中国石油川庆钻探工程有限公司页岩气增产10×108 m3

截至2019年12月1日，中国石油川庆钻探工程有限公司（以下简称川庆钻探）威远页岩气年产气18.5×108m3，比2018年全年多产气10×108m3；平均单井初期日产气量25×104m3以上。

在中国石油天然气集团有限公司页岩气风险作业创新实践下，川庆钻探经过5年探索和攻坚，找到了“勘探开发一体化、地质工程一体化、技术经济一体化”紧密融合的中国页岩气井高产解决方案。三轮井的水平段长、储层钻遇率、测试产气量、首年日产气量和最终可采储量等指标，一轮比一轮好。水平段长从1 500 m提高到1 739 m，主力储层钻遇率由68.8%提高到97.3%，井均测试日产气量由14.3×104m3提高到29.1×104m3，效果最好的I类井比例由11.4%提高到61.5%。

“页岩气想要高产必须找准‘甜点’。三个一体化的核心是地质工程一体化，也是解决高产最大难题的关键。”川庆钻探二级技术专家李茂森说。正是地质工程一体化的方法，形成了威远“选好区、钻长段、打准层、压好井”的高产井培育模式。

通过地质工程一体化，川庆钻探发现了威202、威204井区之间存在着沉积凹陷，优质页岩储层厚度较大，确立了有利区。2018年7月17日，威202H13平台开钻。2018年年底，4口井测试日产气量合计超过100×104m3，创威远页岩气田平台平均单井测试产气量最高纪录，5、6井均创威远页岩气田单井测试产量最高纪录，取得开发效果的重大突破。截至目前，半支测试日产气量超过100×104m3的平台达到7个。

高产不等同于效益开发，这也是页岩气的非常规属性之一。川庆钻探页岩气项目经理部总经理张庆介绍，川庆钻探高度重视威远页岩气效益开发，建立项目管理技术经济一体化模式，内部收益率大幅提升。通过自建电网，川庆钻探节约投资4 000万元以上。探索平台主体部署8口井，摊低钻前单井投资，较之于只部署4口井，前者单井投资降低近百万元。适度进行水平井分段，降低单段液量，单井压裂成本明显降低。及时替换10个平台21口井测试流程，节约投资上千万元。

（天工摘编自中国石油网）