3月11日，四川盆地又一个千亿立方米大气田——川西气田全面建成投产，预计年产天然气20亿立方米，同时产出13万吨硫黄，为我国西南地区及川气东送沿线提供更多清洁能源。作为国家千亿立方米级天然气生产基地和西南地区“气大庆”建设的重要组成部分，川西气田产能建设被列为国家产供储销体系建设重点督办项目和四川省重点项目。如此受重视，不仅因为它“大”，更因其勘探开发“新”和工程建设“难”。

  四川盆地天然气资源量居全国之首，其中海相碳酸盐岩天然气占比居多。一条条“气龙”蛰伏于深地之下，西南油气科研人员敢为天下先、敢克世界难，十余年艰辛付出，终于“长缨”在手缚得“气龙”，刷新了一个又一个纪录。

  2000年以来，中国石化开始在川东北深层勘探开发海相油气，在礁滩相领域先后发现并成功开发普光、元坝等海相酸性大气田。

  2006年，西南油气进军川西深层海相层系，部署了22条、1931千米区域地震大剖面，给五六千米以深的地层做了一次高清“CT”，发现了气藏的蛛丝马迹。同时，油气地质条件研究也认为川西海相成藏条件较好，勘探开发潜力大。

  2010年，川科1井传来好消息，在雷口坡组顶测试获得高产工业气流，日产天然气86.8万立方米。2014年，彭州1井在雷四段测获日产天然气121.05万立方米，龙门山前构造带海相勘探取得新突破。随后，按照主攻金马-鸭子河构造带、落实气藏规模、力争发现海相大气藏的勘探思路，西南油气在彭州1井向北15千米部署了鸭深1井、向西南19千米部署了羊深1井。实钻揭示，鸭深1井、羊深1井雷四段白云岩储层累计厚度达100米以上，分别测获日产气量48.5万立方米、60.8万立方米，实现了龙门山前带雷口坡组勘探重大突破。

  虽然有了收获，但研究人员发现这并非礁滩相气藏，而是一种新类型气藏，国内外尚无系统研究。西南油气成立川西海相研究攻关团队，以寻找大规模气藏为目标，聚焦制约四川盆地雷口坡组油气勘探发现难题，将勘探与研究结合、地质与物探结合，从构造-沉积-成储、成盆-成烃-成藏、地震储层预测三方面系统深入研究。

  2014年春夏之交，攻关团队整天泡在实验室里，端坐显微镜前摆弄着5口井上千片雷口坡组岩芯薄片，像侦探一样反复观察微观世界，见微知著推敲这条待擒“气龙”的藏身之处。

  和礁滩相岩石薄片呈现出颗粒状、海绵化石不同，这堆薄片里的沉积结构除了有细小的白云石晶体，还有丝丝条条或一团“丝绒”状的海藻。由此，科研人员锁定川西雷口坡组是“潮坪相白云岩”。

  新类型确定了，但潮坪相是否发育了大规模储层呢？还是这堆薄片，这次需要观察的是孔隙的形成演化过程。就像把一块海绵浸入水中，水能瞬间被海绵吸入保存，孔隙就是天然气的通道，有了它就有成为储层的条件。

  亿万年间，海平面涨涨落落，潮上带的岩石受到大气酸雨溶蚀，形成一个个孔隙；被海水浸泡的地带，岩石不再被溶蚀，便没有孔隙。岩石周而复始地、浸泡、再、再浸泡，逐渐叠加成为横向连片分布广、纵向薄互层叠置的储层——一张大大的“千层饼”被攻关团队从微观世界里发现并摊开在地质图件上。

  有了大规模成储条件，是否大规模成藏？薄储层怎么来实现精细预测？环环相扣的问题在攻关团队不懈研究下迎刃而解，形成了川西雷口坡组潮坪相碳酸盐岩天然气成藏富集规律研究成果，实现了气藏富集理论认识的重大创新，丰富了国内外海相碳酸盐岩油气成藏地质理论，进一步拓宽了油气勘探开发领域，对推动长江经济带绿色低碳发展具备极其重大意义。

  四川盆地是一个被群山包围的巨大凹陷，盆地西部横断山脉属于青藏高原，“窗含西岭千秋雪”的美景中蕴藏的是东西向剧烈的板块挤压。东部的长江中下游平原不断挤向青藏高原，四川盆地夹在中间，所承之力非千钧可比。

  川西气田构造位于川西坳陷龙门山构造带中段，主力气藏埋深约6000米，潮坪相白云岩薄互层新类型储层，低孔隙度、低渗透率，气水关系复杂，龙门山前逆冲推覆构造带复杂，井壁稳定性差，工程难度大，建井成本高，常规技术和模式开发难有效益。

  “雷口坡组气藏要实现效益开发，就要采用长水平段水平井来提高单井产能及储量动用程度，实现少井高产。”西南油气工程管理部副经理唐宇祥说。科研人员按照“少井高产”原则，开展地质、工程、经济一体化研究，为气田量身定制了“一台多井立体开发井网”设计的具体方案，利用一个井场打多口大位移大斜度开发井，把地下多套储层连通成一个整体，减少井场数量，增加井轨迹的泄流面积，来提升产能。

  为了控制更多储量，2019年，西南油气首批部署了11口水平井，平均井深6900米、水平段长671米，在地下就像太阳发出的光芒，由中间向四周辐射。2021年，川西气田优化方案再部署6口井，井更深、段更长，平均井深达7900米、水平段长1628米。

  “岩性繁复多样，地层压力系统交互叠加，‘过路’气层多而活跃，气水关系复杂。”唐宇祥介绍。井眼从陆相到海相地层，纵向上，直井段二开长裸眼井段长在3500~4000米，需要长穿多套压力系统迥异的地层；横向上，南北向长水平井要拦腰穿过东西向地应力，还要承受几千米地层压力。最大的“拦路虎”就是合起来近1700米的须家河组五段、三段，这里发育的碳质页岩和煤层煤线，遇水膨胀，地层稳定性差，颇有点“烂泥扶不上墙”的感觉，带来的钻井挑战便是井壁易垮塌。

  要解决直井段、水平段井筒的稳定性问题，针对性强的钻井液体系是开路利器。有了中国工程院院士罗平亚团队的加持，川西气田用上了量身定制的“最牛”钻井液体系。

  在直井段，复合盐强抑制聚磺防塌钻井液“出战”。这是一种高性能的水基钻井液，能有效抑制黏土水化膨胀，就像把地层封印了一样，不让它成为“烂泥”，基本解决了二开井壁不稳定的问题，大大降低了工程复杂性。

  在水平段，白油基强封堵钻井液则通过井壁上的裂缝，强行挤进井眼周围的岩石，像给一碰就掉渣的“千层饼”套上了一层保鲜膜，在确保井壁稳定的同时，降低钻具与井眼的摩阻，让井打得更深，控制更多储量。

  此外，西南油气持续强化地质工程一体化，优化设计与实施工程的方案，通过“定测录导”一体化长穿优质储层井眼控制等技术，实现了安全高效施工，同时也加强多钻机一体化管控，解决了“一台多机”模式下立体交叉作业安全风险管控难题，完成并逐步升级钻完井工程推荐做法，完善工艺细节，固化经验成果。

  2022年10月，彭州6-5D井钻至井深7800米完钻，标志着川西气田优化方案部署的6口长水平段开发井全部优快完钻，累计进尺超5万米。其中，彭州5-1D井完钻井深8208米，日无阻流量高达325万立方米，刷新工区最大完钻井深和最高无阻流量纪录。

  彭州市工农业发达、人口密集。作为坐落于此的超深层海相气田，川西气田必须走环保低碳和循环经济的绿色开发路子。

  处理一般固废，西南油气坚持“两条腿走路”，一方面与中国节能环保集团有限公司合作，将固废烧制结砖；另一方面与彭州市亚东水泥厂合作，拉走固废制成水泥。针对油基钻屑等危废专项处置费用高、运输安全风险大的问题，他们引入西南石油大学的油基岩屑随钻综合利用装置进行工业化试验，在彭州4-4D井进行的油基岩屑随钻一体化减量先导试验大获成功，处置后的剩余固相、石油烃类含量极低，可大幅度降低外运环保风险，干馏油可直接用于现场配浆，最大限度对油基废弃物进行资源化利用。

  在点火放喷前的试气阶段，西南油气则采用酸压返排液实时除硫工艺技术，综合除掉杂质、异味、残酸，实现清洁生产、减排降碳。

  同时，川西气田地面工程在彭州3、4、5、6号平台各建设了一座脱硫站。这是中国石化首个大型钻井、采输、净化、外输一体化项目，能大大降低采出的高含硫酸气酸水通过管道长距离输送带来的安全环保风险，在各站内实现分散脱硫、分散脱水和硫黄回收，确保酸气酸水不出站。

  元坝气田37口含硫气井只有一座净化厂，川西气田19口井却建设了4座脱硫站，去简就繁，为的就是绿色环保。

  翻看彭州3号脱硫站总工艺流程图，70亩占地范围内包括脱硫、脱水、硫黄回收、尾气处理等装置，井口天然气进入脱硫站就开始了一段“洗白”之旅：湿净化气脱水后成为外输净化气；气田水深度处理后，成品水作为循环水回用、母液回注、杂盐外运；含硫尾气经脱硫成为达标烟气；分离出的硫黄进行回收销售。

  3月20日，随着第一批金灿灿的硫黄颗粒从生产线顺利产出，川西气田硫黄成型装置成功投运。

  该装置创新集成先进的采气、脱硫工艺，实现了封闭循环脱硫和精益化绿色化一体化生产，外输产品气达国标一类气标准，天然气总硫回收率超99.9%，硫黄产品达一等品标准。

  不仅如此，川西气田集成安全风险智能化管控平台，实现智能运维管理，确保全过程安全环保、减排降碳。

  今天的川西气田正如春日万物，朝气蓬勃、充满希望，成为西南油气书写“端牢能源饭碗”答卷的精彩一页。

  川西气田雷口坡组气藏开发建设项目是中国石化继普光、元坝之后，又一个大型酸性气田开发建设工程。川西气田构造位于川西坳陷龙门山构造带中段，面积近2000平方千米，地理上处于川西平原西缘，主体区块位于彭州市境内。

  2018年4月，国家能源局四川省天然气增产增供重点工程专项协调和督办落实会议要求加快气田开发建设，随后列入全国天然气产供销体系建设重大督办事项。2019年至今，西南油气部署实施了4个平台共计17口井的海相超深丛式井组，采用多钻机同步施工，多次刷新施工纪录，全面实现“四提一降”目标。

  2022年3月，川西气田产能建设一期地面工程基础设计获得集团公司批复。项目充分借鉴元坝气田、普光气田安全高效开发经验，优选一流的建设队伍、采用一流的装备物资、开发一流的成套技术、创新一流的管理成果，形成了具有川西气田特色的人口稠密地区“气田分散建站、钻采净化同平台、含硫气不出站场”开发新模式，2023年1月全面建成4座脱硫站、1座生产管理中心、1座应急救援站，以及输气管道及气田配套公用工程。

  首次揭示潮坪相白云岩“藻云坪+准同生期溶蚀+晚期埋藏溶蚀”叠加成储机理，查明川西雷口坡组大规模潮坪相白云岩孔隙型储层分布规律，首次建立成藏模式，创建基于岩石物理建模的超深层潮坪相白云岩薄储层技术。

  深化气藏认识，精细评价、优化部署，扩大水平井水平段长。通过建模数模，三维可视化呈现储层及流体的非均质性，模拟地下流体在复杂孔喉结构中的流动过程，预测气井产量及储量动用情况。坚持“少井高产”立体开发理念，集中部署开发井。

  自主研发新型防塌钻井液体系，分地层针对岩性优选个性化钻头，攻关形成超6000米井深旋转导向为主、螺杆定向为辅的精确中靶轨迹控制技术，形成集储层降破、酸压、测试、井下临封及长期投产等功能于一体的分段投产管柱及投产技术。

  ■ 川西气田的发现对后续海相勘探有何启示意义？从超深海相气田效益开发来看，还需要攻克哪些难题？

  川西气田的发现证实，除了前期认识的高能礁滩相及大型不整合面岩溶可发育规模储层，中-低能潮坪相也具备发育规模储层的条件，大大拓宽了海相油气勘探领域。川西气田十余年的曲折勘探历程告诉我们，只要坚定信心，勇于突破认识上的禁锢，坚持基础地质耕耘，创新勘探技术，就一定能发现更多的油气资源。

  川西气田完钻井超深（8000米）、高温（150摄氏度）、高压、高含硫化氢，安全顺利建井面临巨大挑战。要逐步提速提效，还要一直提升井下工具、工作液性能技术指标。

  四川盆地海相碳酸盐岩领域的油气资源丰富，是我国重要的油气资源接替阵地。所发现油气田具有规模整装的特点，是培育大中型天然气田的主战场。国家格外的重视深层油气资源开发，中国石化确立了全力发展天然气的战略部署，川西超深海相气田的成功开发是“做大做强海相常规气”的生动实践，为同类型气田高质量勘探开发提供了有力借鉴。

  ■川西气田钻井施工有哪些难点，怎么样才能解决？超深海相气田钻完井工程工艺还要突破哪些“卡脖子”技术？

  川西气田钻完井施工面临气层埋藏深、地层倾角大、地层破碎导致井壁易失稳、水平段长、压力窗口窄、复杂的多压力系统并存等工程难点。通过技术创新形成了破碎性地层成膜封堵白油基钻井液体系，构建了深层长水平段水平井完井井筒准备技术体系，确立了“衬管+滑套分流”为主体的完井工艺等，实现了气田高效开发，创造多项区域施工纪录。

  超深海相气田钻完井工程工艺亟待突破的“卡脖子”技术大多分布在在四个方面。一是上部大尺寸井眼提速困难，配套工艺有限。因井身结构受地层压力体系、设备能力和开发成本等限制，提速工艺受限。二是多压力系统并存同一裸眼段，漏喷同存风险高，井控工艺技术急需攻关。裸眼段长、多个高低悬殊的压力系统并存，油气显示层位多，储层裂缝孔洞发育，给钻井工程带来了巨大挑战。三是工程地质情况复杂，深部地层认识不清，安全高效钻井难度大。四是超高温材料选择、研发难度大，抗高温防塌钻井液等技术急需提升。

  未来的发展趋势，加强工程技术集成应用，集智攻关破解系列工程问题；研究自动化智能钻井装备、超高温井筒工作液、数字化施工等关键核心技术，实现对传统优势技术的迭代升级，提高深井超深井安全、快速、优化钻井能力。