本报讯　9月22日，全球首口寒武系超深层页岩气战略突破井——资201井试采回收扩建工程成功投运，可满足该井日产气量12万方生产能力，全面实现就地回收。

资201井位于四川省内江市，井深超6600米，测试日产气量达73.99万方，初步估算单井可采储量超过1.8亿方，开辟了四川盆地页岩气规模增储上产新阵地，标志着全球寒武系古老页岩气和超深层页岩气取得重大战略性突破。

6月11日，资201井试采回收一期装置一次投产成功，运行安全平稳。西南油气田公司持续优化生产现场与生产调度管理模式，加强气井生产情况与LNG产运销情况双向对接，采取“井口固定油嘴+针阀”动态调节产量模式，加强异常情况应急响应联动，提高生产运行对接效率，确保气井和装置平稳完整运行，提升了天然气试采回收生产效率。截至8月25日关井停产前，该井井口压力60.05兆帕，累计产气492.45万方，生产LNG产品2761吨，折合天然气412万方。

为进一步创造试采有力条件，西南油气田公司开展回收扩建工程，提前进行回收扩建装置设计、施工方案联合审查，统筹安评、环评等前期评价工作，并开展扩建设备就位、基础灌浆、场外预制等无需停产施工内容，优化分阶段施工方案。同时，精心组织回收扩建装置投产前安全检查，采用LNG燃料开展设备单机调试、系统干燥及预冷，为装置投料打好提前量。资201井日压降速率0.03兆帕，动态上呈现出压力递减慢、单位压降产气量高等特征，较川南龙马溪组典型高产井压累曲线递减更缓，稳产能力超出预期。

西南油气田公司为保障动态监测资料取好取全，统筹安排试采回收一期装置生产、二期装置建设及动态监测作业，巧用扩建装置建设停产工期，井口同步开展压力恢复试井动态监测作业，最大程度减少产量影响。此次动态监测任务可获取寒武系4500米以深的页岩储层地层压力、渗透率及表皮系数等重要资料，为落实储层渗流能力、优化工艺技术、制定合理开发技术政策提供数据支撑，对推动资201井区方案编制和规模上产具有重要意义。（谢孟珂　丁道权　龙四海）