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今年以來，西南油氣分公司以“提高發(fā)展質(zhì)量和效益”為指針，堅持以經(jīng)濟效益為中心，以科技創(chuàng)新為先導(dǎo)，以從嚴(yán)管理為基礎(chǔ)，在創(chuàng)新中上水平，在奮進中求發(fā)展，以求真務(wù)實的作風(fēng)和卓有成效的實踐，詮釋著推進雙百億氣田建設(shè)，實現(xiàn)跨越式發(fā)展的新內(nèi)涵，截至目前已生產(chǎn)天然氣25.8億立方米。

經(jīng)過30多年的勘探開發(fā)，面對油氣田開發(fā)程度高、難度大，資源接替緊張，主力氣田處于中后期開發(fā)階段，成本壓力較大的嚴(yán)峻現(xiàn)實，分公司始終把油氣勘探開發(fā)作為工作的重中之重，他們緊緊扭住氣藏富集規(guī)律和開發(fā)潛力研究“火車頭”，加大新區(qū)開發(fā)評價及老區(qū)精細(xì)調(diào)整工作，及時調(diào)整產(chǎn)能建設(shè)方案，優(yōu)化部署，強化動態(tài)跟蹤，取得了“三個顯著效果、兩個深化、一個優(yōu)化”成果，促進了三大會戰(zhàn)各項任務(wù)目標(biāo)的順利推進。

“三個顯著效果”：西南分公司抓住制約油氣開發(fā)的“瓶頸”技術(shù)難題，深化地質(zhì)研究，大力推進油氣田精細(xì)開發(fā)，一是中江、高廟子沙溪廟組氣藏開發(fā)評價及建產(chǎn)效果顯著,根據(jù)河道精細(xì)描述成果，進一步細(xì)分層系，通過多種屬性結(jié)合，實現(xiàn)了多條河道精細(xì)刻畫，明確了不同河道空間展布特征、疊置關(guān)系及優(yōu)質(zhì)儲層分布。建立了“斷砂相接，源儲配置是基礎(chǔ)；局部構(gòu)造與有利砂體疊合區(qū)含氣富集；厚層窄河道砂為高產(chǎn)氣區(qū)；寬泛河道砂含氣性差”高產(chǎn)富集模式。在JS11-1、JS33-2、JS33-3等砂層內(nèi)，新落實8條河道，部署江沙102H、江沙103H、江沙301等多口評價井均獲高產(chǎn)油氣流。新增可動用儲量110億方，預(yù)計全年可新建產(chǎn)能3億方，到2014年底將建成5.5億方/年生產(chǎn)能力，屆時川西第二大氣田將呈現(xiàn)在世人的面前。

二是元壩長興組氣藏產(chǎn)能建設(shè)順利推進，建產(chǎn)效果顯著。開發(fā)技術(shù)人員在前期波形剖面解釋的基礎(chǔ)上，采用古地貌分析、頻譜成像、瞬時相位等新技術(shù)對元壩地區(qū)小礁體進行精雕細(xì)刻，建立垂向加積式、縱向進積式、縱向退積式、橫向并列式 、橫向遷移式 、復(fù)合疊加式(礁群) 等六種礁體發(fā)育模式。確保了開發(fā)井在實施過程中的鉆井軌跡優(yōu)化調(diào)整，實現(xiàn)了“三高”，即鉆井設(shè)計符合高，氣層鉆遇率高，測試產(chǎn)量高。資料顯示已完鉆27口井優(yōu)化后配產(chǎn)達900萬方/天，具備混合氣30億方/年（凈化氣26億方/年）生產(chǎn)能力。

三是精細(xì)研究、調(diào)整，中淺層老區(qū)綜合調(diào)整效果顯著。2014年針對致密氣藏“產(chǎn)能低、生產(chǎn)壓差大、泄氣半徑小、廢棄壓力高”的特征”，分公司開發(fā)處技術(shù)人員進一步加強對川西老區(qū)新場JS氣藏、馬井JP等氣藏剩余儲量分布精細(xì)研究和調(diào)整部署，部署開發(fā)井37口，新增產(chǎn)能1.35億方，截至8月已投產(chǎn)30口，實現(xiàn)新場沙溪廟組氣藏10億方穩(wěn)產(chǎn)8年的目標(biāo)。與此同時、他們通過強化生產(chǎn)信息化建設(shè)和氣井分級分類管理，加強生產(chǎn)動態(tài)監(jiān)測力度，通過壓力恢復(fù)測試、產(chǎn)氣剖面測試、靜壓流壓監(jiān)測等各類監(jiān)測項目，利用什邡307-1、江沙21-3HF、馬2等低效井挖潛評價新層取得成功，減少了評價周期和投資；老井挖潛有效率達95%以上；通過加大自生熱泡沫排液、速度管柱、氣舉排液、單點增壓等措施和維護力度，累計增產(chǎn)0.61億方。有效地控制了維護性作業(yè)量和成本，極大的提高了油氣田良性開發(fā)效果。

“兩個深化”：油氣田緊緊依靠科技進步，發(fā)揚拼搏精神，加快工作節(jié)奏，全力以赴打好開發(fā)成本攻堅仗，一是新場須五氣藏認(rèn)識進一步深化。在2013年老井挖潛基礎(chǔ)上，通過對4口井評價認(rèn)識到新場須五為砂泥巖互層、單層砂體薄，分布不連續(xù)，物性差；產(chǎn)氣層段以砂巖為主，泥質(zhì)巖貢獻有限；為超致密有水氣藏，試采井普遍產(chǎn)量低且產(chǎn)水，壓力下降快，單井可采儲量小，暫不具備經(jīng)濟開采效益。二是元壩陸相氣藏認(rèn)識不斷深化。在元壩陸相氣藏累計實施專層井39口，獲無阻流量大于20萬方/天，實施試采井14口，日輸氣19.8萬方/天。深化了對元壩陸相氣藏儲層致密，裂縫發(fā)育程度和規(guī)模的認(rèn)識小。

“一個優(yōu)化”：西南分公司開發(fā)技術(shù)人員始終堅持“鉆井伸展到哪里，技術(shù)就支撐到哪里；開發(fā)難題出現(xiàn)在哪里，技術(shù)人員就深入到哪里；哪里需要重點突破，攻關(guān)方向就指向哪里”的原則，穩(wěn)步實施開發(fā)科技創(chuàng)新戰(zhàn)略，中淺層儲層改造工藝技術(shù)進一步優(yōu)化完善。他們充分應(yīng)用脈沖式柱塞加砂壓裂效果好的特點，通過增加有效縫長，使有效縫長與支撐縫長比值由常規(guī)的30%提高到50%，實現(xiàn)不連續(xù)加砂壓裂，形成了不連續(xù)支撐的高導(dǎo)流裂縫。平均單井測試產(chǎn)量較常規(guī)測試技術(shù)產(chǎn)量提高41%；水平井應(yīng)用10井次平均單井測試產(chǎn)量6.55萬方/天，較常規(guī)測試技術(shù)產(chǎn)量提高49%。二是實施水平井精細(xì)分段試驗效果好，該技術(shù)的運用不僅縮短了裂縫間距，增加了裂縫條數(shù)和改造體積，而且還大大的降低了流動阻力，提升了改造效果。在新沙22-7HF井砂巖水平段的作業(yè)中，通過實施7段分段壓裂，壓后日輸氣高達4萬方；針對新沙21-50H井水平段技術(shù)施工難題，運用17段壓裂工藝技術(shù)，一舉解決了Ⅲ儲層技術(shù)瓶頸難題，提高了壓裂質(zhì)量，縮短了改造周期，大大降低了開發(fā)成本，油氣產(chǎn)能顯著提高。截至今年8月天然氣同比增加1.71億方，新建天然氣產(chǎn)能3.43億立方米方。