣面臨的挑戰。

西南油氣田不斷學習、總結、創新，通過摸索和實踐，落實了四川盆地可開發資源，明確了建產有利區，掌握了頁巖氣核心開發技術，3500米以淺有效開發技術成熟可靠。最近5年，3500米至4000米頁巖氣效益開發技術獲得重大突破，創造了國內頁巖氣開發史上的多項第一。頁巖氣井的鉆井周期、單井成本大幅度下降，效益開發的兩個關鍵指標——單井產量、單井可采儲量得到大幅提升。

目前來看，西南油氣田在長寧—威遠頁巖氣國家級示范區，不管是非常規新技術的運用，還是生產運行管理和作業機制，在國內非常規能源勘探開發中都起到了很好的示范作用。目前，西南油氣田正匯聚多方力量，圍繞集團公司要求的3個95%、3個20%，攻關地質工程一體化、精準軌跡控制、高應力差地層體積壓裂3項技術，開展超長水平段水平井、小井間距和勺形井、超深地區水平井3項試驗，進一步縮短鉆完井周期、提高頁巖氣單井產量、降低建設成本，推動川南地區頁巖氣開發不斷邁上新臺階，為把頁巖氣培育成為集團公司未來天然氣業務加快發展的新增長點，把川南地區建設成為我國最大的頁巖氣生產基地和綜合利用基地不懈努力。