统筹资源市场 建设战略大气区

全年生产天然气210.25亿立方米，销售天然气252.52亿立方米，产销气量、同比增幅均创历史新高，并在川西北等地区取得勘探重要新成果，这是西南油气田（西南销售）公司去年建设300亿战略大气区、气化大西南、建设长江生态屏障写下的壮美篇章。

新时代的新成就，凝聚着西南油气田（西南销售）公司干部员工的智慧和汗水。

新区新领域，勘探取得重要新成果，夯实稳健发展资源基础

发现规模优质储量，是油气工业稳健发展的根基。

西南油气田（西南销售）公司始终把勘探工作放在首位。2017年，以寻找“优质、规模、可动用”储量为目标，推进集中评价勘探、甩开预探相结合，主攻四川盆地下二叠统、震旦系—下古生界两大领域，新增天然气三级地质储量2269.31亿立方米，其中技术可采储量1288.09亿立方米，连续14年实现储量高峰增长，并取得5项勘探新成果，进一步夯实建成年产气300亿立方米战略大气区的资源基础。

风险探井兴探1井，位于川西地区大兴场地层—构造复合圈闭高部位，去年11月钻获工业气流。这是川西地区自中坝气田之后，又一次在雷口坡组发现气藏，进一步证实川西地区雷口坡组具有良好的含气性，勘探潜力大。

钻探双探7、双探8井过程中，在泥盆系观雾山组、下二叠统栖霞组均有良好的油气显示，发现层状白云岩储层，标志着川西地区上古生界海相勘探取得重要进展。

高磨地区台缘带扩展评价勘探取得新成果。在高石19井区，高石110井灯四段获测试日产量65.77万立方米高产工业气流。在磨溪52井区，磨溪120、121井灯四段钻遇优质孔隙性气层，分别获测试日产量90.17万立方米、33.08万立方米高产工业气流。高石19井区、磨溪52井区灯四气藏评价勘探取得良好效果，基本实现台缘带震旦系灯四段高产富集区的整体探明目标。

龙探1井是部署在川西北地区九龙山构造的一口风险探井。2017年6月，在栖霞组获测试日产量105.66万立方米高产工业气流，进一步证实川西北部九龙山构造下二叠统栖霞组气藏具有良好的勘探潜力。

南充7井，在茅口组获工业气流，进一步证实磨溪39井区茅口组构造——岩性复合圈闭气藏大范围含气，勘探有利区面积达780平方千米，勘探潜力大。

大力推进勘探实践的同时，围绕上古生界、震旦系—下古生界、雷口坡组、长兴组—飞仙关组、须家河组等领域的关键地质问题开展攻关研究，设立5大专项研究项目，深化重点勘探领域和后备领域地质认识，为勘探部署提供决策依据，目前攻关工作进展顺利。

安岳气田，加快产能建设步伐，打造特大气田规模效益开发新样板

安岳气田地跨四川资阳市、遂宁市和重庆潼南区等地，包括磨溪区块、高石梯区块。

磨溪区块龙王庙组气藏探明地质储量4403.85亿立方米，技术可采储量3082亿立方米，为目前国内规模最大的海相碳酸盐岩整装气藏。

2015年10月，磨溪区块龙王庙组气藏建成110亿立方米年产能，创造了中国石油大型整装气藏从发现到全面投产的最快速度。

2017年，西南油气田（西南销售）公司以“建设展示中国石油实力和水平的现代化大气田”为目标，继续创新技术、大胆实践，打造深层碳酸盐岩特大型气藏安全高效开发典范。

构建磨溪区块龙王庙组“透明气藏”，推进高效开发。2017年，通过精细气藏描述攻关，深化了气藏地质认识，发现了水侵的优势通道，优化了开发技术方案；部署6口产能补充井，推进均衡动用气藏储量；组织60多次动态分析会，详解2000余样次动态资料传递的信息，制定优化调整措施24条，提高气井生产时率和装置运行效率，气藏日均产气量保持在2400万立方米以上。

设计气田整体早期治水方案，提高资源采收率。以长期稳产为目标，制定地下、井筒、地面“三位一体”措施，实施主动排水，目前已开始工艺试验。

深化磨溪区块龙王庙组气藏开发两化融合，控制操作成本。建成超级物联网，上线数字化管理平台，部署综合工作流，形成生产过程一体化智能管控、油气生产经营效益实时评价，初步实现数字化气田向智能化气田的升级，大幅降低了操作成本。

聚焦安岳气田灯影组气藏开发，整体部署，有序建产。优选高石1井区、磨溪22井区为建产新区，以提高单井日产量为重点，开展攻关试验，完钻7口井全部获高产工业气流，形成了井位部署模式、增产改造主体技术，单井日产能比同一地区直井高2倍以上，为高水平开发灯影组气藏积累了技术和实践经验。目前，已完成安岳气田灯影组气藏开发方案设计，投产气井20口，年产能达15亿立方米。

川南地区，页岩气开发快马加鞭，成为西南油气田增储上产主力

川南地区页岩气开发，从2010年钻成国内第一口页岩气井——威201井，到2016年建成长宁—威远国家级页岩气示范区，完成了从“摸着石头过河”到开发主体技术成型的华丽转身。

2017年，川南地区揭开建设年产气百亿立方米规模产能序幕，生产页岩气30亿立方米，成为快速增储上产主力，奏响了西南油气田（西南销售）公司建设300亿战略大气区的协奏曲。

持续完善开发主体技术。集成应用地质导向技术，进一步完善压裂工艺，固化“井位部署平台化、钻井压裂工厂化、采输作业橇装化、工程服务市场化、组织管理一体化”模式，长宁H20-7井创造了单井钻井周期36.08天的最短纪录。

积极开展开发先导试验。大力实施长水平段、钻井参数强化、石英砂代替陶粒、压裂液配方简化、重复压裂等现场试验。长宁H24-8井成功钻成“勺形井”，完钻井深4225米；威202H9-7水平段长2533米，刷新水平段长度纪录；长宁H3-6井开展国内第一口页岩气井重复压裂现场试验，复产测试日产量3万立方米，探索页岩气老井挖潜增产取得初步成功；组织开展国产旋转导向系统的现场试验，攻克四项关键技术，研制出国产旋转导向系统样机，在长宁H24-7井成功应用。

持续攻关地质—工程一体化，培育高产井。推广高性能油基钻井液、清洁压裂液等新工艺技术，完井25口。其中，长宁地区新井井均测试日产量29.12万立方米，Ⅰ类储层钻遇率100%，Ⅰ+Ⅱ类井达到100%，井均可采储量提高1.1倍，井筒完整性100%；威远区块新井井均日产量21.12万立方米，Ⅰ类储层钻遇率100%，Ⅰ+Ⅱ类井达到93%，井均可采储量提高1倍。

建成长宁页岩气田第二条页岩气外输干道，年输气能力40亿立方米，为川南地区今年生产页岩气51亿立方米创造了条件。

推进高效清洁生产作业，去年节省用地约2600亩，节水150余万立方米，实现了废水零排放。

老气区，精细开发“甜点”，提高储量采收率和开发效益

西南油气田（西南销售）公司有五百梯、铁山坡、中坝等100多个老气田，点多面广战线长，绝大多数处于开发中后期，稳产难度大。以提高储量动用率、提高采收率、降低递减率为目标，组织老气区生产，促进老气区稳产。

2017年，西南油气田（西南销售）公司完成39个区块储量复算，新增探明储量315.93亿立方米，老气区产气63.3亿立方米，综合递减控制在8.5%以内，负荷因子控制在0.8左右，既给老气区挖掘生产潜力指明了方向，也为推动老气区稳产积累了可贵的实践经验。

推进老气区稳产，强化气井日常生产管理是首要措施。包括：强化“三结合、三统一”的动态分析，优化“一井一策一制”生产管理制度，加密异常井生产动态监测和分析，确保气井正常生产。

应用新工艺新技术挖掘老气区生产潜力，取得显著效果。应用精细气藏描述新成果，钻补充开发井，补充年产能3亿立方米；优化工艺技术措施，增产8亿立方米。

着力开展区块、单井开发效益评价，坚持按效排产，对提高老气区开发效益产生了重要作用。2017年，关停低效无效井55口、低效高耗装置35套，关停低负荷运行的两座净化厂，使老气区效益产量比重达97.2%，降低生产能耗1.013万吨标煤，节约生产成本402万元。

“互联网+”融入采输气作业，大幅降低了劳动强度和人工成本。改变生产组织模式，一线由“一井一站一套人马”转变为“无人值守+电子巡检+集中控制”模式，建成中心站136座、无人值守站1040座，无人值守率76%，后辅向区域管控、专业支撑、精干高效转型，建成区域控制中心41个；改变生产操作模式，运行监控由“人工、半自动化”向“自动化、智能化”转变，岗位操作由“单兵作战”向“远程支持协作”转变，工单任务自动分发，操作过程自动记录、自动提示，工效考核自动评判；改变生产管理模式，实现了“自动化生产、数字化办公、智能化管理”。据不完全统计，西南油气田（西南销售）公司老气区连续4年稳产，减少劳动用工量800多人。

气化大西南，探索市场一体化管理模式，高效利用天然气产能

西南油气田（西南销售）公司天然气市场从川渝地区扩展到滇黔桂，2017年销量强势增长，比上年增幅达16.06%，其中川渝地区比上年增长了23.66亿立方米，滇黔桂比上年增长8.13亿立方米。

川渝地区的天然气应用范围、气化率远高于滇黔桂。面对市场统筹协调发展难题，西南油气田（西南销售）公司联合科研院所，结合供给侧结构性改革等动态，编制了《扩大西南销售天然气利用方案》《2018年-2022年天然气销售分省规划》，为西南五省（市、区）市场开发一体化顶层设计提供了准确的营销信息。

2017年4月中旬、9月下旬，西南油气田（西南销售）公司组织国内经济专家、行业专家、西南五省（市、区）政府部门、重点客户企业，共同展望大西南天然气的利用前景、商议移峰填谷等问题，谋划供气管网布局，进一步推进市场开发一体化。如今，广西藤县陶瓷、贵州仁怀、云南滇凯玻璃等工业园的在用能源已改为天然气，分布式发电、天然气车（船）利用等用气项目也相继落地。

用气淡旺季的峰谷差较大，调峰能力不足，对平稳输供气的影响十分严重。西南油气田（西南销售）公司认真落实大西南天然气市场移峰填谷一体化措施，制定川渝滇黔桂一体化保供应急预案，保障了产销平衡：精准分析客户日需求，强化用气量的“日指定、周通报、月偏差分析、季度综合研判”执行力，提高把控客户用气节奏的可行性；合理安排采输气设备、客户用气设备的检维修时间，提高削平用气高峰的科学性；密切跟踪新客户投产用气进度，提高市场需求增长的预见性；适时启动相国寺储气库注采气作业，避免产能闲置。

推进西南五省（市、区）客户关系一体化管理，争取政府、客户的理解支持，营造了良好的市场发展环境。具体措施包括：立足客户提质创效，践行“不以量小而不为、不以利小而不为、不以麻烦而不为”，降低用气成本；围绕提高服务质量，推行客户经理负责制，组织供用气双方互评满意度，及时整改发现的问题；延伸客户服务链，为客户提供管道设计、物资采购等专业服务，实现互利共赢。

西南油气田（西南销售）公司推进西南五省(市、区)市场管理一体化，扩大了产销气的市场空间，对月销量与计划的偏差控制在3%以内、保障平稳供气产生了重要作用，大幅萎缩的夹江陶瓷工业园区天然气市场再度兴旺，滇黔桂市场持续升温，客户满意度超过95%。