打页岩气井公司

打页岩气井公司，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。

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。