西南油气田开发长宁区块启示录

十年探索，渐享盛名。

2006年3月之前，西南油气田公司气田开发图没有“长宁区块”。今年9月1日，宁201—H1井当班员工介绍说，长宁区块每天向川渝地区输送页岩气360万立方米，第二条输气管道正在建设中。

“长宁区块，收获的不仅是储量产量。”西南油气田公司总经理马新华说，管理和技术的创新十分可贵。

从长宁区块到长宁公司

投资主体多元化

从成都去宜宾，沿四川成自泸高速公路南行，到达四川省威远县老场村，能望见西南油气田威201井场。石碑上的红色大字告诉人们，这是我国第一口页岩气井。

一份收获，几多汗水。

从2006年3月起，西南油气田与国内外企业合作，大规模调查中国石油在四川盆地矿权范围内的页岩气资源，逐步筛选出优先开发的区块。

2010年9月，投资超过亿元的探井——威201井完井，证实威远区块有良好勘探前景。

首战告捷，西南油气田信心倍增。开钻宁201井，获测试日产量是威201井的8.6倍，长宁区块初现端倪。

钻水平井，是提高页岩气单井产量的重要技术措施。长宁区块的试验首先取得重大进展。

2012年7月，宁201—H1井钻井工程鸣金收兵，测试日产量达15万立方米，在相同井深的常规气田也是高产，成为国内第一口具有商业价值的页岩气井。

之后，西南油气田乘势前行，攻关长宁区块资源分布规律，研究井位部署技术，开钻“一场多井”的长宁H2、长宁H3平台，筛选主体技术，初步具备开发长宁区块的能力。

页岩气开发，新课题接踵而至：如何升级技术、如何筹集巨额投资、如何惠及资源地，实现长宁区块规模效益开发？

国家加快页岩气发展的产业政策、寻找能源战略接替领域的历史使命、石油企业开放合作包容的姿态，孕育了国内首家页岩气企地合作企业——四川长宁天然气开发有限责任公司。

2013年12月，这个公司在成都挂牌，注册资本金10亿元，中国石油占股55%，四川省能投占股30%，宜宾国资占股10%，北京国联能源占股5%。

从长宁公司到长宁机制

生产作业市场化

四川长宁天然气开发有限责任公司，简称“长宁公司”。地跨四川宜宾市珙县、兴文县、筠连县和长宁县，50人，2016年产气10亿立方米，2020年计划产气30立方米，勾勒出长宁公司开发长宁区块的初步蓝图，底色是市场机制。

宁201—H1井，长宁区块的第一口生产井。抵达井站的第一个采气工梅云说：“我们在这里工作3年多了，长宁公司是我们单位的甲方。”

长宁区块，不仅仅是采输气作业实现了市场化。

距宁201—H1井场3000米的宜宾市珙县上罗镇，远离川渝输气管网。宁201—H1井投产，使这里成为利用页岩气的四川第一镇；长宁公司的井场建设、钻井等作业，通过市场优选队伍，也使这里成为“联合国”。

漫步珙县上罗镇街头，南来北往的车辆挂着京冀豫鲁鄂等地的车牌，石油工人身着大同小异的工装，说着南腔北调的话，甚至洋话。

长宁公司第一个生产前线指挥部，驻扎在珙县上罗镇东边，隔街相望的是服务长宁区块的斯伦贝谢（中国）办公地。有关资料显示，有3家外国企业“染指”长宁区块的生产作业。

长宁区块的生产作业“大蛋糕”，吸引了中石化的施工企业。截至今年8月，中石化中原西南钻井公司有5个钻井队参与竞标，钻井15口，压裂作业172段。

在长宁区块，中国石油的队伍是主力军。在川的西南油气田、川庆钻探，总部在京津等地的施工、科研企业，通过招标赢得了生产作业合同。

从成立之日起，长宁公司没有一分生产作业“自留地”，但掌控甲乙方、乙方与乙方的协作配合，组织制定、调整技术措施、施工方案，保障地质、钻井、泥浆、定向井、压裂、废弃物处理等作业环环相扣联动作业。

从长宁机制到长宁常态

决策部署专业化

生产作业市场化，可以让长宁公司当“甩手掌柜”？西南油气田副总经理、长宁公司总经理、党委书记谢军说：“决策部署没有摸着过河的石头。这些年，三管齐下是常态。”

谢军的“三”包括：沉下去，组织生产作业，摸清影响提产提速提效的“牛鼻子”；“跳上来”，设计攻关课题，把握科研“方向盘”；聚智慧，组织专业团队专心干专业的大事，主导决策部署。

页岩气储层特性决定了开发难度，单井产量、投资效益由低变高的技术要求更高。

风光无限，尽在险峰。

长宁公司咬定“在何处钻井、水平段穿越哪一套地层、体积压裂、钻井废弃物处理、节约用水”不放松。三年多里，长宁公司提出20多项科研课题，开展50次现场试验。

西南油气田始终担当长宁公司的“大后方”。勘探开发、工程技术等单位，组建地质、压裂液等研究团队，与行业内外科研单位、高等院校建立战略合作伙伴关系，组织开发川南页岩气的兄弟单位取长补短，为长宁公司汇集力量，推进创新。

分段体积压裂是页岩气开发的重要环节，桥塞是分段“神器”，制造难度大，国外产品价格昂贵。西南油气田研发出具有自主知识产权的复合桥塞系列产品，首先应用于长宁区块，桥塞成本下跌85%，使页岩气水平井成本陡降。

决策部署合规、科学，保障了作业工期和质量。与开发初期相比，钻井周期缩短50%，建井成本下降60%，单井测试日产量提高140%。

西南油气田页岩气开发首席专家陈更生说，钻机作业“零等停”、生产废水“零排放”、新井投产“零放空”，从一个侧面体现了决策部署的专业化水平。

从长宁常态到长宁示范

主体技术本土化

8月29日，西南油气田向中国石油集团报告，长宁区块2020年的产量目标增加25亿立方米。

自信，来自实践的累积。

去年，长宁公司圆满完成国家级页岩气示范区的建设指标。截至9月1日，新井成功率达100%，钻获高产气井57口，并新部署80座平台377口井。

自信，更来自国内外油气勘探开发的技术、经验与长宁区块实际相结合而创造的本土化主体技术。

——综合地质评价技术，建立了资源评价方法、技术体系，发现了可供开发的区域、储层，指明了勘定井位的方向。

——“平台+长水平段+分段体积压裂”开发优化技术，大量节省土地，为“工厂化”作业创造条件。

——水平井优快钻井技术，水平段长度从1000米提高到2500米，埋深从2500米增至4300多米，平均钻井周期从175天缩短至76天。

——分段体积压裂技术，显著提高了单井产量和施工效率，关键工具、压裂液国产化，大幅降低成本。

——水平井组“工厂化”作业技术，包括“双钻机作业、批量化钻进、标准化运作”的工厂化钻井技术、“整体化部署、分布式压裂、拉链式作业”的工厂化压裂技术，实现了钻井、压裂工厂化布置、批量化实施、流水线作业。

——高效清洁开采技术，钻井泥浆不落地，水基钻屑无害化处理，油基钻屑常温萃取处理，压裂液用水循环利用。

中国工程院院士罗平亚认为，长宁区块页岩气开发主体技术达到国际领先水平，对页岩气新区的开发有重要的指导意义和引领作用，也存在需要进一步改进、完善的地方。随着页岩气开发不断向深层发展及攻关力量的进一步整合、工程实践更加丰富，技术体系还会不断完善、升级、发展。

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