西南油气田加快页岩气开发纪实-北极星火力发电网

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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。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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