□记者 梁庆沙
11月18日，西南油气田公司天府气田致密气金华51井区沙一段气藏安全平稳运行，生产效果良好，优于方案设计规模。金华51井区是天府气田2024年建成投产的产能最高的区块之一，今年新部署8口建产井于10月全面投运，加入致密气上产阵营。
致密油气勘探开发项目部勘探开发部主任侯甫介绍：“我们持续加快天府气田致密气产能建设，今年产量已于日前突破去年全年天然气生产总量，实现天府气田致密气产能产量连续四年高速增长，为冬季天然气保供和公司高质量上产500亿贡献力量。”
致密气全称致密砂岩气，是指分布于致密砂岩中的天然气。目前，西南油气田公司致密气产量增量连续2年占公司整体天然气增量的40%以上，已成为增储上产的新阵地。
近年来，西南油气田公司创新勘探开发一体化技术，提升致密气采收率，推动“资源向储量、储量向产能、产能向产量”的快速转化，加快致密气增储上产。公司建成天府气田致密气产区，规划形成金秋、简阳、西充3个增储上产区块。其中，金秋区块日产气能力超千万方，按照一个家庭一天生活使用约1立方米天然气计算，可供城区常住人口1000万以上的超大城市1天的民生用气。
气藏“河”中寻
创新勘探技术实现规模增储
11月，嘉陵江右岸的最大支流涪江碧波荡漾。就在涪江流经的川中大地，从地面往下2000米至4000米处，有多条古老的河道，蕴藏着丰富的“蓝金”宝藏。
西南油气田公司致密油气勘探开发研究团队发现，四川盆地主要发育一套湖泊—三角洲—河流相沉积体系，形成一套巨厚的陆源碎屑岩与湖相碳酸盐岩沉积，致密砂岩气、陆相页岩油和页岩气均具有较大勘探潜力。
西南油气田公司瞄准重点层系推进前期评价，在川中金华、秋林区块的老井中开辟试验田，从中筛选出有潜力的老井进行上试，即依托老井，对上部地层进行试油测试，效果良好，口口见气。随后，研究团队攻关形成河道砂微相构型、致密储层测井评价、多期叠置窄河道砂体精细雕刻等关键技术，从干涸的河道中、坚硬的岩石里精准找到天然气。
虽然致密气埋深较常规气浅，但河道储层单层厚度不到30米，薄的储层只有约10米。想在手摸不到、眼看不见的幽暗地底发现“河道”的具体位置，并预测哪些“河道”段富含气，需要“火眼金睛”的真本事。西南油气田公司创新形成适合四川盆地致密气勘探开发的地球物理技术，有针对性地规模应用“两宽一高”地震采集技术，实现窄河道全方位高覆盖地震信号获取和精准预测，大幅提升了隐蔽型河道砂体的地震识别能力。同时，探索形成窄河道砂体雕刻技术，有效识别宽50米、厚6米的河道储层，实现水平井优质储层钻遇率由69.3%提高到90%以上。创新建立致密河道“河道砂组—有利储层—富气区”分级评价优选方法，通过地震—地质—工程一体化评价，优选有利开发区，支撑致密气规模增储上产和效益勘探开发。
致密油气勘探开发项目部一级工程师肖红林介绍：“目前我们已找到23期河道，其中15期含气，9期富气。通过老井上试和新井钻探的高效勘探开发模式，持续滚动扩区拓层，现在发现的不含气河道或不富气河道，将来也有望成为含气河道、富气河道。”
蓝金“砂”里取
创新开发技术实现效益上产
相比整装常规气田，致密气砂体有效储层薄而窄，不易寻获。致密砂岩的孔隙度、渗透率、含气饱和度更低，储层非均质性强，开发难度高。
西南油气田公司通过“一体化研究、一体化设计、一体化实施”，搭建协同攻关平台，探索形成以窄河道地震精细刻画、多井型立体开发部署、水平井优快钻井、多缝压裂体积改造、复杂山地地面集输工艺优化设计为代表的5大系列72项特色技术，建立适用于四川盆地的致密气勘探开发技术图谱，支撑致密气效益上产。
西南油气田公司建立丛式水平井组井眼轨迹设计技术、浅埋深三维水平井钻井提速技术，以及窄河道薄砂层水平井储层追踪技术，让钻头在非均质分布的地下河道中定向穿梭，如同超高清CT扫描仪，精准识别毛细血管，实现水平井优快钻井。创新河道砂岩水平井缝控理念，建立控液提砂压裂工艺，形成“高黏挟细砂+低黏挟粗砂”的大台阶、高砂浓度连续加砂模式，有效实现压裂增产与储层保护，让紧锁在低孔低渗致密砂岩中的天然气得以被开采出来。此外，“一井一案”“一段一策”的差异化方案设计和工艺技术，把不同区块不同地质特点的砂岩治理得“服服帖帖”。
针对不同于窄河道砂体的天府气田简阳区块三角洲沉积特点，西南油气田公司充分挖掘多层、多河道立体开发潜力，打造四川盆地首座百万方致密气生产平台。“简阳区块永浅3平台储层多层叠置、高含水饱和度、高黏土矿物含量，且含凝析油，原先的储层改造液体对该区域储层伤害较大，对改造液体提出了更高要求。”天然气研究院高级工程师敬显武介绍。为解决问题，研究团队研发形成了新型低伤害压裂液体系，减少储层伤害，降低成本。针对前期实施井测试产量相对较低、差异大的问题，技术人员采用多缝压裂2.0技术，增大人工裂缝系统的缝控范围，实现试油井段充分改造动用。新技术提高了永浅3平台致密气井的改造效果，平台11口井日产气能力达100万方，成为四川盆地井数最多、日产气能力最高的致密气平台。
秘诀“橇”里藏
创新管理模式实现效率提升
在天府气田三台区块金浅817平台，致密气井测试获气后，正通过井口附近的一体化脱水脱烃装置排采生产。在机器的轰鸣声中，致密气“变身”为商品天然气，进入管道，被输送到千家万户。
侯甫介绍：“传统的天然气产建模式，是试油后等待输气管道和集气站脱水脱烃正式流程建成，才能投入集中处理生产，整个过程大约需要3个月。而采用一体化脱水脱烃装置，在致密气井试油测试期间就可以实现气质达标处理，进入销售流程，只需要20天左右就可提前发挥产能，还可以同步开展平台井站、集气站建设，建与产互不影响。”
一体化脱水脱烃装置实现了撬装化重复利用。一个平台排采生产结束后，通过特殊机械把装置整体运走，直接用于下一口井，节省了重复购置设备的成本。
时间就是效益。致密气埋藏浅、钻井周期短，搭配“试油测试+排采生产+一体化脱水脱烃”三同步快速建产模式和“本井排采生产+邻井排液试油+平台后续建设”开发管理模式等“西油秘籍”，天府气田金秋区块开发地面工程4个井区均实现当年批复、当年建成、当年投产。
据气田开发部致密油气科一级高级主管朱讯介绍：“我们正开展地质攻关，同步评价川西、川南区块致密气资源潜力，在多层系、多区块拓展，争取发现更多、更靠实的资源为人们生产生活所用，在农业、工业、新能源等领域创造更多价值。”