低品位资源“释放”高效益 长宁公司稳产工作取得新突破

随着长宁区块页岩气勘探开发和稳产工作的推进，地下资源禀赋逐渐降低，高品位资源逐步趋紧，低品位资源动用难、效益低等问题日益凸显。面对资源劣质化、投资高位运行、气田稳产形势严峻的局面，长宁公司积极响应集团公司“页岩气革命”和“压舱石”工程的号召，2022年以来，持续围绕“极限控投”思路，系统性开展了低品位资源开发潜力评价与关键技术攻关，大胆转观念、主动求破局，实践探索出一条低品位资源效益动用之路，为老气田长期效益开发奠定基础。

以理念革命为引领 控投模式“逆向”转型

过去，长宁公司一直沿用“资源气藏—井工程—开发生产—效益”的传统“步进式”投资控制模式，该模式先组织实施、后评价效益，单井成本缺乏过程跟踪和预警提示，技术方案调整滞后，易造成超投入、低回报等问题。尤其近年来随着老井产量递减加速，传统控投模式的弊端愈发凸显。

为此，长宁公司主动解放思想，转思路拓新径，推行“资源气藏、效益—开发生产—压裂—钻井”的“逆向式”控投模式，该模式以理念革命为引领，以地质气藏、井工程、开发生产一体化深度融合为抓手，精细化气藏描述，从低品位资源效益动用出发，积极探索以效益为导向的理念革命，实现控在前端、精在过程、赢在结果。

新理念的引领下，长宁公司成功迈出实现页岩气成本革命的关键一步。目前，成本革命的路径已具雏形，为规模效益开发开辟了新路径，更为公司高质量长远发展奠定了坚实基础。

以技术革命为支撑 “一体化”极限降本增效

为探索井工程极限控投的“下限”，2022年以来，长宁公司立足资源气藏再认识再深化、以地质工程气藏一体化的理念，开展了系列技术革命，先后组织7项180余井次井工程极限控投试验，其中4项可全面推广，2项条件推广，1项继续试验优化。

在钻井方面，积极开展“极限控投”技术革命，取得了诸多突破性成果：宁209H5-3井负压振动筛试验成功，可实现单项投资降幅11%，目前已在区块油基泥浆井段全面推广；西南油气田公司首个页岩气“瘦身井”平台长宁H22J平台顺利完井，标志着井工程极限控投实现新突破；长宁H31S平台开展“工程箱体+螺杆定向”替代旋导、瘦身等控投降本“组合拳”试验，预估井均钻井投资较批复概算控减11%。长宁H35-2井“水基替代油基”钻井液技术现场试验取得成功，单井钻井液及岩屑处置成本同比油基条件下降30%，这一成果不仅实现降本增效，同时也标志着川南页岩气水平井钻井技术取得重大突破。

在压裂方面，同步推进“控投+提效”双驱动。控投上，通过石英砂替代陶粒，可实现单项投资降幅20%；通过趾端滑套替代首段射孔，可实现单井节约周期7天、节约费用50万元。提效上，聚焦“增缝+提产+控水”协同发力，积极探索“箱体优化和缝网增复杂”技术增效之路。通过运用箱体调整、定向射孔、极限限流等组合工艺，净压力提高20%、裂缝复杂程度提高11%，在剩余储量丰度下降33~35%的背景下，加密和立体开发井EUR较第一层井网仅下降约20%，为全区块稳产提供了工艺保障。

以管理革命为抓手 构建高效运行新机制

随着日费制的纵深推进，传统的日费制“固定日费×周期”模式已无法满足降本增效的需求。长宁公司主动求变，以效益为导向，创新采用钻井“阶梯日费制”，乙方打得越快，乙方费率越高，甲方总费用则越低，如此形成提速合力，实现甲乙双方互利共赢。

与此同时，长宁公司还创新组建井工程跟踪评价中心，打破专业壁垒、整合部门资源，实现全链条协同狠抓产能建设进度。依托地质工程一体化机制，深度融合地质认识与工程实践，动态优化钻井与压裂方案，精准指导现场施工。同步实施全周期成本写实与动态预警机制，将控投目标从“看得见”的数据，层层压实为“管得住”的过程、“算得清”的效益，持续推动投资管控向精细化、系统化迈进。

通过一系列管理举措，长宁公司近三年新井投产效率实现跨越式提升：完钻井平均钻井周期由65.6天降至57.7天，下降12%；压前准备周期由25天缩短至20天，降幅20%；平台平均建井周期由743天压减至363天，缩短超50%。

在页岩气革命之路上，长宁公司通过理念革命引领技术、管理革命，再以技术、管理革命引领成本革命，井工程单井投资较“十四五”初降低22.5%，可实现低品位资源单井EUR 0.75亿方的效益动用。这不仅为长宁公司助力西南油气田分公司“决胜500亿”提供坚实基础，更为长宁公司今后低品位页岩气资源的长远开发蹚出了一条高质量、高效益的新路径。（供稿：长宁公司 代锋 谢佳君 杨旸）

编辑：李雪艳

报料渠道：私信“四川新闻网”微信公众号、拨打互动热线“028-85153399”或发送邮件至“scxww@newssc.org ”报料。