9月19日，西南油气田长宁H5-3井正在进行压裂排采作业，返排率18.61%，监测日产气量17.2万立方米，试油后，有望获得高产。截至目前，西南油气田今年已完成长宁—威远区块页岩气井试油22口，获井口测试日产量500多万立方米，新建年产能9.31亿立方米。
西南油气田加快页岩气开发，深化地质认识，创新页岩气开发技术，进一步降本增效，努力实现2020年页岩气年产量100亿立方米目标。
资源丰富规模效益开发潜力巨大
页岩气是清洁高效能源。开发页岩气对推进能源生产消费变革、优化能源结构、保障能源安全意义重大。
四川盆地优质页岩储层分布稳定、厚度大，有机碳含量高、质量好。四川页岩气资源量、可采资源量均为全国第一，具备规模上产的资源基础。但是，四川盆地页岩储层地质年代老、埋藏深、构造复杂、钻井和压裂难度大、环境容量有限，页岩气开发条件与北美存在较大差异，页岩气规模效益开发面临多重难题。
10年前，西南油气田就开始开发页岩气。2010年，威201井获气，证实四川盆地存在页岩气，揭开四川盆地页岩气的神秘面纱，拉开了我国页岩气开发序幕。此后，西南油气田按照“落实资源、评价产能、攻克技术、效益开发”工作方针，根据区域构造特征、勘探开发程度、区块接替条件、储层埋深、储层品质、地质认识、保存条件、地面条件等因素，划分了有利的沉积微相和页岩岩相，获得了优质页岩的各项地质参数指标，评价了有利区，优选了建产区和核心建产区，目前建产效果较好，在长宁—威远区块已建成年产能超过30亿立方米。
“从资源储备和目前的开发效果来看，页岩气规模效益开发潜力巨大。”西南油气田负责页岩气开发的副总经理谢军说。
科技攻关突破开发瓶颈
要揽瓷器活，必须有金刚钻。2006年，西南油气田率先开展页岩气评层选区，2009年率先开展先导试验，2012年设立国家级示范区、2014年实施规模建产，2016年9月启动深化评价和规模上产，创造了第一个页岩气工厂化作业平台、建成国内第一条页岩气外输管道长宁外输管线等10多项国内第一，填补了国内空白，突破了出气关、技术关和规模效益开发关。
从跟国外公司合作、学习，到总结、创新，10年探索与攻关，西南油气田创新形成了适合我国南方多期构造演化、复杂山地海相页岩气勘探开发六大主体技术、高效管理模式和HSE体系，积累了地质工程一体化、高产井培育等页岩气规模效益开发的先进经验，固化了水平井设计参数和主体工艺，明确了实现建产井Ⅰ类储层“钻遇率大于90%、井筒完整性大于90%、Ⅰ+Ⅱ类井比例大于90%”的方法和手段，实现了埋深3500米以浅资源的规模效益开发，并在埋深3500米至4000米开展技术攻关并取得重要进展。
西南油气田把科技创新成果及时转化为知识产权，占领技术制高点，积极编制页岩气勘探开发相关领域各级标准。截至目前，西南油气田获得页岩气专利授权10多项，编制标准24项，认定中国石油企业技术秘密7项，研发的页岩现场含气量自动测试仪获美国发明专利授权。
目前，西南油气田页岩气开发技术大多数关键技术可工业化推广，部分关键技术经继续攻关或完善后可推广应用，使我国成为继美国、加拿大之后第三个掌握页岩气勘探开发关键技术的国家。
（制图/杨娜）
降本增效提高开发效率效益
开发页岩气，降本增效是关键。
前期工程中，西南油气田优化平台布设，加强水土保持、土地复垦还原耕地工作，较常规开发方式减少70％的土地占用；放开市场，通过市场竞争，提高了开发效率和效益。
钻井压裂过程中，西南油气田采用“双钻机作业、批量化钻进、标准化运作”的工厂化钻井模式和“整体化部署、分布式压裂、拉链式作业”的工厂化压裂模式，减少资源占用，降低设备材料消耗，精简人员及设备，提升效率，钻井周期下降50%以上，压裂效率提高50%以上，单井成本大幅降低。
地面建设中，西南油气田采用具有页岩气特色的橇装化采气工艺，场站建设周期缩短80天，降低了平台建设投资。
以科技攻关为抓手，降低成本。西南油气田研制了快钻桥塞、低黏滑溜水等5套体积压裂关键工具、1套压裂液体系，性能与国外产品相当，实现关键工具、压裂液全部国产化，直接推动单井压裂费用大幅降低。在页岩气水平井分段压裂过程中，需要使用大量桥塞，一口井平均需要使用20个以上，以前靠进口桥塞，一个要花费15万元，而研制出国产桥塞后，单个桥塞的成本大幅降低。
专家视点
确保主力气田开发效果攻克深层新领域
西南油气田目前正在开发的气田包括川东石炭系等老气田、川东北高含硫气田、川中高—磨地区龙王庙组气藏及灯影组气藏、页岩气等。2016年，西南油气田的天然气产量为190亿立方米，占整个中国石油天然气总产量的19%，为我国四大骨干天然气产区之一。随着非常规和震旦系灯影组等新区块的进一步上产，到2020年，西南油气田天然气产量将达到300亿立方米，实现历史性跨越，成为国内战略大气区。
西南气区天然气资源丰富，含气构造多，含气层系多，发育包括石炭系断块构造气藏、碳酸盐岩礁/滩岩性气藏、碎屑岩致密岩性气藏等多种储集类型气藏，多数气田都不同程度含有硫化氢、二氧化碳等酸性气体。总体来看，储层普遍低孔低渗、裂缝发育，非均质性强，且不同程度存在边底水。如何提高单井产量和储量动用程度，保证气田均衡开发，有效控水、治水等，是西南气区气田开发中普遍存在的问题。
西南气区天然气开发的历史较早，为我国天然气工业的起步和发展做出了巨大贡献。在半个多世纪的气田开发过程中，逐步发展并完善了一系列主体开发技术，包括：不同类型储层酸化/压裂技术、水平井/大斜度井钻完井技术、有水气藏控水及排水采气技术、测井—地震动态相结合的储层精细描述技术、高含硫气藏的防腐脱硫和安全环保技术等。这些技术指导了高产井位部署，提高了单井产量和储量动用程度，改善了开发效果，节约了成本，保障了西南气区天然气工业的稳步发展。
今后一段时期，西南气区需要重点开展以下技术攻关：一是川东石炭系等老气田开发进入低压、低产的中后期，产量递减快，但仍有许多剩余资源未采出，经过多轮次的开发优化与调整挖潜之后，这类气田如何进行深度挖潜，延缓递减，进一步提高采收率。二是新投入开发的川中高—磨地区龙王庙组气藏与前期已开发的老气田相比，分布面积大，构造平缓，非均质性更强，地层异常高压，气水分布复杂，存在水侵风险，需要开展大面积分布、强非均质性、低构造幅度、异常高压碳酸盐岩气藏均衡开采及控水治水等技术攻关，以保障主力气田的高产稳产。三是随着勘探不断深入，埋藏深度达到6000米至8000米的深层、超深层将成为今后重要的常规资源接替新领域，深层、超深层气藏开发面临储层预测难度大、钻井成本高、风险大、储层品质差、建产节奏变缓等一系列挑战，需要突破深层和超深层的地震预测技术、钻完井及酸化压裂技术，实现规模、有效开发。
（嘉宾为中国石油勘探开发研究院气田开发所副总工程师：刘晓华记者杨振宇采访）
降低生产成本实现页岩气规模上产
近年来，我国页岩气发展迅猛。截至2016年，四川盆地及其周缘的龙马溪组海相页岩气已初步规模开发，我国页岩气产量达到78.9亿立方米，仅次于美国、加拿大。与致密气相比，页岩气有其自身特点，一是从宏观上看，页岩储层分布均匀，非均质性不强，优质储层段集中分布，有效储层平面分布连续、稳定，表现为“大甜点”分布特征，甜点区范围可达数十至数百平方公里。二是流体赋存状态多样，页岩储层储集空间主要为纳米级孔隙，渗透率极低，由于页岩气自生自储，含水饱和度较低，一般不存在可流动的地层水，含气饱和度可高达80%以上，但孔隙结构复杂，游离气与吸附气共存。三是从改造条件上看，四川盆地页岩储层页理发育，局部发育天然裂缝，且天然裂缝走向与目前最大水平主应力方向有一定夹角，因此，页岩储层具备大型人工压裂改造形成复杂缝网的先决条件。这也与页岩储层“大液量、大砂量、大排量”的压裂技术符合。
依靠技术突破和管理创新，西南气区在页岩气开发上总结出一套页岩气效益开发模式。在长宁区块，通过靶体位置优选，锁定优质层位；钻井过程中采用旋转导向技术，保持井筒完整性和光滑性，快速钻进；形成一套低黏滑溜水+高强度、低密度支撑剂+速钻或可溶桥塞的工厂化压裂模式；高效的管理机制也为页岩气的有效开发提供了有力保障。甜点区和靶体位置优选、优快钻井、大型体积压裂、工厂化作业等技术的突破，提高了页岩气的单井产量，实现了页岩气从无效资源到单井有效开发的技术跨越。
同时，西南气区的页岩气上产还面临着一系列困难，首先，四川人口密集，地势险要，环境脆弱，组织难度大，地面工程建设速度面临压力。其次，如何进一步提高页岩气采收率，提高资源的动用程度，也是在快速建产的同时，必须要考虑的迫切问题。第三，随着开发时间的延长，资源埋藏越来越深，对工程技术提出了更高的要求。最后，如何进一步降低页岩气综合成本，意义重大，一定程度上说，关乎页岩气的产业命运。在以后的工作中，一方面可以通过缩小井距，提高储量平面动用程度；通过W形上、下两套水平井立体开发，提高储量纵向动用程度；采用控压生产方式，提高SRV内部的储量采出程度。试验成功后，这3项措施，可使采收率提高到40%以上。另一方面，钻井、压裂仍是进一步降低综合成本的关键环节，需要研发适用性更强的开发技术或工具，采用低成本的支撑剂，优化压裂液用量等系列措施，降低单井综合投资，实现公司页岩气规模效益上产和长期稳产。
（嘉宾为中国石油勘探开发研究院气田开发所副总工程师：位云生 记者杨振宇采访）
实践者说
天然气发展进入黄金时代
马新华(西南油气田总经理、党委书记)
近年来，得益于勘探认识的深化和技术的进步，四川盆地陆续发现了多个大气田。但是，四川盆地天然气资源量探明率仅有10%，常规、非常规天然气资源潜力巨大。
几十年来，四川形成了先进的天然气工业技术体系，天然气区域管网较完善，市场相对成熟。近年来，随着地质认识不断深化和工程技术进步，西南油气田在新的领域不断获得重大发现。因此，西南油气田适时推出五大天然气增储上产工程，打好勘探进攻仗、开发主动仗、页岩气攻关仗。这五大增储上产工程涵盖四川盆地天然气重点、热点、难点领域，平面上几乎覆盖全盆地，纵向上包含多个含气层系。
西南油气田是我国最早勘探开发利用天然气的基地，也是以生产天然气为主的千万吨级大油气田。经过几十年的勘探开发，西南油气田在50多年的艰苦探索和辛勤耕耘中，基本形成了适应盆地地质特点和环境的勘探开发及工程配套技术，特别是在复杂深层碳酸盐岩油气藏、低渗碎屑岩气藏、高含硫气田和页岩气勘探开发等领域，形成了26大技术系列，127项特色技术国内领先，10余项技术达到国际先进水平。这些技术将为西南油气田天然气勘探开发提供有力保障。
西南油气田秉承安全高效开发的理念，全面建成磨溪区块龙王庙组气藏、川东北罗家寨气田，高效建成长宁—威远国家级页岩气示范区等，积累了先进的气田开发经验。
西南油气田要在2020年建成300亿立方米战略大气区，也就是从200亿立方米到300亿立方米，时间只有3年，目前已到了发展最关键的时期，一系列重大部署和方案在今年全面展开。可以预见，在未来一段时间内，西南油气田天然气将处于发展的黄金时代。
掌握核心技术提升页岩气产量
钟兵(西南油气田页岩气勘探开发部主任)
四川盆地页岩气的地下地质条件比北美复杂，埋藏深度普遍比北美深，页岩气有利区多处于丘陵—低山地区，地表条件复杂、施工难度大，如何提高单井产量和最终可采储量、降低成本是开发页岩气面临的挑战。
西南油气田不断学习、总结、创新，通过摸索和实践，落实了四川盆地可开发资源，明确了建产有利区，掌握了页岩气核心开发技术，3500米以浅有效开发技术成熟可靠。最近5年，3500米至4000米页岩气效益开发技术获得重大突破，创造了国内页岩气开发史上的多项第一。页岩气井的钻井周期、单井成本大幅度下降，效益开发的两个关键指标——单井产量、单井可采储量得到大幅提升。
目前来看，西南油气田在长宁—威远页岩气国家级示范区，不管是非常规新技术的运用，还是生产运行管理和作业机制，在国内非常规能源勘探开发中都起到了很好的示范作用。目前，西南油气田正汇聚多方力量，围绕集团公司要求的3个95%、3个20%，攻关地质工程一体化、精准轨迹控制、高应力差地层体积压裂3项技术，开展超长水平段水平井、小井间距和勺形井、超深地区水平井3项试验，进一步缩短钻完井周期、提高页岩气单井产量、降低建设成本，推动川南地区页岩气开发不断迈上新台阶，为把页岩气培育成为集团公司未来天然气业务加快发展的新增长点，把川南地区建设成为我国最大的页岩气生产基地和综合利用基地不懈努力。
