“十二五”期间，西南油气分公司奋力锻造陆相致密砂岩和海相高含硫两类气田的开发“利器”，依靠川西致密砂岩气田开发技术的进步，完成了川西气田“老气区稳产”和“新气区上产”的开发任务;元坝高含硫气藏开发关键技术系列的建成，使元坝气田累计生产混合气和净化产分别达18亿方和16亿方。在2013年和2015年，分公司天然年产量两度换字头，牢牢地实现了从29亿方到32亿方、48亿方的两次飞跃。
稳产，关键技术体系“身手矫健”
在川西中浅层老气区，分公司部署开发井196口，新增动用储量122亿方，年新增产能9.94亿方，新增可采80亿方，采收率提高8%，使老区20亿方产量稳产超过11年。完善提高采收率的关键技术体系，提高老气区采收率，是个中奥妙：首先，形成了中浅层老区低渗致密碎屑岩气藏难动用储量分类评价技术。提出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类难动用储量动用的经济技术条件和开采对策，为难动用储量的动用提供了科学依据。其次，完善了多层致密砂岩气藏精细地质建模-数值模拟-剩余储量分布研究一体化的方法技术，为开发部署提供了科学依据，并推广到中浅层，搞清了各气藏目前剩余储量的分布，据此编制调整稳产方案，效果良好。
在开发过程中，广泛应用多层分压合采技术，累计超过600井次，较单层井增产2至3倍，开发效益提升65%。针对川西低产低压气井采用的“集中增压+单点负压采气”的组合开采模式，使川西低压低产气井较自然开采生产时间延长5年以上，单井采出程度提高10%以上。针对川西气田各气藏之间压力差异大的现状，研发出增压开采、高低压分输的地面集输技术，解决了高、低压气井间的生产矛盾，提升了川西多层系气藏的立体开发水平，提高了储量动用程度。
为解决老气区的稳产难题，以川西采气厂为主体的采气企业以“井筒流态及井下积液诊断”为评价手段，打造了以排水采气为核心，井下节流、单点增压为补充的川西中浅层气藏稳产关键技术，形成以泡排工艺为主，以速度管柱、毛细管等为配套的排水采气技术体系，年增产天然气5000余万方，保障了气田稳产。
上产，铸造评价建产两把“利剑”
在川西什邡、中江新气区，分公司中浅层凹陷和斜坡带复杂致密砂岩气藏高效评价及建产关键技术的新鲜“出炉”，加快了两个新气区开发建设的进程，使之成为川西气田快速上产的示范区。
在什邡新气区，探索总结出“相带控砂、河道控储、断砂输导、网状运移、差异聚集、岩性成藏、甜点控产”的地质认识，以此为指导，通过河道精细刻画和甜点预测，针对富气区和局部差气区优化井型和井网，在什邡-广金地区蓬莱镇组气藏,合计新建产能5.67亿方，年产气4.5亿方，建成分公司第三大气田。
在中江新气区，经过多轮研究，摸索找到了东坡沙溪庙组气藏“深源浅聚、断砂配置、多期河道、差异成藏、构造活化、调整富集、甜点富气、物性控产”的高产富集规律，由此形成了复杂致密砂岩气藏高效评价及建产的关键技术，实现了东坡沙溪庙组高效建产，具备了6亿方的年生产能力，建成了分公司第二大气田。
分公司在中浅层新气区开发中，一方面，积极创新基于其独立渗流单元的水平井非对称立体压裂优化设计方法，相较常规工艺，其单井产能提高41%，使分段压裂水平井得到充分有效改造。另一方面，针对川西中浅层异常高压的特点，通过工具研发，优化工艺技术，形成了致密砂岩气藏水平井分段压裂技术体系，在同等条件下，采用这套技术体系，较直井产能提高4.74倍，整体上实现了对致密砂岩气藏的经济、高效开发。
攻克元坝高含硫气藏开发重重关隘
在高含硫气藏开发领域，西南分公司攻坚克难，找到了元坝超深高含硫礁滩相储层开发关键技术及储层改造配套技术的“钥匙”，实现了对元坝气田的成功开发。据了解，这套关键技术涵盖四个方面：
——丰富了台缘生物礁相储层形成机理及发育模式，解决了优质储层发育及展布规律难把握和描述等问题。
——形成了镶边台地边缘小礁体识别、雕刻与储层精细刻画技术系列，解决了礁体规模小、厚度薄的优质储层预测难度大的问题。
——建立了元坝长兴“一点法”产能评价方法，解决了测试时间短、产能高、高含硫气藏产能计算问题。
——形成了开发优化部署及轨迹优化调整技术，解决了最大程度提高储量动用程度、优质储层钻遇率并确保产能最大化的问题。
为提高元坝气田单井产能，完成气田产能建设计划任务，分公司针对元坝长兴组长裸眼段储层充分有效改造难度大的难题，以酸液转向分流为目标，通过暂堵剂类型的优选和浓度、组合的优化，形成了有效的暂堵转向技术，提高了布酸的针对性，暂堵酸化后平均日单井无阻流量334.8万方，增产倍比1.74-6.1，为元坝气田顺利投产提供了有力的技术支撑。
