四川泸州钻遇高产大气田日产上百万方的超级页岩气井诞生

　　3月6日，中石油旗下西南油气田分公司传来捷报，位于四川泸州的页岩气井泸203井完成放喷测试，关井最高井口压力57.1兆帕，

　　即便是在常规天然气田中，日产量能超过100万立方米的井也极为少见，对页岩气田来说目前更属凤毛麟角。泸203井也因此成为了中国首口单井测试日产量超百万立方米的页岩气井，展现了四川页岩气田巨大的资源潜力。

　　值得一提的是，这口井钻遇的气藏，属于埋深4000米左右的深层页岩气藏。此前中国国内开采的页岩气主要以3500米以浅的资源为主，泸203井的突破，不仅扩大了中国页岩气开采的新局面，对全球页岩气工业的发展也将产生推动。

　　泸203井位于四川省泸州市泸县雷达村，是一口深层页岩气评价井。目的在于评价泸州区块埋深4000米左右龙马溪组页岩气资源的开发潜力，试验深层页岩气水平井优快钻井技术、体积压裂工艺。

　　这口井不仅在产量上创造了记录，在页岩气开采的技术方面，同样取得了巨大突破，为中国页岩资源的进一步开采奠定了强力基础。

　　据了解，该页岩气藏的地层温度在140℃以上，地层温度达到这一水平的油气藏在中国并不多见。在如此高温度的环境下作业，对钻完井工艺有着极高的要求。

　　但在这种高难度的施工环境下，泸203井在深层水平井钻井、水力压裂两项关键工艺的施工上，均取得了成功。

　　在水平井钻井上，通过精心组织，泸203井成功钻成水平段1500米，优质储层钻遇率100%，井身质量合格率100%。

　　在压裂作业上，泸203井借鉴北美新一代压裂工艺技术，结合川南地区深层页岩地质工程特征，采用“密切割+高强度加砂+暂堵转向”压裂工艺，成功实现了埋深近4000米、破裂压力大于110兆帕、水平应力差大于20兆帕、微裂缝较发育的页岩储层的体积改造。

　　泸203井的突破，也标志着四川盆地深层页岩气开发的突破，这将引领中国页岩气的开采迈上新台阶。

　　评价数据显示，在川南地区，中石油矿权内五峰组~龙马溪组埋深4500米以浅页岩气资源量高达12万亿立方米（约合96亿吨石油当量）。

　　此前，中国页岩气开发主要针对3500米以浅的资源，而要真正实现对五峰组~龙马溪组页岩气藏的大规模开采，实现对3500~4000米深层页岩气的有效开发必不可少，这也是中国页岩气爆发的关键点。

　　攻坚3500~4000米左右深层页岩气的开发，也是中石油未来工作的重点之一。在过去两年，西南油气田也在深层页岩气开发上取得了一系列进展。

　　早在2016年，中石油就有开始布局深层页岩气钻井。预探井泸202井于2017年完钻，垂深4324米，水平段长1500米，完钻井深6095米，创造了当时国内最深页岩气井记录。

　　在2018年6月，西南油气田在重庆市铜梁区部署的足202-H1，测试日产量高达45.67万立方米，该井埋深达到3925米。一个多月后，位于璧山—合江区块的深层页岩气井黄202井，又测获日产气22.37万立方米。

　　这些深层页岩气井陆续获得高产气流，标志着川南深层页岩气勘探开发技术逐步走向成熟，为这一地区占比达86%以上深层页岩气资源的有效动用奠定了坚实的基础。

　　据悉，为了加速页岩气的勘探开发，西南油气田表示今年计划钻探110多口页岩气评价井，并加大引进、消化、再创新和联合攻关力度，推进钻井、压裂提速，探明川南长宁区块、威远区块、泸州区块的储量。

　　西南油气田还表示，今年页岩气生产以长宁页岩气区块、威远页岩气区块为主力，投产新井229口，日产能增至3000万立方米，产气量达到65亿立方米，并完成明年产气100亿立方米的采输气、脱水主体工程。

　　值得注意的是，在页岩气开发不断取得进展的同时，四川地区页岩气相关产业链配套设施的兴建也在不断推进。这也将为页岩气的开发提供助力。

　　在今年3月1日，中国石油西南油气田公司宁215井撬装LNG装置出液充车，标志着这家公司的成都天然气化工总厂建成的第一套撬装LNG装置，首次在川南页岩气区块开产成功。

　　由于中国四川地区的页岩气田多位于山区，修建天然气管网的成本较高，造成页岩气的运输成本高。这在长久以来为被视为制约四川页岩气开发的关键因素之一。

　　将页岩气液化，再用车辆运输，是解决这一难题的有效途径之一。川南页岩气区块首套撬装LNG装置开产成功，也标志着四川页岩气运输问题的解决有了实质性推进，将助力页岩气利用成本的下降。

　　中石油方面近日表示，对于页岩气相关指标进行了调整，将增加页岩气产量。2020年页岩气产量力争达到120亿立方米，到2025年产量达到240亿立方米（约合1900万吨石油当量），产量再翻一番。