綦江页岩气田丁页6平台钻井施工现场。 肖 燕 摄

    西南油气

    綦江页岩气效益开发

    ●技术亮点●

    聚焦“精进认识、精细分区、精准施策、精益管理”，形成“地质一体化精细分区、工程差异化精准施策、全过程优化降本”的盆缘双复杂构造区低成本效益开发新模式，实现准确预测、提速增效、高效运行。

    □本报记者 薛 婧 通讯员 张南希

    6月8日，綦江页岩气田丁页12-7HF井顺利投产，西南油气深层页岩气效益开发取得新进展。

    四川盆地及周缘深层超深层页岩气储层多位于复杂构造区，高质量勘探开发面临诸多世界级挑战。

    2014年，西南油气部署实施的丁页2HF井试获日产气10.4万立方米，成为我国首口获得工业气流的深层页岩气井。2018年，在重庆綦江东溪构造部署实施的东页深1井试获日产气31万立方米，成为我国首口埋深大于4200米的高产页岩气井，拉开首个盆缘复杂构造区中深层-深层页岩气大气田——綦江页岩气田效益开发序幕。

    綦江页岩气田处于四川盆地东南缘与云贵高原的过渡带，页岩层埋深1900~4500米，主体埋深大于3500米，地面山高沟深、出露地层高陡、断缝溶洞多，地下构造断裂复杂、地应力场扰动大、气藏类型多。

    10年来，西南油气与勘探分公司深度合作攻关、开展先导试验，初步形成关键开发技术政策和生产组织新模式。

    地质认识“精”。他们强化精确成像、精细解释技术攻关，融合构造、地质、工程“甜点”预测技术，精准刻画裂缝、预测应力和脆性，支撑有利区评价与优选，进一步精进气藏认识、揭示生产规律。

    建产政策“精”。他们将丁山区块细分出8个建产分区，结合建模数模技术，依据钻采工程难度、单井产能及投资效益测算，制定“建一块、评一块、攻一块”策略，编制5亿立方米产建方案并分批实施。

    过程实施“精”。他们攻关形成安全优快低成本钻井技术体系及装备配套，实现提速降本；采用大型物模与数值模拟联合分析技术，形成不同类型气藏压裂工艺优化技术；创建气井精细排液、精准控产、精心维护“三精”管理模式，优化复杂井型高效排采工艺技术，探索复杂山地安全高效集输技术，实现稳产增产控本。

    目前，綦江深层页岩气田效益开发先导试验初见成效——东页深2井在埋深4300米优质气层试获日产气41.2万立方米，取得重大进展；新页1井试获日产气53.2万立方米，形成川东南盆缘复杂构造带“新场南-东溪-丁山-林滩场”整体连片。