吞吐气象

根据国土资源部组织的“十三五”油气资源评价，四川盆地天然气总资源39.94万亿方，位居全国之首，石油资源量12.5亿吨。中石油矿权内天然气总资源量30.2万亿方，石油资源量11.5亿吨。其中，常规气资源量12.23万亿方，致密气资源量2.87万亿方，页岩气资源量15.1万亿方。截至2020年底，中石油矿权内累获天然气探明储量38784亿方，探明率12.8%，常规气（含致密气）探明储量28173亿方，探明率18.7%。

四川盆地天然气勘探开发历史悠久。新中国成立后，四川盆地天然气工业在探索中起步、在艰苦中创业、在发展中壮大，建立了我国第一个完整天然气工业体系。2004年，中国石油西南油气田公司产气量首次超100亿方；2005年至2017年，年产气量再增100亿方；2020年，年产气量突破300亿方，建成了安岳特大型气田、川南页岩气区和老区气田三个百亿方大气区。

自1958年以来，西南油气田公司已在四川盆地开发气田114个、生产井2300余口，累计生产天然气超5000亿方。

新“三步走”--------------

2020年：天然气年产量突破300亿方，油气当量超2400万吨，全面建成300亿战略大气区

2025年：天然气年产量力争达到500亿方，油气当量4000万吨，成为国内最大的天然气生产企业

2030年：天然气年产量力争达到800亿方，油气当量6400万吨，建成国内最大的现代化天然气工业基地

数解300亿-------------

●高磨新区123.2亿方

关键词：川中古隆起、高效探明安岳万亿方特大型气田、我国陆上探明储量最大的海相碳酸盐岩整装气藏、安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏创高效开发新记录、特大型古老复杂碳酸盐岩气藏精细开发技术、世界级难题、高产井培育技术、开发井口口高产、勘探开发全过程数字化管理、单井平均产量为四川盆地之最、智能化气田、工程建设速度中国石油之最、大型有水气藏整体治水技术、中国石油大型整装气藏勘探开发新纪录

地域分布： 四川盆地中西部，遂宁市和资阳市、重庆市潼南区一带。

勘探现状：整体控制7500平方千米含气范围，龙王庙组、震旦系新增探明储量1.04万亿。

数解构成：创新产能建设模式，用“两个三年”高效建成170亿方年产能，已生产天然气近600亿方，具备年产150亿方长期稳产的基础。

80.2亿方寒武系龙王庙组气藏：三年高效建成110亿方年产能，具备年产气90亿方长期稳产的基础。培育高产井，开发井井均日产量90万方。通过主体区整体治水和低渗动用、外围产能补充，可实现90亿方稳产10年。

43亿方震旦系灯影组气藏：建成50亿方年产能，具备快速上产60亿方并长期稳产的基础。井均日产量提高至25万方。安岳气田高磨地区台内新增探明5000亿方，作为安岳气田的产能接替区块，确保年产气150亿方长期稳产。

●川南页岩气95.1亿方

关键词：五峰组-龙马溪组、非常规“人造气藏”、筇竹寺组、国内首个万亿方储量百亿方产量页岩气区、中浅层规模效益开发、国内首个国家级页岩气示范区、储量产量“双领跑”、形成三个工业化开采区和一个突破区、海相页岩气工业化开采技术、百台钻机万人会战、“甜点体”地震识别、“透明”页岩气藏、六化管理模式、页岩气“大会战”组织模式、高产量、高EUR、高采收率、地质工程一体化高产井培育、本土化页岩气“三控”富集高产理论、一薄、两低、三高、三发育、地质评价“优中选甜”、中国石油天然气产量新的增长极

地域分布：五峰组-龙马溪组，主要分布在川南；筇竹寺组，主要分布在川南、川东盆缘。

勘探现状：埋深4500米以浅可工作有利区面积1.6万平方千米、资源量7.64万亿方，目前新增探明储量1.06万亿方，占全国页岩气探明储量的59%，日产量突破3500万方。

数解构成：已建成百亿方生产能力，全面实现规模效益开发，并具备100亿方长期稳产能力。深层攻关取得重大突破，有望再建一个百亿方页岩气区。历经10余年的探索与实践，形成了三个工业化开采区（长宁、威远、泸州）和一个突破区（渝西），进入了快速上产新时期。围绕“六统一”“三共享”，推进“五个一体化”，构建起三级组织模式和四种作业机制，3500米以浅实现规模效益开发。年产量从2012年1亿方快速增长到2020年100亿方以上，建成我国首个“万亿方储量、百亿方产量”页岩气区，产量储量实现“双领跑”。截至2020年11月20日，中国石油川南页岩气年产量达100.29亿方，建成除北美外全球最大页岩气田，日产量连续三年实现千万方级增长，持续领跑国内页岩气领域，成为“大力提升油气勘探开发力度”的忠实践行者。应用六大主体技术，实施三轮优化调整，单井产量和EUR提高1倍。中深层持续完善勘探开发技术，实现“高产量，高EUR，高采收率”，EUR达到1.5亿方以上。据测算，川南页岩气至今已累计替代近3650万吨标准煤，减排二氧化碳近9000万吨。

●老区老气田50.6亿方

关键词：川东石炭系气藏、川南茅口组、滚探区块、开江梁平海槽、强非均质、嘉陵江组、须家河组、礁滩气藏、低压低产、低渗有水气藏、开发中后期、提高气藏采收率、气田整体治水、地下地面大调查、产能维护、地面生产系统优化、 “关、停、并、转、减” 、措施挖潜、开发中后期气藏剩余储量描述和可动用性评价技术

地域分布：主要分布在川东、川南等地。

开发现状：已开发的老气田110多个、含气构造30多个，主要包括川东石炭系、飞仙关组鲕滩、长兴组生物礁、雷口坡组、嘉陵江组气藏等储层，剩余可采储量3368亿方。

数解构成：老气田处于开发中后期，采出程度高、低压低产、普遍产水特点，控制产量递减难度大。低压、低产为主：60%的气井油压低于3兆帕，80%的气井日产量低于2万方。普遍产水、以措施生产为主：76%的气田地层水侵较活跃，40%的产水气井依靠工艺措施维护产能。采用精细气藏描述，实施滚动扩边补充产能，弥补气藏自然递减，老气田综合递减率逐步控制在8%以内。精细生产管理，实施气藏整体治水，抓好气井产能维护。在礁体刻画成果基本落实的基础上，提出大猫坪西地区首口生物礁水平井——云安012-X16井，大胆采用“1井穿2礁”部署模式并实施，坚定了老气田稳产以及上产的信心。强化老区开发地质研究，细化老区滚动勘探开发措施，以提高气藏采收率为着力点，探索低渗区块剩余储量开发技术。形成了复合排水采气工艺技术、“低排低采、低排高采”整体治水技术，有水气藏开发系列技术居于全国领先地位。由传统“人在站在、站在人在”现场作业模式向“无人值守+电子巡井+远程操控+定期巡护”数字化管理模式转变，将传统“单井管理”模式向集约、高效化的“中心站管理”转型。持续推进老气田提质增效，开展重点井动态分析，优选采油气工艺措施目标井，确保老气田稳产。

●老区新领域31.1亿方

关键词：渡1井、铁山坡、罗家寨气田、高含硫气田安全清洁开发技术、“三高”气田、单位压降低、不产地层水、稳产能力强、须家河、集成应用先进控制系统、“油公司”模式、沙溪庙、严格执行安全环保标准、低渗高含水砂岩气藏特征描述技术、地质工程一体化、由“跟随者”向“领跑者”转变、气体欠平衡钻水平井技术、定向井优快钻井技术、储层分级评价、优良作业体系、致密油气高产井培育技术

21.7亿方川东北高含硫：

地域分布：四川省达州市宣汉县和重庆市开县一带。

勘探现状：川东北天然气项目主力气藏为飞仙关组鲕滩气藏，包括罗家寨、滚子坪等气田，勘探开发面积超过110平方千米。

数解构成：川东北天然气项目现有6口生产井，日产能900万方，单井最高日产250万方。气藏稳产能力强、开发效果好，预计可稳产至2030年。建成罗家寨气田30亿方年产能力，已安全运营超1500天。集成应用11套先进控制系统，建成拥有“1个平台、3大系统”的南坝安全控制中心（NSCC），建成分级控制的5级联锁系统和完整的8层典型安全保护层。

9.4亿方致密气：

地域分布：四川盆地致密气以三叠系上统须家河组与侏罗系沙溪庙组气藏为主，在川西、川中、川南与川东地区广泛分布。

勘探现状：须家河组有利面积3.4万平方千米，探明储量约5000亿方；沙溪庙组有利区面积5.7万平方千米，探明储量99亿方，资源量2.98万亿方。

数解构成：经多轮勘探，已发现须家河组气藏47个，沙溪庙组气藏15个，以川中地区为主，其次为川西地区。攻关提高单井产量技术，须家河组气藏单井井均产量由1万方提高至8万方；沙溪庙组气藏单井平均测试日产量达到30万方。掌握“电缆桥塞分段+变粘滑溜水+高强度连续加砂”改造工艺，水平井井均产能较直井提高10倍。