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。

　　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。