9月22日，全球首口寒武系超深层页岩气战略突破井——资201井试采回收扩建工程成功投运，可满足该井12万立方米/天生产能力，全面实现就地回收。

资201井位于四川省内江市，井深超6600米，测试日产气量达73.99万立方米，初步估算单井可采储量超过1.8亿立方米，开辟了四川盆地页岩气规模增储上产的新阵地，标志着全球寒武系古老页岩气和超深层页岩气双双取得重大战略性突破。

今年6月，资201井试采回收一期装置一次投产成功，运行安全平稳。西南油气田公司持续优化生产现场与生产调度管理模式，加强气井生产情况与LNG产运销情况双向对接，采取“井口固定油嘴+针阀”动态调节产量模式，加强异常情况应急响应联动，提高生产运行对接效率，确保气井和装置平稳完整运行，提升了天然气试采回收生产效率。截至8月25日关井停产前，井口压力60.05兆帕，累计产气492.45万立方米，生产LNG产品2761吨，折合天然气412万立方米。

为进一步为试采创造有力条件，西南油气田公司开展回收扩建工程。提前开展回收扩建装置设计、施工方案联合审查，统筹安评、环评等前期评价工作；提前开展扩建设备就位、基础灌浆、场外预制等无需停产施工内容，优化分阶段施工方案；精心组织回收扩建装置投产前安全检查，采用LNG燃料开展设备单机调试、系统干燥及预冷，为装置投料打好提前量。

资201井压降速率0.03兆帕/天，单位压降产气量245.70万立方米/兆帕，动态上呈现出压力递减慢、单位压降产气量高等特征，较川南龙马溪组典型高产井压累曲线递减更缓，稳产能力超出预期。

西南油气田公司统筹安排试采回收一期装置生产、二期装置建设及动态监测作业，巧用扩建装置建设停产工期，井口同步开展压力恢复试井动态监测作业，最大程度减少产量影响。此次动态监测任务可获取寒武系4500米以深的页岩储层地层压力、渗透率及表皮系数等重要资料，为下步落实储层渗流能力、优化工艺技术、制定合理开发技术政策提供数据支撑，对推动资201井区方案编制和规模上产具有重要意义。