中新网成都12月26日电题：西南油气田油气当量年产3000万吨背后的难度、力度与温度

记者王鹏

【资料图】

12月26日8时，中国石油西南油气田继2020年12月14日建成“300亿大气区”后又迎来重要而荣光的历史时刻：2022年油气当量年产量突破3000万吨。这一数字，意味着西南油气田向建成国家天然气千亿立方米级产能基地迈出了关键一步。

在2006年，西南油气田油气当量年产突破1000万吨，经历了漫长的48年；从2006年的1000万吨到2019年的2000万吨，西南油气田曾用了整整13年突破；而从2019年的2000万吨到如今的3000万吨，仅用了短短3年。厚积薄发的背后，是几代西油人60余年来在四川盆地的坚守与拼搏。

近日，中新网记者采访西南油气田多位专家及相关部门负责人，深度解码这一里程碑事件背后的难度、力度与温度。

难度：天然气开采面临“三低三高三多”

以富饶著称的四川盆地，目前天然气总资源量40万亿方，居全国之首。四川盆地，为何拥有如此高的天然气储量？

对此，西南油气田副总地质师杨洪志介绍，四川盆地是一个二元结构，下面是海洋沉积，上面是湖泊河流沉积，历经多次地壳碰撞、抬升、褶皱和沉积、剥蚀、火山喷发，翻天覆地，沧海桑田，最终形成了“三隆四凹五个剥蚀面”的油气生储运聚格局。

目前，四川盆地累计探明天然气储量7.3万亿方，探明率仅18.3%，较低的探明率意味着勘探开发潜力巨大。杨洪志说：“四川盆地天然气储层包括海相碳酸盐岩、海相页岩、火山岩、陆相碎屑岩，气藏类型多样，堪称天然气藏博物馆，集中表现为‘三低三高三多’的特征，更意味着开发难度大。”

所谓“三低”，即低孔低渗低丰度，低丰度又与“三多”密切相关——多类型多层系多领域。“纵向上有二十八个层，在总资源量一定的情况下，每一层富集的天然气就少了，针对某一层打一口井采出来的天然气量就少了。”杨洪志进一步解释，“低孔低渗”意味着低产，3万方、4万方的气井居多，因此需要众多的井来实现规模产量，上产难度极大。

一项数据更能直观体现西南油气田气井数量之多——在长期开采过程中，不断增加新井接替，总共钻井6000余口，目前连续生产的气井大约2400口，其中，页岩气井约1200口、常规气井约800口、致密气井约400口。

“三高”，则意味着温度高压力高含硫高，对开采技术提出了更高要求。

“有些温度高达180-190摄氏度，在这样的温度下钻井，特殊钻井工具和电子设备无法承受。高压方面，有些井口压力高到了100兆帕以上，地层压力达到130兆帕，对井口设备提出了更高要求。”杨洪志说，高含硫又要求必须要用新的工艺进行脱硫，从而要花更多投资和费用来处理天然气。

与此同时，西南油气田近年来的开采还逐渐从中浅层向深层超深层拓展：2000年之前平均井深2500米，“十二五”期间平均井深增加到4500米，“十三五”期间增加到5800米，目前蓬莱气区灯四埋深7000-7500米。

当与全球其他油气田富集区域相比，或许更能体现四川盆地的开采难度。

杨洪志说，常规气方面，四川盆地储层品质不如中东和俄罗斯，“我们的储层一般孔隙度是3%-5%，俄罗斯储层孔隙度5%以下就不开发了，等于说我们要做的工作就是在别人不要的‘鸡骨头上刮油’。”

页岩气方面，四川盆地亦不如北美，总有机碳含量和孔隙度不到北美的一半，“我们的优质储层连续厚度不到北美的三分之一，他们60-70米，我们只有20米，同时因为应力差更大，人工缝网改造难度更大。”杨洪志表示。

力度：与天斗与地斗，倾注几代人心血

“三低三高三多”的典型特征，导致四川盆地勘探开发逐步向深层、岩性和盆周复杂领域拓展，难钻地层多，钻井提速难，纵向上压力系统复杂，安全试油难度大，页岩气压裂压窜、套变突出……

数十年来，面对更高的开采难度，西南油气田一直“与天斗与地斗”。记者在采访中了解到，之所以在最近三年完成年产油气当量从2000万吨到3000万吨的历史性跨越，科技支撑成为成功关键。

西南油气田科技处项目管理科副科长李武广介绍，近年来，西南油气田构建了“院士工作站、高校六大特色研究中心、集团公司三大技术支持中心、博士后工作站”为一体的“油公司”模式协同创新体，并相继搭建了“天然气质量控制和能量计量”“页岩气评价与开采四川省重点实验室”“高含硫气藏开采先导试验基地”以及“四位一体”实验平台，科技创新平台持续完善。

“我们围绕高磨地区震旦系-下古生界、川中核心建产区致密气、川西二叠系、川南页岩气等重点领域的重点科技项目1000余项，针对性地开展基础理论和应用技术攻关，自主攻克了一批瓶颈技术，整体达到了国际先进水平。”李武广说，目前公司申请国家专利2000余件，国外专利30余件。

西南油气田工程技术处试油科科长刘强告诉记者，在钻完井技术方面，西南油气田目前形成了以“井身结构优化、个性化钻头+长寿命螺杆、精细控压钻井、精细控压压力平衡法固井、射孔酸化测试联作、精准酸压、页岩气体积压裂、致密气高强度低伤害多缝压裂”等为核心的优快钻完井技术系列。

以页岩气开采为例，由于四川盆地页岩气与北美不同，不能照搬北美页岩气压裂技术，通过多年技术攻关，西南油气田形成了本土化的主体技术，如“三结合三统一”、勘探开发一体化、地质工程一体化等，以及“一平台一工程一井一评价”“一段一决策”等措施，不断细化开发单元，对靶体、长度实施优化，不断提高单井产量降低成本，最终创造历史，树立了国内页岩气开发的标杆。

“面对这样一个比较复杂的对象，我们通过60多年的努力拼搏逐渐积累，付出了几代川油人的心血与汗水。”采访中，杨洪志这句话令人印象深刻。

特别是2022年，疫情、限电、高温等重重困难叠加，西南油气田的开发进度面临重大挑战。在此背景下，最终依然成功实现了开钻400口井以上、投产300口井以上、新建产能100亿方的计划。

“比如，按正常程序需要方案批复后开展井位论证，需要钻前工程修好后才上钻机，需要完钻测试出气后才开始集输配套建设，我们要求‘三个不等’，要求是井位不等方案，要求钻井不等钻前，要求投产不等地面，做到各环节无缝衔接，时间也是按小时、按天来倒算。”杨洪志称。

温度：发展一方经济，造福一方百姓

3000万吨油气当量，对公众来说，或许只是一个抽象的数字。对此，西南油气田公司营销部副主任张友波进行了换算：

3000万吨油气当量折合天然气376.5亿立方米，如果按一个三口之家日均1立方米天然气用量测算，3000万吨油气当量的天然气，可供全国14亿人连续使用3个月，四川省8300万人连续使用4年，成都市2100万人口连续使用17年。工业领域，可满足川渝地区工业企业3.4年连续使用。

“开发一个气田，发展一方经济，造福一方百姓”，这是西南油气田多年来坚持的理念。在川渝地区，西南油气田拥有千余家大中型工业用户、1万余家公用事业用户以及2500余万家居民用户，市场占有率超75%以上。

张友波介绍，随着西南油气田的多年耕耘，川渝地区已逐步发展成为国内最成熟的天然气利用市场，天然气在一次能源消费中占比高达20.4%，远高于全国9.0%的平均水平，其中60%的地区GDP与天然气有关。按国家统计局的研究成果，川渝地区每生产1方天然气将带动相关产业发展GDP贡献值8.61元计算，将带动相关产业发展GDP贡献值达3237亿元。

能力越大，责任越大。今年7至8月，川渝地区突发持续性极端高温灾害天气，电力供需形势异常严峻。关键时刻，西南油气田以“让气于电”助力“让电于民”，展现央企的社会责任与使命担当。

“公司7至8月累计向两家燃机电厂供气2.56亿方，同比增加1.8亿方，增幅237%，日最高供气量超600万方，创单日供气历史新高。”张友波说，在全力保障燃气电厂满发尽发的同时，极大降低了燃气电厂的资源采购成本约2.5亿元。

而在今年9月，西南油气田再次向川渝地区可中断调峰客户增供合同外气量约6620万方，让利超2.32亿元，响应了四川省政府提出的“决战四季度大干一百天”工业企业稳产满产要求，全力支持川渝地区经济社会发展。

记者了解到，未来西南油气田将按照“2025年达产500亿方，2035年达产800亿方”战略规划，扛起天然气千亿立方米产能基地、建设中国“气大庆”主力军重任。

同时，把握产运储销一体化优势，科学配置气源，充分发挥西南能源战略通道枢纽作用，全力保障双城经济圈天然气安全平稳供应。最终，西南油气田将充分发挥产运储销一体化优势，带动盆地天然气全产业链规模快速发展，提升天然气产业增加值对川渝地区生产总值的贡献。

“我们会加快勘探开发力度，把能源饭碗端在自己的手里，尽可能把资源转化为储量，把储量转化为产能，把产能转化为产量，为国民经济做贡献，加快中国现代化发展。”杨洪志表示。

“今年成功迈上油气当量3000万吨新台阶，将为2025年建成500亿大气田打好基础，为川渝建成千亿立方米天然气产能基地发挥主力军作用！”西南油气田相关负责人表示，将紧密围绕常规气“压舱石”、致密气“新阵地”、页岩气“增长极”三条主线，继续全面推进增储上产；充分发挥公司天然气产运储销一体化优势，持续稳定拓展优质天然气销售市场；大力推进“油公司”模式和“三项”制度改革，全面打造“管理+技术+核心操作”运营模式，切实提升风险管控能力，践行“绿色低碳安全发展”理念，实现天然气全产业链高质量高效益可持续发展。(完)

（文章来源：中国新闻网）