天然气井开井投产现场。袁 鹏 摄

川西中浅层连续18年稳产在20亿立方米以上。王 平 摄

    □本报记者 袁 鹏

    让地球家园天更蓝、地更绿、水更清，西南石油局擦亮品牌底色，积极探寻深地中清洁能源宝藏。

    2022年12月，集团公司授牌西南石油局“深地工程·川渝天然气基地”。同月，西南石油局川西气田彭州6-5D井顺利完成投产测试作业。至此，川西气田这一超深全新类型气藏一期部署的17口开发井，已全部完成钻完井及产能测试，年产能达到20亿立方米。按照计划，川西气田将于2023年下半年全面投产，将成为该局近十年来成功开发元坝气田、威荣页岩气田之后又一“深地工程”典范。

    2022年，西南石油局生产天然气84亿立方米，较2012年增长近3倍。十年时间，年产量实现6次“换字头”，为川渝地区建设我国首个千亿级天然气生产基地注入强劲动能。这是西南石油局认真贯彻落实习近平总书记关于“能源的饭碗必须牢牢端在自己手里”等重要指示批示精神，全面落实能源安全新战略，强化科技创新驱动向深地进军，打造超深层高含硫气、深层页岩气和致密砂岩气三大领域勘探开发技术品牌的生动实践。

    打造高效开发超深高含硫大气田技术品牌

    2022年初，中国科协发布2021“科创中国”系列榜单。其中，西南石油局“超深生物礁底水气藏（元坝气藏）高效开发技术”荣登资源环境领域先导技术榜。

    该技术有4项创新成果：创新形成7000米深小礁体精细雕刻技术，复杂生物礁群气田高效布井技术，超深水平井轨迹控制与优快钻井技术，高含硫气田水处理循环利用技术，在国内外超深层复杂油气田高效开发中推广应用。

    应用这项技术，西南石油局成功建设了元坝气田，同时建成国内外首座高含硫气田水处理循环利用站，实现高含硫气田水工业回用和零排放，确保了气田安全高效绿色开发。

    元坝气田是世界首个埋深超7000米高含硫生物礁大气田，地层高温、高压、高含硫化氢，其勘探开发是世界级难题。

    在20年前，开发这类气藏是想都不敢想的。如何把不可能变成可能？“通过建立气藏三维地质模型，就好比给7000米地层做了一次CT，清晰展现了礁体的形状、大小、边界以及纵横向分布情况。创新形成了台缘生物礁群发育模式与生物礁储层构型、超深层复杂生物礁群精细刻画与储层预测技术，在我国首次实现7000米深、最小0.5平方千米小生物礁体的精确识别与精细刻画。”油气勘探科研人员介绍。

    利用精确识别与精细刻画技术，科研人员精准识别出地层岩性、地层水分布和含气层构造，精细刻画出了21个礁群、90个单礁体。储层厚度预测符合率由早期的68.2%提高到如今的95.1%，精准计算出7000米深的生物礁体坐标，实现了精准定靶。

    “在超深钻井中，越到深处钻头就要承受更高的温度和压力，遭遇更复杂的压力系统和气水关系。当井深超过7000米，一个手指甲大小的面积就会顶着700公斤的压力。每继续钻进一米甚至半米，都面临巨大的风险挑战。”科研人员介绍。

    为实现科学、安全、经济、高效钻井，西南石油局开展了艰苦卓绝的科研攻关，创新形成了复杂生物礁群超深水平井轨迹控制与优快钻井技术，攻克了超深层钻井提速关键技术，突破了超深水平井蛇形变轨技术瓶颈，挑战了一项项不可能，实现了精准中靶。目前，元坝气田30余口井平均井深约7600米，最深井达到8425米。

    在生产过程中，他们深化气井“四精”管理技术，有效延长气田稳产期，已连续7年稳产高产，累计生产天然气超280亿立方米。其中，累产超过10亿立方米气井12口，平均单井日产气超50万立方米，已成为少井高产、绿色安全高效开发的标杆。

    经评价，元坝气田创新形成的高效绿色开发技术整体达到国际先进、部分达到国际领先水平，填补了我国开发超深层生物礁气田的空白，为我国乃至世界超深层油气资源规模效益开发提供了成功经验。

    在元坝气田成功开发之后，西南石油局进军深层海相的底气更足。川西气田便是他们的第二个目标。

    “川西气田雷口坡组潮坪相规模储层难寻、烃源不足，且埋藏超深、高含硫，效益开发不具备条件，是谁都不愿意碰的硬骨头。”西南石油局负责人郭彤楼说，通过多学科、多领域、多方法联合攻关，他们取得川西雷口坡组潮坪相碳酸盐岩成藏机理与高产富集规律新认识、高含硫气藏效益开发关键技术等成果，掀开了川西潮坪相气藏神秘面纱，找到了打开地下宝藏的金钥匙。

    “十三五”期间，川西气田雷口坡组气藏累计提交天然气探明储量1140亿立方米，实现超深层潮坪相白云岩天然气勘探重大商业突破，成为中国石化继普光气田、元坝气田之后在四川盆地发现的第三个海相大气田。

    “川西气田主力气藏埋深约6000米，属潮坪相白云岩薄互层新类型储层，气藏深、薄、小，传统钻完井技术不再适用，要实现效益开发，创新是破局的关键。”西南油气专家张国东说。

    为此，在开发过程中，他们强化地质工程一体化，优化工艺技术措施，成功走出了一条少井高产的高效开发建产之路。

    他们量身打造“一台多井立体开发井网”方案，采用超长水平井开发模式，部署井数由30口优化为17口，井场占地面积减少40%，实现高效动用储量665.8亿立方米。

    他们强化钻井提速技术，着力优化井身结构、预弯曲防斜打直技术和旋转导向工具组合，创新研发防塌钻井液体系，有效保障超长水平井安全钻进，钻井周期缩短14.2%，测试产量提高65%。

    此外，西南石油局还在新场雷口坡组、井研二叠-三叠系、资阳须五段等勘探中取得重要进展，其中，新深106井测获73.6万立方米/日高产气流，为又一超深海相——新场雷四气藏整体探明奠定了基础。

    打造高效开发深层页岩气技术品牌

    四川盆地深层页岩气资源约占盆地页岩气总资源量的80%，勘探开发前景广阔。

    西南石油局依靠科技进步拓展页岩气勘探开发领域，并取得丰硕成果。我国首个探明储量超千亿立方米的深层页岩气田——威荣页岩气田应运而生，成为中国石化进军深层页岩气并取得重大勘探突破的标志性成果。

    威荣页岩气田主体埋深超过3700米，相比国内其他页岩气田开发难度更大，面临着破裂压力高、缝网体积改造难度大、单井产量低等世界级难题。

    起初，项目组借鉴了不少国外技术，也花大价钱采用了很多高端设备，但高额的投入导致效益并不理想。关键技术的自主研发迫在眉睫，这个油气资源的聚宝盆，成了技术创新的练兵场。

    西南石油局不断攻关深层页岩气钻完井技术、压裂技术、采输一体化技术等关键技术，实现地质100%中靶，水平段平均优质储层钻遇率达到97.7%。目前，威荣页岩气田10亿立方米产能建设已全面建成。

    2022年10月，西南石油局部署在四川乐山市的金石103HF探井，采用新的压裂工艺和压裂液体系，实现多段压裂改造，获得稳定的高产气流，日产气25.86万立方米。通过多井钻探证实，金石103井突破的产层段资源量达3878亿立方米，整个页岩层段资源量超过1万亿立方米，这是我国首次在寒武系筇竹寺组地层取得页岩气勘探的重大突破，意义深远，将为页岩气规模开发由龙马溪组单一层系向新区、新层系、新类型领域纵深推进提供有力支撑。

    捷报频传。同年11月，中国石化“深地工程·川渝天然气基地”获重大突破，由勘探分公司和西南石油局提交的綦江页岩气田首期1459.68亿立方米探明地质储量，通过自然资源部专家组审定，标志着我国又一个超千亿立方米的大型整装页岩气田诞生。

    同时，提速提效方面也取得显著成果，页岩气工区钻井周期缩短6.7%，压裂效率提升17.5%，单井产能提升12%，故障复杂率降低44.7%，为效益开发奠定了坚实基础。

    打造高效开发致密砂岩气技术品牌

    川西陆相气田属致密砂岩储层，其砂体致密坚硬、渗透率低，俗称“磨刀石”，开发近30年，稳产上产难度越来越大。

    2022年，西南石油局推进科技创新，不断开展技术攻关，加强老井措施维护，强化难动用储量效益动用，助推致密砂岩气产量上台阶，让川西陆相气田焕发新颜。

    在精细分类维护老井方面，他们深化地质研究，推进工程工艺进步，创新形成以建模数模一体化为核心的剩余气分布评价技术和提高采收率技术，实施“一井一策”管理，细化排水采气、井底净化维护措施，为每口气井制定压差控制标准，并及时处置异常井，做到精准维护，老井综合递减率6.7%，同比降低2.73个百分点。

    在攻关难动用储量方面，他们持续开展多学科、多领域、多方法联合攻关，取得地质认识、预测技术和工程工艺突破，逐步明确气藏高产富集规律，创新形成断褶裂缝型“甜点”气藏精细刻画关键技术。同时，进一步优化压裂技术，形成高密度裂缝立体压裂技术，大幅提高单井储量控制程度，为致密砂岩气藏储量动用提供了技术支撑，3口井日无阻流量超百万立方米，初步落实千亿立方米探明储量。

    通过技术创新，川西中浅层气藏实现产量逆势增长，2022年增产1.9亿立方米，已连续18年稳产在20亿立方米以上。

    在打造技术品牌过程中，西南石油局始终依靠科技创新向深层、超深层，以及新区、新层系、新类型等领域推进，加快年产百亿立方米气田建设，有力支撑打造具有强大战略支撑力、强大民生保障力的中国石化，推动川渝地区国家天然气（页岩气）千亿立方米级产能基地建设提速。