四川長寧—威遠國家級頁巖氣示范區效益開發技術與啟示

雍 銳 陳更生 楊學鋒 黃 山 李 博 鄭馬嘉 劉文平 何益萍

1.中國石油西南油氣田公司 2.中國石油西南油氣田公司頁巖氣研究院 3.中國石油川渝頁巖氣前線指揮部

0 引言

中國頁巖氣資源豐富，大力發展頁巖氣產業，對降低能源對外依存度，保障國家安全，實現“碳達峰、碳中和”戰略具有重大意義[1-5]。隨著近年來頁巖氣勘探開發的持續快速推進，2021年我國頁巖氣年產量已達230×108m3，占全國天然氣產量的11.2%。四川盆地作為我國頁巖氣勘探開發的重要地區，自2012年3月國家發展和改革委員會與國家能源局批復設立“四川長寧—威遠和滇黔北昭通國家級頁巖氣示范區”以來，中國石油已累計在長寧—威遠和昭通頁巖氣示范區提交探明地質儲量1.06×1012m3，2020年頁巖氣年產量達116.36×108m3，建成了國內首個“萬億立方米儲量、百億立方米產量”頁巖氣大氣田。目前，四川長寧—威遠國家級頁巖氣示范區（以下簡稱長寧—威遠示范區）建成集規模、技術、管理、綠色為一體的頁巖氣產業化示范基地，正全面引領國內頁巖氣規模效益開發。及時總結長寧—威遠示范區頁巖氣效益開發技術方法與成功經驗，可為我國其他地區的頁巖氣勘探開發提供重要參考，同時也為中國頁巖氣產業的良性發展奠定堅實基礎。

筆者首先對中國石油西南油氣田公司（以下簡稱西南油氣田）在“十三五”期間創新形成的頁巖氣“三控”富集高產理論和頁巖氣勘探開發“六大”主體技術進行了回顧，并介紹了依托于新理論與新技術所取得的實施成效。然后，重點對示范區建設過程中形成的地質工程一體化高產井培育方法、四川盆地南部（以下簡稱川南）中深層頁巖氣效益開發模式以及穩產優化技術進行了全面的梳理與總結。最后，針對川南中深層頁巖氣長期效益穩產所面臨的問題與挑戰，提出了解決對策。

1 長寧—威遠國家級頁巖氣示范區概況

1.1 示范區地質特征

長寧—威遠示范區地理位置處于四川省宜賓市—威遠市—自貢市境內，工區地貌以中—低山地和丘陵為主，地面海拔200～1 300 m，區內水系豐富。構造位置上，長寧區塊位于川南低陡構造帶和婁山褶皺帶交界處，威遠區塊則主要位于川西南低褶構造帶。示范區主力目的層為上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組龍一1亞段，其整體屬于深水陸棚相沉積，儲層以薄層暗色富有機質頁巖為主，孔隙度介于4.0%～8.0%，脆性礦物含量介于57%～86%，含氣量介于2.0～7.5 m3/t，有效頁巖厚度介于25～48 m，埋深普遍小于3 500 m，頁巖氣資源豐富[6-9]。

與國外及國內其他頁巖氣區相比，長寧—威遠示范區頁巖儲層具有儲層厚度薄、水平應力差大、構造條件復雜等特點。其有效頁巖厚度介于20～48 m，TOC介于2.7%～4.5%。相比而言，北美頁巖氣區塊儲層條件更優，如Marcellus頁巖氣田有效頁巖厚度介于18～83 m，TOC介于4.4%～9.7%，孔隙度介于9.0%～11.0%，均高于長寧、威遠區塊。由于四川盆地經歷多期構造運動，長寧—威遠示范區發育多級斷裂及天然裂縫且分布較為復雜，水平應力差較大（12～18 MPa），而北美Marcellus頁巖氣田與四川盆地焦石壩頁巖氣田構造則均相對簡單，其中Marcellus頁巖氣田水平應力差介于7～10 MPa，焦石壩頁巖氣田平均約為5 MPa，其工程難度相對較小，而長寧—威遠示范區復雜的構造條件及較高的水平應力差給鉆井與壓裂施工帶來了巨大挑戰。此外，示范區內人口稠密、山高坡陡，生態環境敏感，在勘探開發難度上遠遠大于北美與其他頁巖氣區[10-14]（表1）。

表1 北美Marcellus、焦石壩頁巖氣田與示范區地質工程參數對比表

1.2 示范區建設歷程

西南油氣田作為中國頁巖氣勘探開發的先行者，在國內對頁巖氣研究缺乏核心技術與關鍵工具的條件下，通過開展盆地專層取心、野外露頭觀察、老井資料復查處理等工作，獲取盆地頁巖氣評價的關鍵參數，建立了資源評價和選區選層的技術方法，并優選出長寧、威遠頁巖氣開發有利區[15]。隨后，為有效動用資源，先后實施鉆井壓裂主體工藝技術試驗、水平井組鉆井壓裂工廠化作業先導試驗、開發技術優化試驗等一系列試驗，鉆獲國內首口頁巖氣井和首口具有商業價值的水平井，突破了水平井鉆井壓裂技術瓶頸，打破了國外的技術封鎖，堅定了頁巖氣開發的信心。2012年3月，國家發展和改革委員會與國家能源局批復設立長寧—威遠示范區，經過10余年的不懈努力，歷經“評層選區階段”“先導試驗階段”“示范區建設階段”以及“工業化開采階段”4個主要階段[16]（圖1），創造了國內頁巖氣勘探開發多項第一，填補了國內多項技術與理論空白。長寧—威遠示范區累計提交探明儲量7 615.65×108m3，2020年頁巖氣年產量突破100×108m3，成為我國產氣規模最大的頁巖氣開發示范區，展現出四川盆地良好的頁巖氣勘探開發前景。截至目前，長寧—威遠示范區累計投產頁巖氣井926口，日產氣量超過3 000×104m3，累計產氣已突破400×108m3，帶動地區GDP增加3 444億元，累產氣量折算替代標準煤5 324×104t、減排二氧化碳5 304×104t，經濟社會效益巨大，充分發揮了示范引領作用。

圖1 長寧—威遠國家級頁巖氣示范區勘探開發歷程圖

2 長寧—威遠示范區效益開發技術

“十三五”以來，西南油氣田通過自主攻關，創建了頁巖氣“三控”富集高產理論，形成了適用于川南地區“強改造、高—過成熟、復雜地應力”的“六大”主體技術，建立了地質工程一體化高產井培育方法，在長寧—威遠示范區建成100×108m3產能規模，實現了中深層頁巖氣的效益建產。示范區建成后，通過持續探索與實踐，創新建立了川南頁巖氣高效開發管理模式，并逐步形成了以“控制遞減、增加動用、拓展外圍”為核心的穩產優化技術，中深層100×108m3實現了接替穩產。

2.1 頁巖氣“三控”富集高產理論

經過多輪技術攻關，首次提出沉積—成巖、保存條件以及Ⅰ類儲層連續厚度是影響長寧—威遠頁巖氣藏富集高產的主要控制因素，并創新建立頁巖氣“三控”富集高產理論[16-20]：①沉積—成巖控儲。通過U、Th、V、Cr、Mo、Sr等微量元素測試分析結果，明確了五峰組—龍一1亞段沉積處于強還原厭氧環境，生烴條件優越；而長寧—威遠地區成巖演化達到中成巖—晚成巖階段，儲集空間以有機孔為主且發育程度高，有利于氣體賦存。②保存條件控藏。四川盆地為多期構造疊合盆地，構造特征復雜，在長寧—威遠核心建產區內，無深大斷裂發育且距剝蝕線多大于10 km，地層壓力系數介于1.8～2.0，顯示出示范區主體部位頁巖氣保存條件良好。③Ⅰ類儲層連續厚度控產。測試產量與Ⅰ類儲層連續厚度相關分析結果表明，Ⅰ類儲層厚度越大，其鉆遇率越高，在相似工程施工參數下，氣井初期獲得的產氣量越高。基于頁巖氣“三控”富集高產理論，進一步形成了本土化的評層選區指標體系（表2），優選了埋深4 500 m以淺一類區面積0.8×104km2，資源量 4.8×1012m3。

表2 長寧—威遠示范區頁巖氣選區評價參數表

2.2 頁巖氣勘探開發“六大”主體技術

通過引進、消化吸收、自主創新，建立了適合我國南方海相頁巖氣的本土化的勘探開發“六大”主體技術[15-17]（圖2），進行了工業化規模應用，在實施過程中不斷優化、不斷完善，技術指標不斷提升，支撐了中深層的效益開發。長寧、威遠區塊建產初期井均測試日產氣量僅11×104m3，預測最終可采儲量（Estimated Ultimate Recovery，EUR）僅 0.5×108m3，遠低于方案設計。結合實施效果分析，確定“Ⅰ類儲層鉆遇率低、井筒完整性差、儲層改造效果差”是導致“低產”的三個主要因素。針對上述三個問題，采用“六大”主體技術，實施了三輪針對性的優化調整，長寧區塊首年井均日產氣量由4.7×104m3提高至11.18×104m3，EUR由0.53×108m3提高至1.24×108m3，威遠區塊首年井均日產氣量由3.8×104m3提高至9.24×104m3，EUR由0.41×108m3提高至1.09×108m3，關鍵技術指標和產量大幅提升。

圖2 頁巖氣勘探開發“六大”主體技術圖

2.3 地質工程一體化高產井培育方法

川南頁巖氣地質工程條件復雜，呈現“一薄、兩低、三高、四發育”的特征（表3），規模效益開發面臨挑戰。地質工程一體化是實現非常規油氣高效開發的唯一途徑，也是提高單井產量的最重要手段[21]。西南油氣田通過多年不斷探索實踐，創新建立了地質工程一體化協同工作模式，構建了地質工程一體化建模與模擬技術，逐漸形成了地質工程一體化高產井培育方法并成功實現大規模應用[22-25]。

表3 川南中深層頁巖氣地質工程條件表

2.3.1 地質工程一體化協同工作模式

針對川南頁巖氣復雜地質工程特征導致的部署設計難度大、提高優質儲層鉆遇率難度大、形成復雜縫網難度大等挑戰，西南油氣田始終貫徹地質工程一體化的理念，搭建了行業先進的地質工程一體化平臺，組建了包括地震、測井、地質、地質力學、鉆井、壓裂、產能、返排等8個專業方向的地質工程一體化團隊，通過實施一體化管理，實現了多專業的深度融合和多團隊的高效協同[26-27]。在地質工程一體化攻關與實踐基礎上，形成并發布了首個頁巖氣地質工程一體化管理辦法，規范了頁巖氣地質工程一體化的標準和流程。

在地質導向方面，建立了“1＋N”地質工程一體化精細導向工作模式，通過綜合對比首口實施井地震預測與實鉆資料的吻合程度，分析異常特征，在此基礎上，開展基于多井約束的高精度TTI各向異性深度偏移和疊后提頻處理，提高微斷層、微撓曲識別精度，持續更新導向模型，進一步優化水平井軌跡，實現后續井鉑金靶體鉆遇率100%。

在平臺壓裂方面，建立了“1234”地質工程一體化精細壓裂工作模式，通過刻畫一套三維模型，提供“室內分析決策+現場實時調整”兩種支撐，開展施工過程、監測結果和壓裂擬合三項分析，實施風險識別、施工組織、分段射孔和工藝參數四類優化，有效降低了“壓竄”“套變”的風險。特別是打造了頁巖氣壓裂遠程智能指揮支撐系統（RIOC），實現了壓裂現場曲線實時遠程查看，壓裂施工指揮實時溝通，保障了室內與現場的無縫銜接。

2.3.2 地質工程一體化建模與模擬技術

在地質建模方面，綜合應用地震、測井、巖心、巖石物理和動態監測等基礎資料，采用精細小層劃分、多尺度離散裂縫建模、有限元模擬等技術方法，對構造細節、儲層屬性、天然裂縫和地應力場進行三維高分辨率定量表征，實現了示范區內超過1 000 km2平臺和井區的三維模型精細刻畫，地質模型的縱向小層建模精度達0.25 m，與實鉆效果吻合程度達到90%，天然裂縫模型和地質力學模型與實測吻合度均超過80%。

在壓裂模擬方面，形成了基于Open T準則的水力壓裂模擬技術，可準確判定水力裂縫與天然裂縫相交時的穿過、滑移、轉向等力學行為，裂縫擴展規律刻畫更加精細，結合壓裂施工監測數據、分段數據、微地震解釋數據等實測數據開展裂縫擬合，進一步校正了縫長、縫高等水力裂縫關鍵參數，模擬的復雜縫網與微地震、施工壓力等數據吻合度達80%。

在產能模擬方面，為解決傳統非結構網格計算效率低的問題，研發了嵌入式離散裂縫模擬（EDFM）方法，通過直接將復雜裂縫嵌入基質結構化網格系統中，避免了復雜的非結構網格剖分過程，其裂縫在三維空間下可任意角度、高度、長度和寬度展布，同時還具有高效的運算速度，在裂縫數量巨大的情況下，產能模擬效率提高10倍以上[28-31]。進一步采用蒙特卡洛—馬爾科夫鏈（MCMC）算法，通過誤差函數判斷進行自動循環迭代，實現了歷史擬合的自動化、智能化[32]。

通過搭建一體化平臺、組建一體化團隊、實施一體化管理，在部署、鉆井、壓裂、生產等頁巖氣井全生命周期實施過程中，始終依托地質工程一體化協同工作模式，采用地質工程一體化技術體系開展“一體化研究、一體化設計、一體化實施和一體化迭代”，系統考慮儲層品質、鉆井品質和完井品質，最終創建了一套適用于不同區塊、不同埋深的頁巖氣地質工程一體化高產井培育方法（圖3），已在長寧、威遠區塊全面推廣應用超過200井次，培育了一批EUR超過1.6×108m3的高產井，實現了高產井批量復制[33]。

圖3 頁巖氣地質工程一體化高產井培育方法圖

2.4 川南中深層頁巖氣效益開發模式

在頁巖氣勘探開發實施過程中，推行以提高單井產量為核心，強化技術主導、深化精細管理，建立了三級管理機制，形成了四種作業機制，創建了“六化”管理模式，形成了成本管控措施，逐步建立了川南中深層頁巖氣效益開發模式，全面提高產能建設效益和效率。

2.4.1 三級管理機制

為充分發揮中國石油在技術、管理和保障上的整體優勢，形成了由中國石油頁巖氣業務發展領導小組、川渝頁巖氣前線指揮部、各實施主體組成的三級管理模式（圖4）。中國石油頁巖氣業務發展領導小組負責實施決策、部署，川渝頁巖氣前線指揮部負責統一指揮、協調，現場指揮部及各實施主體組則負責具體組織、實施。通過集中調配中國石油內部及外部鉆機、壓裂隊伍、研究團隊等，高峰時期最高可配置到位鉆機169臺，壓裂車組35套，參戰人員超過萬人，具備每年完成開鉆500口井的生產組織能力，可以滿足川南頁巖氣每年上產30×108m3的生產建設需求。

圖4 三級管理機制構成圖

2.4.2 四種作業機制

為整合各方資源和優勢，打破油氣上游項目的傳統思維定式，加強國際國內合作及混合所有制改革，建立了“國際合作、國內合作、風險作業、自營開發”四種作業機制。通過與殼牌、BP等國際油公司合作開發，與資源地政府組建四川長寧天然氣開發有限公司（以下簡稱“長寧公司”）等合資公司，引入川慶鉆探、長城鉆探等開展風險作業等，中國石油在頁巖氣勘探開發中投資壓力縮減1/3，同時也充分調動了社會行業的積極性，大幅拉動了資源地整體GDP，其中重慶市、內江市、宜賓市、瀘州市等參股的地方政府大力支持頁巖氣開發，地企協調效率顯著提升，最大限度降低了非技術因素的影響。

2.4.3 “六化”管理模式

為有效降低開發成本，西南油氣田首次提出了頁巖氣 “六化”管理模式，分別是“井位部署平臺化、鉆井壓裂工廠化、工程服務市場化、采輸作業橇裝化、生產管理數字化、組織管理一體化”。示范區建設期間節約土地超過5 000畝（1畝＝666.67 m2），鉆井液重復利用率由60%提升至80%、壓裂作業效率提高80%，中深層井均地面配套建設投資從1 200萬元降低至500萬～700萬元，優化了人力資源配置，長寧公司全員勞動生產率4 580萬元/人，長寧區塊單位操作成本從0.22元/m3下降到0.19元/m3。

2.4.4 成本管控措施

為處理好“規模與效益”的關系，抓住投資成本全過程“嚴管控”和全業務“重統籌”兩條主線，系統提升分析決策、資源整合、生產經營、成本控制等綜合能力，形成了控成本、提效益與擴區域、增規模的良性發展態勢。在投資成本全過程管控方面，及時下達開發方案標準井工程投資切塊控制指標，嚴格管理工程參數和鉆完井投資調控兩級審批程序，實行“總量控制、動態跟蹤、分級預警”，并將投資成本效益指標納入年度提質增效工作專項考核，確保項目投資成本逐年下降、效益指標穩步上行。在投資成本全業務統籌方面，以高效協同、提質增效為核心目標，充分利用川渝頁巖氣集中采購的規模資源和中國石油招標中心西南分中心、川南頁巖氣物資共享中心統一采購的市場資源，發揮專業化協同降本效應；采用集中資格招標、框架協議招標和批量集中招標三種組織模式，充分挖掘市場降本潛力，有效降低經營風險，進一步增強市場吸引力和產業競爭力。中深層頁巖氣單位EUR建設投資控制在650元/(1 000 m3)以內，為開發區域擴邊提產奠定效益基礎。

2.5 穩產優化技術

為解決氣井產量遞減快、區塊穩產時間短的問題，攻關形成了中深層頁巖氣穩產優化技術，通過實施“控制遞減、增加動用、拓展外圍”三項舉措，長寧—威遠國家級頁巖氣示范區100×108m3產能實現了接替穩產。

2.5.1 控制遞減

優化生產制度、優選采氣工藝是頁巖氣井控制產量遞減的重要手段。人工裂縫長期導流能力實驗證實，大壓差返排會導致支撐劑回流、破碎和嵌入，對氣井生產效果產生不可逆的損害。通過開展不同加砂工藝和生產制度下的頁巖人工裂縫應力敏感實驗[34-35]，掌握了不同條件下人工裂縫內支撐劑回流、破碎、嵌入特征與人工裂縫導能力變化規律（圖5、6），明確了不同區塊臨界生產壓差，首次提出了控壓生產的理念，結合地質工程一體化數值模擬，確定了不同開發單元差異化的控壓生產方案[36-38]，氣井投產初期日均井口壓降可控制在0.1～0.2 MPa。為進一步優化氣井不同生產階段采氣工藝措施，開展了不同氣體流速、不同水平段井眼軌跡以及不同開發階段水平井氣水兩相流動實驗與數值模擬研究[39]，建立了頁巖氣水平井攜液臨界氣流速模型，掌握了水平段井眼軌跡對氣水兩相管流影響規律，形成了頁巖氣水平井井筒流型預測圖版，結合氣井生產動態特征分析，建立了以帶壓下油管、柱塞排水采氣和平臺整體加注泡沫排水采氣技術為主的頁巖氣全周期采氣工藝技術體系。示范區內累計實施頁巖氣采氣工藝1 713井次，累計增產氣量37×108m3。通過全周期采氣工藝加強產能維護，2021年示范區產量綜合遞減率控制在20%以下。

圖5 不同有效應力下支撐劑回流、破碎、嵌入比例圖

圖6 實驗前后CT掃描支撐劑運移情況圖

2.5.2 增加動用

為掌握不同生產階段頁巖儲層動用狀態，綜合采用室內實驗[40]、分子模擬[41]以及數值模擬方法[42-43]，開展頁巖儲層氣、水的賦存特征與動用程度研究，確定了頁巖儲層高溫高壓含水條件下的真實吸附能力，實現了不同開發階段吸附氣/游離氣產出比例定量評價[44-45]，確定了不同滲透率頁巖基質極限動用距離，結合已實施井效果評價與大數據統計分析，掌握了不同地質工程單元動用采出規律及剩余儲量[46-49]。通過進一步開展儲層精細評價與四維地應力精細表征（圖7），建立了重復壓裂、井網加密以及立體開發的選井原則（表4），優選了重復壓裂井2口、加密井34口、立體開發井130口。通過在示范區內施行“重復壓裂＋井網加密＋立體開發”聯動提高儲量動用程度措施，儲量動用率可提高7.98%。

表4 提高儲量動用程度措施選井原則表

圖7 四維地應力重構圖

2.5.3 拓展外圍

針對長寧北部常壓區和威遠次核心區，通過實施加密評價，深化儲層精細描述，拓展了建產區外圍。（圖8）通過對比長寧各井區Ⅰ類連續儲層參數，明確長寧建產區北部常壓區儲層品質與主體區相當，且研究發現含氣飽和度并未隨壓力系數的降低而降低。北部常壓區部署的4口投產井井均EUR為1.33×108m3，優于方案設計。經過優化，新增建產面積109 km2、資源量594×108m3，預計新增穩產井64口，可延長穩產期2年左右。在威遠次核心區，嚴格控制靶體在龍11小層中下部，完成的7口井井均EUR0.85×108m3，折算為1 800 m水平段長后的EUR1.01×108m3，實現了效益開發。建產區優化后，新增建產面積30 km2、資源量150×108m3，預計新增穩產井超過30口，可延長穩產期約1年。

圖8 長寧北部常壓區和威遠次核心區外圍拓展圖

3 啟示

1）深化儲層精細描述與復雜機理認識，探索提高采收率技術與方法，是頁巖氣井長效穩產的必要條件。

四川盆地頁巖氣資源潛力巨大，盡管長寧—威遠示范區已全面建成100×108m3產能頁巖氣大氣田，率先實現對中深層海相頁巖氣的規模效益開發，但面對多期構造運動下的復雜地質工程條件，長效穩產仍面臨挑戰[50]：①地質評價方面，不同區塊地質條件存在差異，優質儲層展布規律及儲量分布特征需要進一步精細刻畫；多期構造演化下多尺度天然裂縫地球物理響應特征尚未明確，多級斷裂預測及綜合表征技術也有待進一步攻關。②開發機理方面，高溫高壓條件下氣、水微觀產出機理仍然不清；不同開發階段吸附氣/游離氣動用規律認識仍需深化；不同支撐條件裂縫導流能力變化規律及傷害機理還不清楚；儲層條件下多組分氣體競爭吸附及解吸機理尚不明確；注氣提高頁巖氣井采收率工藝制度有待優化。

針對上述問題，需要持續加強頁巖儲層精細評價與復雜開發機理研究：①針對頁巖強非均質性特征，通過巖心實驗、測井評價、地球物理預測以及大數據分析等多種手段，深入多尺度天然裂縫刻畫、優質儲層精細評價等研究，進一步明確優質儲層展布規律；②綜合運用“實驗＋模擬”的方法，揭示儲層條件下頁巖多尺度孔隙中氣、水解吸產出機理，進一步深化全生命周期儲層動用規律認識；③開展支撐縫—未支撐縫—基質耦合開發規律研究，定量評價不同支撐裂縫應力敏感特征及其對氣井產量的影響；④開展高溫高壓條件下多組分氣體吸附—解吸規律研究，揭示高溫高壓條件下競爭吸附機理，結合地質工程一體化模擬，確定不同注氣介質、注氣時機、悶井時間等條件下提高采收率效果，形成注氣提高采收率技術對策。

2）突出地質工程深度融合下的精細壓裂設計與實施，持續提升壓裂縫網構建質量，是頁巖氣提高單井產量的重要路徑。

現有水平井體積壓裂技術雖在長寧—威遠頁巖氣示范區實現了效益開發，但在局部地質條件復雜區，高效壓裂難度大，尤以天然裂縫發育區和高應力區最為顯著[51]。在水力壓裂期間天然裂縫對水力裂縫的捕獲常導致壓裂液濾失快、液體效率低、縫內凈壓力不足、裂縫波及體積小、支撐劑加入量少等問題，壓裂后易形成“單一條帶狀”裂縫，資源動用程度低。同時，隨著大量流體進入裂縫帶，裂縫帶上正應力降低，易激活裂縫帶發生滑移，引起套管變形或井間壓竄。對于高應力區儲層，頁巖破裂壓力及裂縫延伸壓力高，難以通過提升施工排量的方式提高裂縫復雜程度和波及面積，且高應力條件下支撐劑的嵌入與擠壓破碎更為顯著，難以構建并維持氣井長期高效生產所需的高導流能力通道。

為此，亟需開展天然裂縫與地應力耦合模式下水力裂縫擴展機理與精細壓裂工藝深化研究，通過室內實驗評價、數值模擬、礦場監測與驗證等多種方法，揭示水力裂縫擴展機理，明確多期構造復雜應力場環境下影響水力壓裂裂縫擴展主控因素及影響規律，形成提高縫網改造效果的壓裂工藝。同時，需要開展全生命周期套管變形防控技術攻關，通過在井位部署、鉆完井工藝、壓裂設計與實施全過程系統攻關套管變形機理，建立套管變形預測與綜合防控方法。此外，還需開展頁巖氣平臺井組壓竄防治技術攻關，通過分析壓竄主控因素與影響規律，明確不同地質工程條件下井間壓竄機制，掌握不同壓竄模式下井間壓竄對氣井EUR的影響，進一步優化壓裂工藝參數。通過提高壓裂改造效果、套管變形防控、井間壓竄防治的系統攻關與協同優化，形成兼顧提高單井產量與降低井下復雜的精細壓裂技術，支撐井均EUR提升。

3）持續推進管理變革與創新，進一步完善效益開發模式，是川南頁巖氣低成本發展的必由之路。

川南頁巖氣與北美地區相比，存在資源稟賦差異大、地表條件復雜、市場培育成熟度不高等問題，造成開發成本高于常規天然氣（與美國相反），且執行管制氣的統一氣價，客觀上降低了頁巖氣開發價值和經濟效益，阻礙了頁巖氣產業持續健康發展和良性循環。

為此，首先需進一步加強全過程投資管控，促進多環節復算優化。堅持經濟適用的效益倒逼原則，依托數字化平臺工具，實現對工程設計、合同談判、物資采購、工程結算等關鍵環節的項目投資實時復算，實現單項、單井、平臺、方案投資成本和效益指標同步復算的“四級動態預警”，求證工程參數、單井EUR與投資成本的“最優解”。其次，需進一步加強全方位增收降本，促多業務協同創效：①跟蹤研判政策，合理配置年度產量和氣價，統籌補貼申報和市場定價機制落地；②增強納稅籌劃，切實發揮財稅政策的促進作用，節約納稅成本；③改善資產結構，持續推進資產輕量化和閑置資產調劑利用，降低資產運營成本；④強化產融結合，深入挖掘金融資源，增強協同效應；⑤深入分析集中采購的規模和市場優勢，拓展市場降本空間，持續提升管理效益。

4 結論

1）經過數十年的探索與實踐，西南油氣田創新形成了頁巖氣“三控”富集高產理論，建立了本土化的頁巖氣勘探開發“六大”主體技術，形成了地質工程一體化高產井培育方法，創新了川南頁巖氣效益開發模式，形成了中深層頁巖氣穩產優化技術，實現了長寧—威遠示范區的規模效益開發，建成了集規模、技術、管理、綠色為一體的頁巖氣產業化示范基地，對國內非常規油氣資源高效開發具有重要借鑒意義。

2）面對日趨復雜的勘探開發對象，為了保障示范區中深層頁巖氣長效穩產，仍需持續深化儲層精細描述與復雜機理認識，探索提高采收率技術與方法，加強地質工程的深度融合，持續提升壓裂縫網構建質量，推進管理變革與創新，進一步完善川南頁巖氣效益開發模式。