理論創新和技術進步支撐引領百億氣田建設

甘振維

中國石化西南油氣分公司

理論創新和技術進步支撐引領百億氣田建設

甘振維

中國石化西南油氣分公司

甘振維.理論創新和技術進步支撐引領百億氣田建設. 天然氣工業，2016, 36(12): 1-9.

“十二五”以來，中國石化西南油氣分公司面對日益復雜的勘探開發對象和扭虧創效的巨大挑戰，堅持科技創新，發展完善了陸相碎屑巖和海相碳酸鹽巖兩項勘探理論，形成了生物礁、河道砂巖和致密砂巖等三類氣藏開發配套技術，創新發展了智能滑套分段改造工藝、噴封壓一體化儲層改造工藝、脈沖壓裂技術、超深高含硫水平井鉆完井及投產關鍵技術等工程技術。上述理論創新和技術進步有力支撐了四川盆地川西陸相碎屑巖、川西海相碳酸鹽巖、川南海相頁巖氣、川東北元壩海相碳酸鹽巖等領域的重大突破，發現了3個千億立方米級規模天然氣商業儲量區，探明了2個、建成了3個大中型氣田，天然氣儲產量創歷史新高。“十三五”期間，將重點攻關深層海相碳酸鹽巖氣藏勘探開發、深層頁巖氣商業開發、高含硫氣田安全開發和開發老區氣藏提高采收率技術，到“十三五”末天然氣年產量力爭達到（100～120）×108m3。

四川盆地 中國石化西南油氣分公司 天然氣 勘探 開發 “十二五” “十三五” 商業儲量區 年產量

1 概況

中國石化西南油氣分公司(以下簡稱西南油氣分公司)油氣勘查與開采區塊分布地域廣泛，主要分布在四川、重慶、云南、貴州、廣西、湖南、西藏等省（市、區），總面積13.42×104km2。目前勘探開發的主戰場主要集中在四川盆地，區塊面積合計5.69×104km2（圖1）。四川盆地的區塊主要分布在川西坳陷、川北坳陷等坳陷帶，具有儲層埋藏深、致密等特征，勘探開發難度大，對工程工藝技術要求高。“十二五”期間，西南油氣分公司推進科技興氣戰略，科技進步明顯，成效顯著，有力支撐了四川盆地陸相、海相、頁巖氣三大領域天然氣勘探開發的重大突破，為該公司“十三五”建成百億立方米氣田奠定了堅實的基礎。

圖1 西南油氣分公司礦權區塊分布圖

2 “十二五”天然氣勘探開發成果

勘探方面，大力實施資源發展戰略，堅持“擴大陸相、主攻海相、探索新區、突破非常規”的勘探思路，發現了成都凹陷中淺層巖性氣藏、川西坳陷東斜坡帶中淺層巖性氣藏和龍門山前帶海相氣藏3個千億立方米級規模天然氣商業儲量區，“十二五”累計新增天然氣地質儲量1.77×1012m3，其中天然氣探明儲量2 661.2×108m3，控制儲量6 497.8×108m3（圖2），油氣勘探保持了較高的商業成功率，高效探明了成都和中江2個大中型氣田，實現了規模增儲和高效勘探。

開發方面，堅持“加大難采儲量動用力度、加強元壩開發方案研究、加快川西中淺層新區評價與部署”的工作思路，通過加大川西中淺層產能建設力度、全力推進元壩上二疊統長興組產能建設、大力推廣水平井工藝技術以及全面推進氣藏開發精細化管理，實現了天然氣產量的高峰增長。“十二五”期間，累計動用天然氣儲量2 267×108m3，較“十一五”末增長1 175×108m3，天然氣年產量從“十一五”末的27×108m3上升至2015年的50×108m3（圖2），產量基本翻番，實現了持續增長，同時儲采比穩中有升，天然氣發展形勢良好。建成了元壩生物礁超深高含硫大氣田、川西坳陷東斜坡帶中江大氣田以及成都凹陷什邡中型氣田3個大中型氣田。

圖2 天然氣地質儲量和產量年度變化圖

3 理論創新與技術進步引領和支撐油氣勘探開發

“十二五”期間，西南油氣分公司堅持科技創新，發展了陸相碎屑巖和海相碳酸鹽巖兩項勘探理論，形成了生物礁、河道砂巖和致密砂巖等三類氣藏開發配套技術，創新發展了智能滑套分段改造工藝、噴封壓一體化儲層改造工藝、脈沖壓裂技術、超深高含硫水平井鉆完井及投產關鍵技術等工程技術。這些理論創新和技術進步有力支撐了中國石化西南油氣分公司儲產量快速增長。

3.1創新地質認識，調整勘探思路，油氣勘探屢獲突破

3.1.1 創新形成“疊覆型致密砂巖氣區”新認識，引領發現成都、中江兩個大中型氣田

2010年以前，四川盆地川西坳陷陸相油氣勘探以尋找構造氣藏為主，先后發現了孝泉、新場、合興場、馬井、新都和洛帶等多個大中型氣田和含氣構造。但是，隨著正向構造帶主體油氣的基本探明，尋找新領域，評價新區帶，取得勘探新突破，已經成為西南油氣分公司加快發展的當務之急。

是否發育有效儲集砂體是油氣藏能否形成的關鍵因素之一。“十二五”期間，西南油氣分公司強化基礎研究，著重對沉積物源及沉積體系開展了重點研究，提出了川西前陸盆地“脈沖式波動”二元體系域結構層序地層學新認識[1]，明確了川西坳陷晚三疊世至侏羅紀為長短軸物源共存、近源遠源匯砂、多物源供給、多沉積體系發育、砂體縱向多層疊置、橫向廣覆連片的特征[2]，具備形成多層系、大面積連續分布的巖性圈閉以及疊覆型致密砂巖氣區的沉積條件。通過對成都凹陷陸相層系成藏地質條件、成藏機理和富集規律的研究，提出了“疊覆型致密砂巖氣區”成藏地質新概念[3]，闡明了它的形成條件、基本特征和主控因素，為復雜條件下的油氣勘探提供了新的理論依據。

“十二五”期間，在“疊覆型致密砂巖氣區”成藏地質新認識的指導下，川西陸相油氣勘探思路“由隆起帶向凹陷—斜坡區、由構造圈閉向大面積巖性圈閉、由單一氣藏向多氣藏”轉變，相繼發現并建成了成都、中江兩個大中型氣田，累計提交探明儲量2 253.1×108m3。

3.1.2 夯實基礎研究，突破固有認識，川西海相碳酸鹽巖勘探取得突破

中三疊統雷口坡組是四川盆地海相重點勘探層系，經過50余年的勘探，僅發現了以中壩、磨溪為代表的少量中小型氣藏[4]。“本身烴源不發育、氣源不足”[4-5]和“無規模儲層發育”等傳統觀點長期制約該領域勘探。2005年以來，針對這兩個制約雷口坡組勘探突破的問題加強了基礎研究，最終通過理論認識的突破和技術進步，實現了川西雷口坡組勘探的重大發現。

在“蒸發環境生烴”理論的支撐下，通過野外與井下相結合，重新認識了川西雷口坡組的生烴能力，提出川西雷口坡組處于強蒸發、高鹽度、強還原沉積環境，發育一套厚200～300 m富藻碳酸鹽巖高效烴源巖[6]，其生烴強度（20～40）×108m3/ km2，資源量達11 260×108m3。此外，川西二疊系及以下海相層系還發育5套烴源巖，其中僅中二疊統烴源巖厚度為150～250 m，生烴強度（60～110）×108m3/km2，資源量達24 600×108m3。氣源對比證實，新場雷口坡組天然氣來自雷口坡組，龍門山前帶雷口坡組天然氣來自二疊系和雷口坡組的混源氣。該認識突破了雷口坡組氣源不足的固有認識，明確雷口坡組具備形成大中型氣田的資源基礎。

前期的研究成果指出，四川盆地內部雷口坡組儲層厚度薄、規模小、分布不穩定，規模巖溶儲層或灘相孔隙型儲層不發育[7-9]。其中川西坳陷處于古巖溶下斜坡區，表生巖溶作用弱，不利于大規模風化殼巖溶型儲層的形成[10]。“十二五”期間的研究表明，受潮坪沉積成巖環境、印支早期弱暴露巖溶作用以及晚期埋藏溶蝕作用控制，川西雷口坡組四段發育區域性分布厚度穩定的白云巖孔隙型儲層，厚度介于50～100 m，其中下儲層段平均孔隙度達到5.3%[11]，川西雷口坡組具備形成大中型氣田的儲層條件，2007—2010年實施的CK1、XQS1和XCS1井鉆井揭示并證實了這一認識。2012年，在川西山前帶開展了地震資料處理和解釋技術攻關，利用“拓頻+反演”預測技術精細預測儲層，在此基礎上分別甩開鉆探了DS1井、TS1井和PZ1井，均在雷口坡組鉆遇厚80～110 m的白云巖儲層，進一步展示雷口坡組儲層在川西地區廣泛分布。其中PZ1井測獲121.05×104m3/d高產工業氣流，取得了龍門山前構造帶海相勘探的重大突破，隨后部署的YaS1井和YS1井測試均獲高產氣流。目前，川西雷口坡組已提交天然氣控制儲量1 112.95×108m3、預測儲量2 086.04×108m3（圖3），發現了彭州和新場兩個氣藏，有望建成四川盆地又一個海相大氣田。

圖3 川西雷口坡組圈閉分布圖

3.1.3 強化地質研究，依托技術創新，川南海相頁巖氣快速發展

“十二五”期間，針對探區海相頁巖氣埋深大（3 500～4 200 m）、構造復雜、區塊零散小等特點，西南油氣分公司強化基礎研究，從區域地層沉積、構造演化、有機地化、儲層及保存條件等方面入手，開展了川南探區海相頁巖氣形成及富集條件系統研究，提出了優相、適演、保控富“三位一體”深層海相頁巖氣高效成藏新認識，攻關形成了頁巖氣儲層“甜點”預測技術。基于“三位一體”新認識，結合地球物理預測技術，優選出威遠—榮縣、榮昌—永川、丁山核心區為勘探開發有利區。

針對川南深層頁巖氣鉆井周期長、軌跡控制難、壓裂縫復雜程度低、施工難度大、建井成本高等難題，攻關形成了以三開制井身結構為核心的單井優快鉆井配套技術、以提高優質頁巖鉆遇率為核心的水平井地質導向跟蹤技術、以“大通徑橋塞+可溶球分段壓裂”為主體的深層頁巖氣體積壓裂技術。現場應用效果表明，這些技術提速成效顯著、井身軌跡控制好、儲層鉆遇率高。依托地質新認識和技術創新，西南油氣分公司在川南地區頁巖氣領域取得一系列勘探突破：①在威遠—榮縣探區部署的威頁1HF井測試獲17.5×104m3/d工業氣流，取得探區下志留統龍馬溪組頁巖氣勘探突破；②在井研—犍為探區部署的金頁1HF井測獲天然氣5.95×104m3/d，取得下寒武統筇竹寺組頁巖氣的勘探突破；③在榮昌—永川探區部署的永頁1HF井測獲14.12×104m3/d高產工業氣流，取得盆內龍馬溪組深層頁巖氣（大于4 000 m）的勘探突破。經過評價，西南油氣分公司探區內龍馬溪組、筇竹寺組合計頁巖氣資源量131 145×108m3，具有巨大的勘探開發前景，成為西南油氣分公司“十三五”一個新的重點產能建設領域。

3.2攻關瓶頸技術，精細描述氣藏，油氣開發成效顯著

3.2.1 創新形成了超深高含硫生物礁氣藏開發關鍵技術，建成元壩大氣田

元壩長興組氣藏整體為臺地邊緣礁灘相沉積，單礁體規模小、垂向多期疊置，儲層物性差、厚度薄、非均質性強、橫向連通性差，氣水關系復雜，具有“一礁一藏”的特征（圖4）[12]。同時，元壩長興組氣藏平均埋深超6 600 m（實鉆長興組頂底介于6 239～7 244 m之間），與國內近期深層油氣藏相比，元壩長興組氣藏是國內規模開發的埋藏最深的超深層氣藏[13]。針對該類氣藏的有效開發，國內外尚無成功先例[14]。“十二五”期間，通過開展儲層分布規律與發育模式、小礁體精細刻畫與薄儲層定量預測、條帶狀小礁體氣藏水平井優化設計、超深薄儲層水平井軌跡實時優化調整、鉆完井及投產關鍵技術、地面集輸技術等方面的研究，形成了元壩超深高含硫生物礁氣藏開發關鍵技術，支撐了元壩長興組氣藏的高效開發。

自2011年啟動元壩長興組年產能34×108m3凈化氣建設方案以來，已建成混合氣產能40×108m3/ a。元壩氣田于2014年12月10日正式投產，截至2016年9月底，已投產井28口，日產混合氣量最高達1 097×104m3，累計產氣37.8×108m3，采出程度3.94%，開始進入穩產階段（圖5）。

3.2.1.1 形成礁灘相儲層精細刻畫關鍵技術，實現儲層精確預測

通過生物礁地層層序、沉積微相、儲層特征及礁相儲層白云巖化作用與溶蝕作用等研究，揭示礁相白云巖儲層形成機理，明確優質儲層分布規律。其中，針對單礁體及礁群分別建立儲層發育模式，為井型優選、井位部署及井軌跡優化調整奠定了地質基礎。通過古地貌分析、瞬時相位、頻譜成像及三維可視化等技術精細刻畫小礁體空間展布，以相控疊前地質統計學反演為核心精確預測礁相儲層厚度及平面發布。

圖4 元壩地區長興組生物礁發育地質模式圖

3.2.1.2 形成小礁體薄儲層水平井部署及優化技術，實現超深水平段軌跡精準控制

針對元壩長興組氣藏礁體規模小、優質儲層薄、橫向連通性差、氣水關系復雜、具有“一礁一藏”的特點，建立以水平井為主、大斜度井為輔的復雜條帶狀小礁體氣藏開發井網，提高單井產能和儲量動用程度。采用不規則井網模式，根據礁體的連通性、儲量大小以及氣水分布特征，分別確定井距、水平段長度和方位。建立復雜小礁體氣藏“找云巖、穿優質、控遲深、調靶點”的軌跡優化調整模式，并利用基于MWD＋抗高溫螺桿的滑動導向軌跡控制技術，實現超深層長水平段軌跡的精準控制。

3.2.1.3 形成元壩海相高溫高壓高含硫超深氣藏鉆完井技術

通過近10年的持續攻關，形成了超深高含硫水平井安全優快鉆井與超深水平井軌跡實時優化與控制技術[15]，在國內首次突破了7 000 m以深超深高含硫水平井鉆完井技術瓶頸，平均完鉆井深7 441 m、鉆井周期368 d，較前期鉆速提高22.16%，周期縮短31.5%，解決了超深薄儲層、長水平段井眼軌跡控制的重大難題，準確中靶率達100%，水平段儲層鉆遇率達82%。同時為進一步提升氣田效益，完成了涉酸關鍵設備及管材的國產化，完井物資國產化率達到85%，節約投資超過4億元。

圖5 元壩氣田長興組氣藏生產曲線圖

3.2.1.4 超深碳酸鹽巖氣藏儲層改造技術

研發了160 ℃高溫緩蝕酸液體系，形成了水平井段分流暫堵酸壓工藝技術[16]，通過改造過程中的酸液轉向分流，大幅改善了長水平段吸酸剖面，提高了裂縫導流能力，實現了長水平段的充分改造，元壩氣田暫堵酸化施工成功率100%，改造后增產效果顯著。

3.2.1.5 元壩海相高含硫氣田凈化集輸技術

針對天然氣有機硫含量高、氣井比較分散、集輸管線較長等難點，采用中國石化自主研發的高含硫天然氣凈化工藝包建成4套300×104m3/d的高含硫天然氣凈化主裝置，凈化天然氣達到國標一類氣指標，天然氣有機硫脫除率為93.7%，硫磺回收率為99.96%。形成了改良的全濕氣加熱保溫混輸工藝技術、多遠信息集成技術、集中監控智能化管理技術，確保了氣田的安全平穩運行和管理的智能化、信息化。

3.2.2 依托技術進步和勘探開發工程一體化，高效建成中江、什邡氣田

依托河道精細刻畫、儲層預測、高產富集規律研究等成果以及凹陷—斜坡帶復雜致密砂巖氣藏高效評價及建產關鍵技術，全面推進勘探開發工程一體化，開發積極介入勘探評價，跟蹤勘探動態，針對凹陷—斜坡區進行整體評價與建產，實現了當年發現、當年評價、當年建產。新區新增動用儲量260×108m3，新建產能13×108m3/a。

3.2.2.1 依托河道砂巖氣藏開發評價選區技術，落實開發建產區

創新開展了以斷層與河道砂精細刻畫為基礎的斷砂配置研究，建立了以“斷、砂、配、構”為基礎的四維“甜點”綜合評價技術體系，形成了“深源淺聚、斷砂輸導、多期河道、差異成藏、構造調整、甜點富氣”的地質新認識，結合儲層預測及含氣性檢測，優選出開發評價及建產區，為氣藏的高效開發奠定了基礎。

3.2.2.2 依托河道砂體精細刻畫與儲層預測技術，尋找優質儲層

針對河道砂巖氣藏的地質與地球物理特征，提出了“相控找砂、砂中找優、優中找富、精選靶點”的從宏觀到微觀、從定性到定量、相帶—儲層—含氣性—甜點逐步逼近的地球物理氣藏綜合預測思路，形成了河道層序識別、河道砂體疊置樣式正演、相帶空間刻畫和遞進反演相控儲層定量描述等關鍵技術[17]。使巖性預測吻合率大大提高，突破了川西致密氣藏河道砂巖精細刻畫和定量預測技術瓶頸，實現了水平段儲層關鍵參數的實時優化，確保水平段儲層深度預測誤差控制在5 m以內，極大提高了井軌跡控制精度和水平段儲層鉆遇率，促進了疊置河道高效開發。

3.2.2.3 依托“二開制”鉆完井技術，有效降低建井成本

通過從鉆前到采輸全過程的標準化設計、建設與管理，建井實效得到全面提升，形成的“二開制”優化鉆完井技術、水平段一趟鉆技術得到全面推廣應用，鉆井周期較前期縮短36%，機械鉆速提高了39%，平均單井降本439萬元。

3.2.2.4 水平井分段改造技術持續進步，不斷提升單井產能

自主創新研發了以“一把鑰匙開一把鎖”為理念的智能滑套水平井分段壓裂技術，具有施工級數不受限、不動管柱連續施工、管柱全通徑功能等特點，為水平井精細分段改造、動態監測及優化注采提供了新的技術手段。在江沙33-19HF井壓裂施工中，采用該技術完成了30段分段改造，創外徑139.7 mm套管內油管帶封隔器不動管柱施工段數的世界紀錄。在川西氣田推廣應用15口井，和常規壓裂工藝相比較，單井產量平均提高在30%以上，為油氣田的提質增效發揮了積極作用。目前該項技術已獲得國際發明專利1項，國內發明專利7項，打破了國外技術壟斷，具有廣闊的推廣前景。

3.2.3 強化老區精細描述，細化氣藏開發管理，實現難動用儲量的有效開發

川西陸相氣藏經過近20年的開發，已進入密井網、低豐度開發中后期，隨著開采程度加深，地下氣水關系更趨復雜，剩余氣分散，氣田穩產和調整挖潛的難度越來越大。

通過技術攻關，形成、完善了致密砂巖氣藏提高采收率關鍵技術體系。同時，通過強化氣藏精細描述、強化致密砂巖氣藏開采動態規律研究、強化氣藏開發管理，全面提高老區綜合調整技術水平，有效提高氣田采收率。一是強化氣藏精細描述，精確認識致密砂巖氣藏砂體及夾層的展布；二是強化致密砂巖氣藏開采動態規律研究，根據氣藏差異性分析形成了針對性的開發技術對策，實現了平均有效滲透率0.01 mD、含水飽和度大于50%的低品位儲量的有效開發；三是強化氣藏開發管理，實行“一藏一案、一井一策”，細分管理單元、管理措施及對策，延長老井穩產期，提高氣藏采收率。“十二五”以來，川西中淺層老區主力氣藏共新增動用儲量132×108m3，新建（增）產能9.44×108m3/a，新增可采儲量96×108m3，采收率提高8%，老井產量綜合遞減率控制在12%以內，實現了川西中淺層20×108m3/a產量穩產11年。

4 “十三五”發展方向

4.1面臨的形勢和挑戰

“十二五”成果豐碩，為“十三五”發展夯實了基礎。但“十三五”將面臨更大的挑戰：①勘探領域從陸相進入海相，從常規邁入非常規，面對的勘探對象更加復雜、目的層埋藏更深、儲層更加致密，理論認識、方法技術、研究思路需要加快轉變和創新發展；②川西海相與川南頁巖氣產建工程要實現效益開發，在工程技術領域有許多“瓶頸”需要我們去攻克；③已開發老區“十三五”要保持穩產，如何減緩遞減、穩定產能、提高采收率？相關的開發技術需要進一步發展和完善；④元壩高含硫氣田已全面投產，為確保氣藏穩產和安全高效開發，還有一系列生產和技術難題需要我們不斷探索和創新。

4.2“十三五”勘探開發總體發展思路

以質量和效益為中心，牢牢把握“深化改革、轉型發展、從嚴管理”三大主題，大力實施勘探開發一體化，加強管理創新，秉承“實事求是、積極進取、突出效益”的原則，依靠科技創新和管理創新，統籌抓好各項工作，全力推進增儲上產，千方百計降本增效，實現資源整體優化、投資效益最大化，保障西南油氣分公司全面協調可持續發展。

4.3勘探開發重點布局

“十三五”油氣勘探開發領域仍以川西坳陷致密碎屑巖、川西海相碳酸鹽巖、川南海相頁巖氣為主。重點打好四大戰役：①全力打好川西中淺層穩產保衛戰；②全力打好川西海相雷口坡組規模增儲建產進攻戰；③全力打好川東北海相滾動增儲上產陣地戰；④全力打好頁巖氣勘探開發規模建產突破戰。同時，持續攻關川西深層，統籌抓好相關外圍地區的勘探開發工作，努力擴大產能產量規模。到“十三五”末，天然氣產量力爭超過100×108m3。

4.4“十三五”重點攻關方向

1）繼續加強理論創新，不斷完善陸相致密砂巖勘探開發理論，深入發展海相碳酸鹽巖勘探開發理論和深層頁巖氣勘探開發理論，持續推進核心技術攻關，加大成果轉化和核心技術的推廣應用力度，強力支撐勘探開發生產。

2）針對川西海相碳酸鹽巖氣藏，以落實勘探開發“甜點”為目標，加強山前帶地震技術攻關，強化地震資料精細處理、目標處理和連片處理，繼續提升完善海相碳酸鹽巖儲層預測技術和目標評價技術；開展氣藏綜合評價及開發技術政策研究，優選開發建產區，提出效益開發技術政策；針對川西人口密集區天然氣凈化建站模式、脫硫工藝、濕氣集輸工藝等需要開展攻關研究，形成川西人口密集地區天然氣集輸及脫硫凈化技術，實現川西海相含硫氣藏安全、環保、高效開發。

3）針對川西陸相致密砂巖氣藏，一方面持續深化已開發氣藏精細描述研究，加強水平井開采特征和開采規律分析，推廣應用提高單井產能的工藝技術，繼續完善水平井排水采氣工藝，持續提升已開發氣藏采收率；另一方面加強未動用儲量評價研究，開展薄儲層及裂縫性儲層高產穩產“甜點”預測技術、高含水飽和度氣藏有效開發技術、深層超高壓超致密儲層有效改造技術攻關，不斷擴大可動用儲量規模。

4）針對川南深層頁巖氣領域，繼續深化頁巖氣勘探目標評價技術、頁巖氣藏“甜點”預測技術、經濟有效評價建產技術、深層頁巖氣鉆完井技術及儲層改造技術，實現川南深層頁巖氣高效、低成本有效開發。

5）針對川東北海相含硫氣田開發，做好4個方面的工作：①繼續深化氣藏地質認識，落實氣藏可動用儲量與氣水關系；②開展氣藏動態描述，分析開發特征，明確影響產能主控因素，提出相應技術對策；③加強含硫氣井采氣工藝研究，合理調整氣井產能，確保氣田穩產；④積極踐行綠色低碳戰略，加大節能環保技術的研發和推廣，建設綠色氣田，實現氣田生產安全環保、綠色低碳，造福地方青山綠水。

5 結束語

“十二五”期間，西南油氣分公司大力實施資源戰略，創新地質認識，轉變勘探思路，持續攻關勘探開發關鍵技術，取得了一系列重大的天然氣勘探開發成果和突破，實現了天然氣儲產量的大幅增產，形成了3個千億立方米級規模天然氣商業儲量區。“十三五”面臨勘探對象更趨復雜、開發難度大、安全環保要求高等諸多挑戰，勘探開發難度日益增大。全面實施創新引導和資源發展戰略，通過理論、技術和管理的創新，西南油氣分公司能夠實現油氣勘探戰略突破和儲產量的持續高速增長，全力助推“雙百億氣田”目標的實現。

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Theoretical innovation and technical progress will usher in a production period of gas fields with an annual capacity of ten billion cubic meters

Gan Zhenwei
(Sinopec Southwest Oil & Gas Company, Chengdu, Sichuan 610041, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 12, pp.1-9, 12/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Challenged by the increasing complexity of targets and the tense situation of turning losses into profits during the 12thFive-Year Plan, Sinopec Southwest Oil & Gas Company has improved theories of gas exploration in continental clastic and marine carbonate rocks, adhering to scientific and technological innovation, formed development technologies aimed at reef, channel sandstone, and tight sandstone reservoirs, and developed a series of new engineering technologies, including intelligent sliding sleeve fracturing technology, integrated technology of injection, spacing, and fracturing, impulse-stage fracturing technology, and drilling, completion, and production technologies for ultra-deep horizontal wells with high sulfur contents. With the above innovated theories and improved technologies, great discoveries have been made of gas pools in the continental clastic rocks and marine carbonate rocks in West Sichuan Basin, marine shale in South Sichuan Basin, and marine carbonate rocks in Yuanba of NE Sichuan Basin: Three scale commercial reserves zones were discovered with 100 billion cubic meters of gas; two were proved; and three medium- and large-sized gas fields were built with reserves and production both reaching a new record in history. During the 13thFive-Year Plan, Sinopec Southwest Oil & Gas Company will focus on the exploration and development of deep marine carbonate reservoirs, commercial development of deep shale gas, safe development of gas fields with high sulfur, and enhancement of recovery in mature gas fields. By the end of the 13thFive-Year Plan, it is expected that the annual gas production of (10-12)×109m3will be achieved.

Sichuan Basin; Sinopec Southwest Oil & Gas Company; Natural gas; Exploration; Development; 12thFive-Year Plan; 13thFive-Year Plan; Commercial reserves zone; Annual gas production

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.12.001

2016-11-18 編 輯 韓曉渝）

國家科技重大專項“四川盆地碎屑巖層系油氣富集規律與勘探評價”（編號：2016ZX05002-004）、“川西凹陷斜坡帶復雜致密砂巖氣藏開發關鍵技術”（ 編號：2016ZX05048-004）、“超深層復雜生物礁底水氣藏高效開發技術”（ 編號：2016ZX05017-005）。

甘振維，1965年生，教授級高級工程師，博士，本刊第八屆編委會委員，現任中國石化西南油氣分公司總經理；主要從事石油工程研究及油氣田管理工作。地址：（610041）四川省成都市高新區（南區）吉泰路688號。ORCID: 0000-0001-5240-5577。E-mail: ganzhenwei.xnyq@sinopec.com