四川盆地作为全球最复杂的地质构造区域之一，含油气层系如同千层饼般交错叠覆，让这里既有埋深超8000米的超深层碳酸盐岩气藏，也有“薄如蛋壳”的页岩气储层。

面对“满盆皆气”但整体探明率低的资源家底，西南油气田公司用技术攻坚与战略布局，在常规气、页岩气、致密气三大领域实现同步突围。

在安岳气田高石梯构造带，地质人员创新构建“丘滩+滨岸岩溶”储层发育模式。3月15日，高石009-H35井以日测试产量超百万方的成绩，为灯二段气藏再添开发利器。该区块已完试的5口开发井集体高产，其中4口井产量突破百万方大关。

相隔仅3天，高石137-H3井在灯四段气藏同样斩获百万方工业气流，再度印证了残丘区多层系立体开发的可行性。

事实上，磨溪区块的突破更具示范意义。一直以来，西南油气田公司立足磨溪构造纵向立体成藏的地质特点，狠抓多层系立体滚动勘探开发综合效益，以测井精细解释评价为抓手，统筹推进老井地质潜力复查工作，研究成果表明磨溪122井栖霞组、茅口组储层发育、含气性较好。

为加快老区新层认识突破和产量贡献，在磨溪122井，西南油气田公司及时开展老井上试，这种“老井新看”的复查策略，让沉睡十余年的老井重新焕发了生机。

3月17日，磨溪122井栖霞－茅口组储层射孔后，未改造情况下经放喷排液、测试、稳定油压31.06兆帕，获工业气流，进一步拓展了安岳气田产能接替新领域。

此外，在页岩气领域，“三控”富集高产理论正重塑开发逻辑。据了解，《四川盆地深层页岩气富集高产理论及泸州特大型页岩气田发现》针对四川盆地深层页岩气富集高产规律复杂，优质储层厚度薄，非均质性强，选区评价标准尚待建立等难题，开展了深层页岩气富集规律，甜点综合评价技术和深层页岩气有利区评价标准研究。

创新提出了龙马溪组深层页岩气“沉积成岩控储、保存条件控藏、Ⅰ类储层连续厚度控产”的“三控”富集高产理论，让泸州区块深层页岩气开发成功率大幅提升。数据统计，截至2024年底，西南油气田公司连续5年页岩气产量突破100亿立方米。

近年来，在四川盆地超深层、复杂构造的勘探开发中，传统技术已难以满足高效开发需求。西南油气田公司以数字化转型为突破口，将“地下迷宫”转化为“透明气藏”，通过3D地质建模技术，科研人员可沉浸式分析地下岩层结构，精准定位气藏“甜点区”。

在安岳气田磨溪区块，龙王庙组气藏如同一只沉睡的“气龙”，其850亿立方米的累计产气纪录背后，是西南油气田公司历时十余年打磨的“压舱石工程”。作为国内最大的整装碳酸盐岩气藏，这里的开发团队创新构建“精细治水+增压开采+综合利用”三位一体模式：通过编制《西南油气田安岳气田龙王庙组气藏产能建设项目压舱石工程开发规划方案》，实施“整体部署、分批增压、优化配产、延长稳产”策略，让气藏全生命周期开发有案可查、有章可循、有规可依，为气藏持续高产稳产夯实了基础。

面对特高含硫气田开发的世界级难题，西南油气田公司自主研发耐蚀合金双金属复合材料，首次在铁山坡气田大规模应用，破解了高含硫气田管道腐蚀难题，这一技术突破不仅提升了气田的采收率，更推动我国高含硫气田开发技术达到国际领先水平。

据统计，“十三五”以来，西南油气田公司积极响应中国石油集团“建设数智中国石油”的目标，作为集团公司数字化转型首批试点单位，通过“数据驱动”全业务链协同，打通了专业壁垒，构建一体化工作方式和配套的平台环境，并实现了在隐蔽岩性油气藏、优快钻井技术、页岩气井“一趟钻”技术等多领域的核心技术攻关。

其中，大深102井成功钻至5900米完钻，钻井周期为299天，比计划进度提前101天，与相同构造上的大探1井相比钻井周期缩短610天，显著降低了钻井成本，刷新川西南震旦系5500米以深钻井周期纪录，这标志着西南油气田深层钻井技术取得里程碑式跨越。

据了解，在大深102井钻井过程中，西南油气田公司科研人员吸取大探1井经验，持续深化地质认识，量身打造钻井方案，并组合应用先进技术规避地层风险。与大探1井相比，大深102井钻井周期缩短610天，故障复杂时效降低28.36%。

“比计划进度提前101天完钻，意味着大深102井可为公司多生产4000余万立方米天然气。”西南油气田公司生产运行部相关负责人表示。

当前，西南油气田公司正加快推进数字化转型发展，强化智能气田、智能储气库、智能工厂等示范成果的推广应用，持续推进“中心站+无人值守站”管理模式，开展老区转型试点，推动业务流程优化和管控模式转变，致力于通过数智赋能培育新质生产力，进一步促进自身和区域经济高质量发展。

高质量上产 500 亿，既是资源的突围，更是发展质量的全面升级。“决胜500亿不仅仅是量的跃升，更要靠绿色低碳的新质生产力驱动。”在这场质量革命中，“增储上产”与“节能降碳”的共生共荣成为突围关键。

据了解，在冲刺500亿立方米的同时，西南油气田公司正构建起“气+电+热”综合能源体系。目前，已在磨溪、安岳、剑阁净化厂、西区末站、纳溪站等5座厂（场）站新建余压发电装置7套，总装机规模0.53万千瓦，年发电量3286万千瓦时，相当于减少碳排放2.6万吨。安岳、剑阁净化厂已累计发电62.3万千瓦时。

同时，西南油气田公司2023年获取的33万千瓦风光电指标，已在攀枝花、重庆等地落地，并与天然气业务形成“多能互补”格局。

如今，西南油气田公司全面建成榕山输气站天然气余压发电试点项目，成为中国石油首个双转子余压发电项目，着力打造西南地区余压发电特色“名片”；

攀枝花钒钛工业园区、内江倒班基地两个分布式光伏试点项目顺利投产，年发电量12万千瓦时，实现公司光伏发电的突破；

国内首个天然气CCS/CCUS全流程示范工程垫江运销部与引进分厂低碳示范区建设工程前期工作正有序推进。

针对开发中的环保难题，西南油气田公司创新开发模式，采用负压脱烃工艺的天府气田致密气开年首座百万方级规模浅冷脱水脱烃集气站——金浅509集气站一次性成功投运，标志着天府气田致密气盐亭区块金华51井区沙一段气藏正式迈入集中浅冷脱水脱烃生产阶段，为井区产能高效、稳定发挥提供有力保障的同时，更实现了极强的环保效应。

站在 2025年的春天，西南油气田公司钻机群与油菜花田交织成景，背后是三代石油人 “从震旦到震旦”的勘探接力，是从“地质禁区”勘探突破到“超级工程”提速落地，是从“数字油田”智能管控到“绿色气田”低碳转型。从迈上300亿到上产500亿，变的是数字，不变的是西南油气田公司“把能源的饭碗端在自己手里”的初心，这或许就是四川盆地献给国家能源安全的最好答案。