实现300亿梦想，落脚点在开发。
7月15日，西南油气田公司生产经营分析会公布上半年公司生产数据：生产天然气160.3亿方，较计划超产6.18亿方，完成年奋斗目标50.1%。新建年产能约57亿方。各区块佳讯不断：灯影组气藏开发井有效率保持100%、井均无阻流量同比提高17.6%，页岩气新井测试产量和EUR大幅提升，致密气新井井均无阻流量提高51.9%。
产能建设到位、新井快速投产、单井提产提效、采输通道畅通、储气库“大肚能容”……一系列成绩让川油人吃下定心丸：“决胜300亿，胜券在握。”
300亿的实现，不在一朝一夕，而是每一个区块、每一口井、每一方气的点滴积累。
公司明确构建三个百亿方气田，其中安岳特大型气田年产能突破150亿方，川南建成国内最大的页岩气生产基地，年生产能力100亿方，老区气田稳产100亿方。
同时，按照天然气产量年度计划，预计公司在今年底将达到日均天然气工业产量1亿方。其中安岳气田日产量超4000万方，页岩气日产量约3600万方，老区气田含国际合作区块日产量约2500万方。
正向分解、反向倒推，“300亿”的来龙去脉被“安排的明明白白”。
梦想成真，只待时日。未来可期，始于当下。
在2020年公司领导干部会上，公司党委书记、总经理谢军明确公司新“三步走”规划部署：2020年，全面建成300亿战略大气区；2025年天然气产量达到500亿方，成为国内最大的天然气生产企业；2030年产量达到800亿方，建成国内最大的现代化天然气工业基地。
抓好效益开发，加强核心技术攻关，进一步提升单井产量，川油人锚定低成本高质量目标，走好新“三步走”发展长征路。
安岳“巨无霸” 产量“压舱石”
2012年9月9日，磨溪8井放喷池燃起20多米的火焰，四川盆地天然气工业发展在这一刻开启了新的篇章，我国最大的单体海相碳酸盐岩整装气藏——安岳特大型气田问世。
安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏储层厚、面积大，单位面积含气量高，探明地质储量超过4400亿方。自2012年12月5日第一口井投产至今，龙王庙组气藏已有56口井投产，日产天然气量达2760万方，截至目前，该气藏累计生产天然气511亿方，年产量保持90亿方以上。
除了得天独厚的先天优势，龙王庙让人惊喜不断的表现，离不开西南油气田公司在气田开发工作中的精心维护和管理。
“滩控岩溶气藏高产井培育技术”实现开发井口口高产。“大型低幅有水气藏整体治水技术”则让气藏按照年产90亿方产量稳产10年以上无忧。
“主体区整体治水、井网完善和外围产能接替”，将是后续确保龙王庙组气藏继续稳产的三大“法宝”，公司气田开发管理部常规气开发管理科副科长何冰介绍。
要实现建成安岳特大型气田的目标，与龙王庙组处于同一气区但分属不同气层的震旦系灯影组是重要力量。
6月28日，灯四气藏二期开发建产井磨溪022-X14井收获日产91.28万方高产工业气流，标志着高磨二期30口开发建产井完成试油29口，均获高产。
正不断“打卡”完成进度的安岳主体灯四台缘带产能建设，可保证在今年底完成灯影组“集中建成60亿方年产能并长期稳产”目标。
从开发建设初期，安岳气田就享受到信息时代的红利：在龙王庙组气藏中设计、建成、投运“云、网、端”基础设施，首次高度整合气藏、井筒、地面及管理业务，建成数字化管理平台，实现勘探开发全过程数字化管理。被认为是“西南油气田公司气井管理最高水平”的磨溪008-17-X1井，就是公司积极探索智能化气田的缩影。小龙1号防爆智能巡检机器人在站内执行自主巡检任务，安防系统和防护终端开展主动防御……
随着信息技术与生产过程深度融合，公司将最终实现“全面感知、自动操控、趋势预测、优化决策”的智能化气田，进一步促进气田的安全稳定生产。
目前，高磨地区台内预计可新增探明储量5000亿方以上，作为安岳气田的产能接替区块，可确保150亿方长期稳产。川中古隆起北斜坡灯二台缘带勘探取得重大新突破，灯四台缘带钻遇百米厚优质气层。北斜坡灯影组两期台缘和多层系以1万亿方至1.5万亿方储量为基础，具备建设100亿方至150亿方大气田的资源基础。
安岳气田必将在四川盆地天然气事业和全国天然气长期增产稳产中，继续发挥“压舱石”的作用。
聚焦新增量 还看页岩气
遥记2009年冬天，在四川省威远县新场镇老场村，中国第一口页岩气井威201井开钻。2010年，该井投产，拉开四川乃至全中国页岩气开发的序幕。
威远不是一块“处女地”。1965年夏，“石油大会战”在威远打响，成功探明天然气储量达400亿方的威远气田，成为当时全国最大的单一气田。但因为地质理论认识和工程技术受限等原因，川油人与页岩气擦身而过。
宝藏藏深山，等待有缘人。2006年初，中国石油在四川盆地开展页岩气评层选区，形成了页岩气资源评价和评层选区技术体系，落实有利区层。2009年，在川南开展页岩气先导实验，掌握平台水平井钻完井及压裂主体工艺技术，建立“工厂化”作业模式。2012年3月，长宁—威远国家级页岩气示范区获批开建，经过三年多时间，成功建成中石油首个国家级页岩气示范区，当年建成日产量700万方。
从此，川南页岩气开发突飞猛进、一骑绝尘。
2017年启动120亿方大规模建产，年均上产30亿方。2018年至2019年开钻、完钻、投产井工作量较之前翻了3番。2019年底，日产能力突破3000万方、年产气80.3亿方，占全国页岩气总产量的52%。产量同比增长92.4%，占集团公司天然气增量的40.6%，占全国天然气增量的22.2%。页岩气成为集团公司天然气产量新的增长极。
经过10余年耕耘探索，川油人自主研发页岩气开发“六大主体技术”“六化管理模式”，形成页岩气“大会战”组织模式，建立从集团公司到基层单位的三级管理机制，形成“国际合作、国内合作、风险作业、自营开发”四种生产作业机制，建立甲方主导的“油公司”管理模式，组建了融合院士工作站、国内外高校、联合研发中心等科研机构的科技创新联合体，搭建运维保障平台，构建高质量发展的体制机制，为加快页岩气开发做好充分准备。
四川油气田形成长宁、威远、昭通三个工业化开采区，建立了地质工程一体化高产井培育方法，全面实现埋深3500米以浅页岩气资源的规模有效开发。三轮建产效果一轮比一轮好，井均测试产量和井均EUR实现翻番，页岩气钻完井成本较前期几乎“腰斩”，年产能达到100亿方，能保持长期稳产，成为“决胜300亿”的“加速器”。
当前，川油人正在泸州、渝西地区开展深层页岩气开发部署，初步形成了深层页岩气开发主体技术，多口井获得每天21万方至51万方测试产量，并成功“捕获”测试日产量138万方、EUR2.5亿方的“高产明星井”泸203井，展示巨大的开发潜力，未来可期。
据川渝页岩气前线指挥部勘探开发部主任、页岩气研究院院长杨洪志介绍，川南页岩气深层一类区块，具备10年内上产300亿方的潜力。
实现天然气年产“500亿”“800亿”目标，川油人将继续在川南页岩气区深耕不辍。
老气田不“老” 焕发新生机
四川油气田成长发展60余年，老气田持续开发上产功不可没。在新“三步走”发展长征路上，老气田“宝刀不老”、余威犹在。
1987年，磨9井获工业气流，1991年投入试生产。自此，磨溪气田“横空出世”，结束了川中长期“有气无田”的状况，被誉为“川中的命根子”。
“老骥伏枥，志在千里”。高效开发、稳产提速近30年的磨溪气田，凝结了两代川中石油人的心血。目前，川中油气矿遂宁采油气作业区通过精细开发管理，确保现有气井产能稳定，恢复部分关停井产能，充分挖掘潜力；少量补充新井，弥补部分产能，同时对增压等地面工艺进行适应性改造，确保磨溪气田日产量保持在100万方以上，再稳产5年，为“决胜300亿、加快500亿”奉献老区力量。
川东老气田高峰场潜伏构造峰11井自1995年投入生产到现在，已经度过25个春秋。25岁，在人的生命中正值青春年华，但对气田来说，已步入“中老年”。“峰11井投产初期，每天生产13万方天然气，到2011年下降到1万方。虽然采用了泡排辅助带液工艺，但一次修井后，泡排工艺效果下降，日产量最低只有0.2万方。”重庆气矿万州采输气作业区采气技术员陈依介绍。
为“拯救”老气田，重庆气矿在老井站试用新型柱塞排水采气工艺，将峰11井日产气量恢复到1.4万方，最高调试日产量达到1.8万方，延长了稳产时间。新工艺建设成本较之前下降超过50%，每年运行成本下降超过90%以上。
“近几年，我们加大老井产能维护，年均增产天然气6亿方到8亿方。实施气藏整体治水，努力提高气藏采收率。实施滚动扩边，每年补充产能3亿方，弥补气藏自然递减。通过精益生产组织，将老气田综合递减率逐步控制在8%以内、年产量稳定在50亿方以上。”公司气田开发部副主任工程师杨长城说，“绝不放弃任何一个老气田。”
在老气区，也有川东北罗家寨高含硫气田这样的“高产”明星。
2008年，中国石油与雪佛龙公司合作开发川东北罗家寨气田，于2016年1月25日实现首气。2019年10月，西南油气田接管项目作业权后，在“安全生产、效益开发”两条主线齐发力，实施精细井完整性管理、精细气井动态监测、优化生产运行及现场操作的“两精一优”措施，通过维修、启用循环泵等关键设备，持续保持满产状态。
2020上半年，罗家寨气田产量创历年同期新高，生产效率达99.8%，较去年同期增加8.4个百分点。6月26日，罗家寨气田原料气累产突破100亿方。开发至今4年半，罗家寨气田6口井以平均150万方每天的劲头持续稳定发力。
公司精准施策，在川东北高含硫、川西深层、川中致密气、火山岩等老区新领域，基本形成100亿方以上的年生产能力，成为公司实现新“三步走”战略目标不可或缺的部分。
