本报讯 （特约记者 彭刚）3月18日，西南油气田公司渝西区块页岩气建产平台足203H8平台首轮3口井历时31天完成75段压裂施工，压裂时效2.5段/天，创渝西深层页岩气压裂时效新纪录。这得益于西南油气田公司页岩气地质工程一体化应用，有效解决了页岩气开发面临的难点、痛点、堵点，高效支撑页岩气增储上产，实现川南页岩气规模效益开发。

川南页岩气地质工程条件复杂，具有“一薄两低三高四发育”的特征，开发难度较大，在井位部署、钻井轨迹控制、压裂体积改造等方面面临巨大的困难和挑战。如何破解难题，实现规模效益开发，成为西南油气田公司页岩气开发面临的最大课题。

作为中国页岩气的开拓者，西南油气田公司经过十余年的探索与实践，历经评层选区、先导试验、示范区建设、工业化规模开采四个阶段，形成了适合四川盆地山地页岩气开发的地质工程一体化管理模式。这种管理模式系统、高效，打破了原有的“技术条块分割、管理接力进行”管理模式，将开发过程中原本相对独立和分散的多学科综合研究、多环节工程实施、多部门项目管理融合为一个有机整体，为川南页岩气效益规模开发以及我国非常规油气高质量发展提供了技术支撑。

在川南页岩气勘探开发过程中，西南油气田公司逐步探索形成了三维地质建模、三维地质力学建模、地质工程一体化复杂缝网模拟和数值模拟等4项关键技术，并以此为基础推广应用高产井培育方法，在井位部署、压裂设计和实施、气井生产管理等页岩气全生命周期中开展地质工程一体化实践，形成一体化协同工作模式、技术体系和高产井培育方法。

西南油气田公司通过发布首个页岩气地质工程一体化管理办法，规范页岩气地质工程一体化的标准和流程，实现地震、测井、地质、钻井、压裂、数值模拟等多专业协同研究。并打造页岩气压裂远程智能指挥支撑系统，实现压裂现场曲线实时远程查看，压裂施工指挥实时沟通，保障了室内与现场无缝衔接，成功创建“室内分析决策、现场适时调整”的地质工程一体化协同工作模式。

西南油气田公司针对页岩储层三维地应力和天然裂缝精细刻画难度大的技术瓶颈，创建了透明强非均质性页岩气藏精细刻画技术，实现了超1000平方千米的平台和井区的三维模型精细刻画，天然裂缝模型吻合度由30%提高至80%，三维地应力模型吻合度由50%提高到90%，显著提升模型精度。同时，针对模拟耗时时长不能及时支撑生产的难题，创建了基于人工智能的页岩多尺度压裂缝网评价表征技术、全生命周期产能模拟技术，使复杂缝网模拟效率提升10倍以上，产能预测符合率达到90%，最终构建出效率与精度双提升的地质工程一体化建模与模拟技术体系。

针对川南页岩气复杂地质工程特征导致的部署设计难度大、提高优质储层钻遇率难度大、形成复杂缝网难度大等挑战，西南油气田公司在部署、钻井、压裂、生产等页岩气井全生命周期实施过程中，始终依托地质工程一体化协同工作模式，采用地质工程一体化技术体系开展一体化研究、一体化设计、一体化实施和一体化迭代，系统考虑储层品质、钻井品质和完井品质，最终实现产量、EUR和采收率的综合提升。特别是地质工程一体化压裂优化，通过刻画一套三维模型，提供“室内+现场”两种支撑，开展施工过程、监测结果和压裂拟合三种分析，提出风险识别、施工组织、分段射孔和工艺参数四类优化，有效解决了压窜、套变等影响深层页岩气开发的瓶颈问题，最终创建了一套适用于不同区块、不同埋深的页岩气地质工程一体化高产井培育方法，达到国际先进水平。

西南油气田公司在川南页岩气推广实施地质工程一体化后，大幅提高了单井产量和EUR，实现了高产井的批量复制，相继培育出国内首个百万方级页岩气井和四百万方页岩气平台，井均产量和EUR提升20%以上。其中，深层页岩气开发实现了精度、效率、效果“三提高”。经过验证，高产井培育效果显著提升，不仅连续获得新层系突破，资201井筇竹寺组显示良好勘探潜力，大页1井获得高产工业气流，还形成长宁区块不同开发单元差异化开发模式，建立渝西区块“长水平段+高强度改造+精细控压”的高产平台培育模式，优化泸州区块全生命周期开发对策，使泸州区块套变率降低19%，压窜率降低31%。