四川盆地，我国常规天然气工业的发源地。新中国成立后，累计产气3800多亿立方米，奠定了四川、重庆成为我国气化率最高地区的基础。
2006年1月，中国石油组织西南油气田公司，以“落实资源、评价产能、攻克技术、效益开发”为基本目标，创新应用常规天然气勘探开发技术、经验，攻关页岩气规模效益开发。
如今，四川盆地南部页岩气勘探开发，已成为一道亮丽的风景：在国内率先开展页岩气地质综合评价，发现两套海相页岩气开发有利储层，建成两个国家级页岩气示范区，探索出一套页岩气规模效益开发的方法，创造了四川盆地发展天然气工业的新优势，开辟了国内天然气勘探开发的战略新领域。
六年攻关取得重大突破
发现两套海相页岩资源丰富，优选四个有利区带，创造多项国内第一
在漫长的地质过程中，四川盆地沉积多套页岩。
经过地质工程技术人员攻关研究，发现广泛分布六套页岩，其中，志留系龙马溪组、寒武系筇竹寺组为最有利的页岩气勘探开发目标。进一步研究表明，龙马溪组分布面积14.7万平方千米，4000米以浅面积8.9万平方千米，优质页岩厚度30米至90米;筇竹寺组分布面积18万平方千米，4000米以浅面积4万平方千米，优质页岩厚度50米至110米。
在综合地质研究成果基础上，地质技术人员结合几十年常规天然气勘探开发的实钻资料，在中国石油矿权范围内优选四川盆地南部长宁、威远、富顺—永川、昭通4个有利区，面积9550平方千米、资源量4.37万亿立方米。
威远气田地处四川威远县，探明常规天然气地质储量400亿立方米，是新中国发现的第一个海相碳酸盐岩特大气田，1968年12月开始向成都供气，其中的威5井曾钻遇页岩气。
2006年1月，西南油气田公司启动国内第一个页岩气评价项目。2009年12月，西南油气田公司联合川庆钻探，开钻国内第一口页岩气直井——四川威远县境内的威201井;2010年9月完钻，体积压裂获气。两个月后，四川珙县境内的宁201井完钻，体积压裂也获气。
实践，总结，创新;再实践，再总结，再创新。2011年4月，第一口页岩气水平井——威201-H1井钻成，测试日产量1.3万立方米;2012年4月，宁201-H1井完井，测试日产量达15万立方米，成为国内第一口具有商业开发价值的页岩气井。至此，四川盆地南部页岩气勘探开发取得重大突破。
2011年4月，浙江油田公司在四川筠连县的第一口页岩气井昭通104井完钻，体积压裂获气，展示了昭通区块良好的勘探开发前景。
中国石油勘探开发页岩气，引起有关部门高度关注。2009年11月，中国与美国签订在页岩气领域开展合作的谅解备忘录。2012年3月，国家发改委、国家能源局批准中国石油建设“长宁—威远国家级页岩气示范区”“昭通国家级页岩气示范区”，建立海相页岩气勘探开发技术及装备体系，探索形成市场化、低成本运作的页岩气规模效益开发模式，研究制定页岩气压裂液成分、排放标准及循环利用规范。
优选四个核心建产区，探明三个区块地质储量1600多亿立方米，日产量超过830万立方米，年产能超过27亿立方米
长宁—威远国家级页岩气示范区，由威远区块、长宁区块组成，位于四川威远县、珙县一带。
威201井等3口井压裂获气后，威远区块根据最新地质研究成果，又部署并钻探威203井等4口井，均获气。为优选核心建产区，对威204井区实施了三维地震勘探作业，对两口井实施了直井改水平井作业，威204井水平段分11段体积压裂，测试日产量达16.5万立方米。
地质研究、钻井压裂实践，支撑了威远区块的产能评价研究，优选出威204井区、威202井区两个核心建产区，并设计出开发方案。2015年8月，经国土资源部审定，威202井区探明地质储量270多亿立方米。
长宁区块、昭通区块的勘探开发与威远区块并肩前行。二维地震资料采集和处理、老资料连片处理解释作业相继展开，长宁区块钻探了宁203等8口评价井，昭通区块钻探了昭104等5口评价井，分别优选出宁201井区、YS108井区为核心建产区。经国土资源部审定，探明地质储量分别为830多亿立方米、520多亿立方米。
在探明储量、优选建产区的同时，威202井区、宁201井区、YS108井区的开发蓝图设计、产能工程建设同步展开，计划“十二五”末建成3条页岩气外输管道，在40个页岩气平台钻探140多口井，年产能达到25亿立方米。
蓝图成为现实，关键在行动。中国石油组建了页岩气加快发展领导小组、西南页岩气前线协调指挥小组，并建立了西南油气田公司、施工作业单位、地方政府之间的联络协调机制，及时发现问题、商讨办法，并付诸实施。
2014年4月，西南油气田公司组织建设的国内第一条页岩气输气管道——长宁外输管道投入运行，长宁区块率先实现规模生产。
截至2015年12月31日，威202井区、宁201井区、YS108井区投产气井99口，日产量超过830万立方米，年产能超过27亿立方米。
六大主体技术，“地质工程一体化”培育高产井
生产数据说明，长宁—威远国家级页岩气示范区、昭通国家级页岩气示范区规模效益开发效果远远高于预期，自主创新、引进消化吸收再创新而形成的一套页岩气勘探开发技术行之有效。
六大主体技术是页岩气规模效益开发技术的核心。
——页岩气综合地质评价技术，包括评层选区技术、分析实验技术、地震勘探技术、测井评价技术等技术，确定了适合南方海相页岩气评层选区关键参数和主要评价条件，对优选区块、勘定井位、探明储量具有决定作用。
——页岩气开发优化技术，包括产能评价技术、开发方案设计技术，保障了采输气工程与实际产能相适应。
——页岩气水平井优快钻井技术，包括井身结构优化技术、水平井优快钻井技术、水平井特殊钻井液技术、水平井固井技术，提高了钻井速度、质量。完钻水平井139口，水平段长度比评价期增加一倍，Ⅰ类储层钻遇率90%以上，钻井周期下降50%。
——页岩气水平井体积压裂技术，包括体积压裂设计技术、分簇射孔技术、水平井分段压裂技术、微地震监测技术等。应用于102口水平井压裂，井均测试日产量14.85万立方米，并实现关键工具和压裂液体的国产化。
——页岩气水平井组工厂化作业技术，包括工厂化钻井作业技术、工厂化压裂作业技术。在威202井区、宁201井区、YS108井区，顺利完成25个平台的钻井、15个平台的压裂，作业时效提高50%。
——页岩气地面采输技术，包括标准化设计等技术，能满足页岩气压力和产量变化大、递减快的生产特征需求。
提高单井产量是页岩气开发的关键课题。建设长宁—威远国家级页岩气示范区、昭通国家级页岩气示范区，探索“地质工程一体化”，整体统筹、协调应用六大技术，培育了一批高产井。宁201井区分3批投产28口井，单井平均测试日产量上升趋势十分明显;威202井区的5口井“如法炮制”，单井平均测试日产量比以前的井提高1.68倍。
三项提速降本增效措施
“五化”模式，四种机制，HSE特色制度
页岩气勘探开发的提速降本增效，解放思想、创新实践是根本，技术创新、制度创新不可或缺。
长宁区块长宁H2平台，长宁—威远国家级页岩气示范区部署的第一座平台，一个井场，7口井。2012年11月，这座平台的第一口井开钻。从此，川南地区页岩气开发的井位部署平台化开始起步，一个井场两台钻机同时钻进“景观”闪亮登场并迅速推广。在昭通YS108H6平台，一个井场3台钻机钻进。如今， 长宁—威远国家级页岩气示范区、昭通国家级页岩气示范区，一个井场一台钻机反而成为稀罕事。
井位部署平台化，充分利用地下和地面两种资源，为钻井压裂“工厂化”创造了条件，钻井、体积压裂，成批施工，流水作业。
页岩气井钻成后，如何快建快投呢?长宁—威远国家级页岩气示范区、昭通国家级页岩气示范区的办法是“井场采输设备橇装化”，把采输气设备设计为若干个单元，在预制厂完成制造，再运到井场，“搭积木式”安装。
钻井、压裂、采气……工序复杂、流程长、技术难度大、作业量大、环节多、施工单位多。建设长宁—威远国家级页岩气示范区、昭通国家级页岩气示范区，施工作业向市场开放，吸引中国石油、中国石化、斯伦贝谢等国内外油气工程技术服务企业同台竞技，实现了工程服务市场化。在施工作业过程中，推进“组织管理一体化”，统筹协调聚力量，集思广益解难题，平等互助享成果。
井位部署平台化、钻井压裂工厂化、井场采输设备橇装化、工程服务市场化、组织管理一体化，统称“五化”模式，节省土地、节约用水、降低能耗、减少设备运输量，提速降本增效也就顺理成章。
提速降本增效，与“五化”模式并肩的还有“国际合作、国内合作、风险作业、自营开发”四种机制，其中的国内合作、风险作业新意较浓。开发长宁区块页岩气，中国石油与四川能投、宜宾国资等企业共同组建国内第一家企地合资的页岩气公司——四川长宁天然气开发有限责任公司，优势互补、风险共担;开发威远区块页岩气，中国石油的川庆钻探、长城钻探分片开发，自负盈亏。
页岩气勘探开发具有较大的安全环保风险。页岩气井钻完井作业管理规范、含油岩屑无害化处理和压裂液返排回收重复利用、页岩气国家和行业标准，交相辉映，进一步提升了页岩气勘探开发HSE管理体系对安全环保的保障能力。
页岩气，产气战略新领域。建设长宁—威远国家级页岩气示范区、昭通国家级页岩气示范区，形成的新思路、新技术、新模式、新措施，必将拓展更加广阔的页岩气战场。
