川西气田，强势崛起

薛婧

川西气田走出了一条创新路。 摄影/李 晋

3月11日，中国石化西南石油局川西气田全面建成投产，预计年产天然气20亿立方米，同时产出13万吨硫黄，为我国西南地区及川气东送沿线提供更多清洁能源。

川西气田位于四川省彭州市境内，探明地质储量超千亿立方米，是国家千亿立方米级天然气生产基地和西南地区“气大庆”建设的重要组成部分，被列为国家产供储销体系建设重点督办项目和四川省重点项目。

揭开新类型气藏

四川盆地天然气资源丰富。2000年，中国石化开始川东北深层海相油气勘探。在礁滩相领域发现普光气田，指引着油气勘探工作者向更深的地下探索。

2006年，西南石油局进军川西深层海相层系，部署22条、1931公里区域地震大剖面，给五六千米以下的地层做了一次高清CT，仔细研究后发现了气藏的蛛丝马迹。同时，油气地质条件研究认为，川西地区海相有比较好的成藏条件，勘探潜力大。

2010年，川科1井在雷口坡组顶测试获得高产工业气流，日产天然气86.8万立方米。2014年，彭州1井在雷四段测获日产天然气121.05万立方米。龙门山前构造带海相勘探取得新突破，展示出海相巨大的勘探潜力。

2015年，按照主攻金马—鸭子河构造带、落实气藏规模、力争发现海相大气藏的勘探思路，西南石油局在彭州1井向北15公里处部署了鸭深1井、向西南19公里处部署了羊深1井。实钻揭示，鸭深1井、羊深1井雷四段白云岩储层累计厚度达100米以上，分别测获日产天然气48.5万立方米、60.8万立方米，实现龙门山前带雷口坡组勘探重大突破。

科研人员通过连续取心、整体系统研究，加大单井沉积相分析和横向对比。新类型——潮坪相白云岩气田跃然于世。

彼时，国内外尚无系统研究。西南石油局成立了川西海相研究攻关团队，以寻找大规模气藏为目标，聚焦制约四川盆地雷口坡组油气勘探发现的难题，将勘探与研究结合、地质与物探结合，通过构造—沉积—成储、成盆—成烃—成藏、地震储层预测三方面的系统深入研究，形成了“川西雷口坡组潮坪相碳酸盐岩天然气成藏富集规律研究”成果。该成果入列中国地质学会2021年度“十大地质科技进展”。

优快钻井成效显著

川西气田构造位于川西坳陷龙门山构造带中段，主力气藏埋深约6000米，属潮坪相白云岩薄互层新类型储层，低孔隙度低渗透率，气水关系复杂，龙门山前逆冲推覆构造带复杂，工程难度大、井壁稳定性差、建井成本高，开发的经济效益处于边界效益。

“雷口坡组气藏要实现效益开发，就要用长水平段水平井，提高单井产能及储量动用程度，实现少井高产。”西南石油局工程管理部副经理唐宇祥说。

按照“少井高产”原则，科研人员开展地质、工程、经济一体化研究，为川西气田量身打造“一台多井立体开发井网设计”方案——利用一个井场打多口大位移大斜度开发井，把地下多套储层连通成一个整体，减少井场数量，增加井轨迹的泄流面积，从而提高单井产能。

2019年，西南石油局首批部署了11口开发井，平均井深6900米、水平段长671米。2021年，川西气田优化方案部署井6口，井更深、段更长，平均井深达7900米、水平段长1628米。其中，彭州6-6D井完钻井深8206米、水平段长1893米，创下纪录。

井眼从陆相到海相地层，岩性复杂多样，地层压力系统交互叠加，“过路”气层多而活跃，气水关系复杂。雷口坡组储层井壁稳定性差，沿最小主应力方向打井，极易发生卡钻故障，上翘轨迹控制难度大，工程难度大，钻井任务艰巨。

面对世界级挑战，川西气田创新联合监管模式，实行专家驻井制，成立生产技术、地质跟踪、安全环保3个保障团队，强化甲乙方一体化，打通管理壁垒，缩短决策链条，整合技术力量，畅通沟通渠道。

强化地质、工程一体化。地质上，优化设计与施工方案，在靶点和轨迹设置上充分考虑工程难度。工程上，“以快制胜”安全高效施工，通过“定测录导”一体化长穿优质储层井眼控制等技术，尽最大可能达到地质目的。

开展校企联合攻关，成功应用钻井液、裂缝性气层井控控制等关键技术。针对多压力系统、复杂地层、长裸眼段特点，研发应用复合盐强抑制钻井液体系，解决高地压地层稳定性差的问题，保障二开陆相长裸眼井段井筒安全。

加强多钻机一体化管控，解决高含硫超深丛式井组一台多机模式下多专业、多队伍立体交叉作业安全风险管控难题，完成并逐步升级钻完井工程推荐做法，完善工艺细节，固化经验成果。

走环保低碳之路

彭州市境内，工农业发达，人口密集。川西气田坐落于此，环保低碳又是一大挑战。

走环保低碳和循环经济的路子，川西气田用“两条腿走路”。

处理一般固废，一方面与中国节能环保集团有限公司合作，将固废制备烧结砖；一方面与彭州市亚东水泥厂合作，利用固废制成水泥。

油基钻屑等危废专项处置费用高，运输安全风险大。川西气田引入西南石油大学“油基岩屑随钻综合利用装置”进行工业化试验。在彭州4-4D井进行的油基岩屑随钻一体化减量先导试验获得成功。处置后的剩余固相、石油烃类含量极低，可大幅降低外运环保风险。干馏油可直接用于现场配浆，最大限度实现了对油基废弃物的资源化利用。

在点火放喷前的试气阶段，川西气田采用酸压返排液实时除硫工艺技术，综合掉杂质、异味、残酸，实现清洁生产、减排降碳。

除此之外，中国石化自主设计施工川西气田地面工程，分散式设脱硫站，创新钻井、采输、净化同平台模式，实现分散脱硫、分散脱水，确保酸氣酸水不出站，实现站内脱硫和硫黄回收。

3月20日，川西气田硫黄成型装置成功投运，实现了外输产品气达到国标一类气标准，天然气总硫回收率超99.9%，硫黄产品达到一等品标准，同时废水“零”排放。

值得一提的是，川西气田创新智能应用，集成安全风险智能化管控平台，建立智能运维管理平台，确保全过程安全环保、减排降碳。

“川西气田的全面建成投产，为超深层油气资源规模效益开发提供了成功经验。”中国石化西南石油局执行董事、党委书记郭彤楼说。

责任编辑：陆晓如

znluxiaoru@163.com

中国石化在四川盆地的第三个千亿立方米海相大气田——川西气田全面建成投产。