9月24日，中国石油页岩气新层系首个先导试验平台——西南油气田公司大页1H1平台累计产气量突破5000万立方米，平台压力、生产态势稳定，初算EUR超预期。这标志着中国石油在川东地区大天池龙门气田页岩气新层系勘探开发取得阶段性胜利，为川渝地区千亿方页岩气生产基地建设增添了重要砝码。

从最初打一口超深层页岩气井需200天的周期，到如今最快64.85天完钻；压裂时效从每天不足1段提至2.8段，创下超深层页岩气压裂时效纪录；从方案日均产量7.8万方，到实际稳定在15万方以上……这一系列跨越式突破的背后，是西南油气田公司贯彻落实集团公司年中工作会议精神，以强化创新驱动、因地制宜发展“新质生产力”为抓手的生动实践。

钻井提速：从130天到64.85天的突破——创新驱动下的“新质生产力”革命

5月27日，川东新层系页岩气先导试验井大页1H3-2井顺利完钻，完钻井深达6640米，钻井周期仅64.85天，一举刷新区块最快钻井周期纪录，标志着大页1井区11口先导试验井钻井工作圆满成功。该井作为大页1H3平台收官井，首次实现国产高温旋导自主作业，为非常规油气藏高效开发树立新技术标杆。

战略破局：川东页岩气叩开新层系开发之门

川东地区地质构造复杂，被誉为“地质家的考场”。新层系页岩气埋藏深度超4500米，储层薄、应力差大，是世界级的勘探开发难题。在这里进行页岩气勘探开发，需要克服地质条件复杂、井控风险高、地层岩石可钻性差等诸多困难。

面对挑战，西南油气田公司坚持地质先行，依托地质研究成果与海量数据积累，从川东地区1000多口老井数据中抽丝剥茧，结合高精度地震成像技术，准确刻画出晚二叠世开江-梁平海槽，合理划分页岩有利相带，精准锁定3.5米“铂金靶体”。2022年12月，部署在重庆市梁平区的大页1H井测试获日产页岩气32.06万立方米，发现了四川盆地页岩气规模增储新层系。

这是我国首次在该层系获得页岩气高产工业气流，该突破荣获中国石油2022年度油气勘探重大发现特等奖。这一发现进一步拓展了四川盆地海相页岩气勘探的领域。新层系页岩气在盆地内具备万亿立方米级别的资源潜力，川东地区埋深5000米以浅有利开发区域面积占据比例大。

结构优化：从数据中挖掘效率潜力

战略发现后，如何实现效益开发成为关键。西南油气田公司秉持“周期决定成本”的理念，因地制宜开展工程技术创新，通过多方联动全力推动钻井提速提效。

期间，成立攻关小组，优化井身结构、制定技术措施；依托地质工程一体化总结经验，形成优化方案以降故障、提时效。同时，优化现场机制，定期通报计划、研讨工艺、协调问题，推动措施落地。

作为重点开发项目，川东新层系页岩气需完成11口先导试验井，井区内前期已完成的2口评价井，平均钻井周期178.55天，完井周期41.1天。经过对2口老井各开次机械钻速、纯钻时效等指标进行分析，结合先导试验钻井工程方案，对单井钻井周期批复为130天，叠加20天完井时间，一口井计划总周期150天，批复周期大幅缩短，对钻完井提出更高要求。

项目启动后，大页1H井与大201井的“结构矛盾”率先暴露。大201井因设计时考虑飞仙关组气藏高含硫特性，采用更复杂的井身结构，还使用了110s+125V的复合套管，不仅增加施工成本，限制压裂施工参数，后续压裂时还发生了“挤压式套变”。而大页1H井虽井身结构简单，但储层以上地层承压能力不明，为防止井下复杂，备用了一级套管程序，存在进一步优化空间。

“向斜区飞仙关组储层发育程度及含气性低，井控风险相对较小，大201井的井身结构沿用原有认识进行设计，周期长、费用高、效益开发难度大。”西南油气田公司重庆气矿地质工程一体化团队充分讨论得出结论。

但要打破“要么安全冗余、要么风险存疑”的困境，需要实打实的证据支撑。

数据攻坚：几万页资料中找答案

该区块EUR初算产能达标仅为基础门槛，唯有创下纪录方能赢得先机。为此，西南油气田公司迅速启动“地毯式”数据筛查工作，全面覆盖川东地区相国寺气田、大池干气田、张家场气田、大天池气田等核心区块，累计梳理400余口井的井史数据。

“一口井的井史数据就有100多页，400口井就是几万页的‘数据海洋’。”攻坚团队负责人指着堆积如山的资料说道。“我们就是要从这些数据中找出优化钻井方案的钥匙。”

攻坚团队逐井分析地层条件与井身结构的适配性，提炼出“向斜区飞仙关组地层无需按高含硫设计”的关键结论，形成初步优化方案。

但优化方案推进初期并非一帆风顺。设计单位基于井控绝对安全和区域地质认识的局限性，拒绝将井身结构优化建议写入大页1井区设计方案中。

关键时刻，几万页的井史数据、钻井复杂情况分析报告和优化建议方案，“400口井无高含硫风险”的理论依据，最终推动优化方案纳入审查范围，为首轮优化扫清障碍。

效率飞跃：从78.57天到64.85天的极限突破

2024年秋，首口先导试验井大页1H1-2井完钻，用时78.57天——这是首轮井身结构优化落地后的首个成果，较井区方案设计周期缩短约50天。

紧接着，大页1H1-3井进一步将钻井周期压缩至69.92天，“送羊庆功”的场景成为团队创新攻坚获胜的生动注脚。

但首轮优化也暴露了新问题：部分井因钻遇严重井漏的复杂情况，周期延长至141天。

“目标是60天，还要推进国产设备替代，不能停在69.92天。”团队迅速启动第二轮优化，将重点放在解决细节问题和国产设备试用上。

大页1H3-2井成为关键试验田。参照优化方案，该井具备冲击60天周期的条件，但为了验证国产旋导设备的适用性，团队决定开展探索试验。

然而由于设备入井后信号的丢失，迫使反复起钻检修，严重影响钻井进度，最终钻井周期定格在64.85天。“虽没达60天目标，但比初始设计周期缩短一半，同时为国产旋导设备改进提供了数据，值！”现场负责人自豪地表示。

当11口先导试验井全部完工，一组数据惊艳行业：平均钻完井周期仅95天，较150天的计划周期节约55天，按70型钻机日均费用10万元计算，单井直接节约成本550万元；加之井身结构优化减少的套管用量，单井钻井成本节约近千万元，11口井累计节约费用上亿元。

创新赋能：“新质生产力”激活能源革命“新引擎”

新层系页岩气开发区域，如今已成为“效益高地”——这不仅源于钻井周期的缩短、成本的降低，更源于超出预期的产能表现。

西南油气田公司重庆气矿有关负责人解释，井身结构优化带来的“低成本+高产能”组合，让新层系页岩气通过股份公司评估，获得持续开发投入认可，为后续规模开发铺平道路。

从“安全冗余”的困境到“精准优化”的突破，从“150天周期”的起点到“95天平均周期”的跨越。

在新层系页岩气开发中，用“数据支撑创新、细节决定效益”的实践，诠释了能源行业如何通过强化创新驱动、因地制宜发展“新质生产力”——这不仅是一口井的周期压缩，更是中国页岩气开发从“规模扩张”向“效益提升”转型的缩影。

压裂提效：2.8段/天！国内同等井深时效最高——破解跨单位协同难题创超深层页岩气压裂新纪录

2025年4月22日，位于四川盆地川东高陡构造带南雅向斜的大页1H1平台顺利完成压裂施工。作为中石油首个新层系超深层页岩气平台，该平台综合压裂时效达2.8段/天，创下国内同等井深（完钻井深近7000米、垂深超4500米）最高时效纪录，圆满实现“零事故、零套变、高时效”的“两零一高”施工目标。

这一突破的背后，是重庆气矿作为属地生产单位，牵头破解十余家参战单位协同难题，以创新驱动与精细管理推动新层系页岩气强质高效开发的又一缩影，为老气区资源接替、保障国家能源安全注入强劲动能。

行业攻坚：超深层开发遇多重挑战，协同作战成关键课题

在我国页岩气开发进程中，川东新层系页岩气开发，始终面临“先天难”与“协调难”双重考验。从开发条件看，大页1H1平台部署的3口水平井，完钻井深近7000米、垂深超4500米，压裂作业需应对埋深深、施工压力高、加砂强度大、单段施工时间长等“地狱级”工况，对技术方案与现场管控提出极高要求。

更难的挑战在于协同层面。平台开发涉及重庆气矿、开发事业部、页岩气研究院、川庆井下作业公司、川庆试修公司、中油测井西南分公司等十余家单位，涵盖地质研究、钻井施工、压裂作业、设备保障、地企协调等多个环节。各单位考核指标、工作节奏、管理模式存在差异，如何打破“各自为战”壁垒，实现“攥指成拳”的高效协同，成为决定开发成败的关键。

“超深层页岩气开发好比‘在豆腐里绣花’，既要有精准的技术手段，更需要各方拧成一股绳。”重庆气矿作为属地生产单位，主动扛起统筹协调重任，以“一盘棋”思维构建协同机制，为攻克开发难题奠定基础。

破壁攻坚：四措并举织密协同网，全链条打通堵点难点

面对协同难题与技术挑战，从机制构建、技术创新、资源统筹、地企联动四个维度发力，推动各参战单位从“物理相加”迈向“化学反应”，全链条破解开发堵点。

——建强联合指挥体系，让决策“跑在问题前面”

早在今年2月初，西南油气田公司牵头召开大页1井区压裂提效专题研讨会，联合开发事业部、页研院、川庆钻探、中油测井等单位成立现场联合项目组，建立“每日对接、每周对表”的工作机制，形成“现场实时处置+后方专家支撑”的快速决策链条。

3月25日，在大页1H1平台压裂施工前，组织各参战单位开展技术交底会，围绕施工组织、资源调配、风险防控等核心问题逐项梳理，明确各环节责任主体与时间节点。“以前各单位沟通靠‘点对点’，现在通过联合项目组，问题摆到一张桌上解决，决策效率至少提升50%。”现场技术负责人介绍，正是凭借高效决策，平台压裂作业较计划提前38天启动。

——深化地质工程一体化，以技术协同提效赋能

针对超深层施工难题，注重推动地质研究与工程实施深度融合，因地制宜采取“分阶段拉链作业”模式。结合地下断裂展布特征，将压裂作业划分为5个阶段，同一阶段内让2号井领先1号、3号井施工，在平台中部建立高压屏障，引导1号、3号井缝网向两侧空白区延伸，既保障改造效果，又降低施工风险。

同时，开展技术攻关，试验应用限流射孔、套变磁性异常监测等新工艺，并在国内首次实现超深层页岩气平台“连续油管替代原钻机”完成井筒准备作业。此前，同类井筒准备需7-10天/井，采用连续油管技术后仅需3-5天/井，3口井累计节约周期15天，为后续压裂提速奠定基础。

全电驱压裂技术的应用更是实现“一举多赢”。提前完成网电配套建设，组合配备16台燃气发电机组，相较于传统柴油驱动机组，施工效率提升71%，单井减少碳排放100余吨，能源消耗平均降低33%，噪音下降46%，兼顾了开发效率与生态保护。

——统筹资源要素保障，打通“最后一公里”堵点

压裂施工需稳定的供电、供水保障，将资源统筹作为协同关键，成立专项工作组推进配套建设。2月下旬，现场协调国家电网明达变电站供电专线架设、龙门镇河源水库取水泵站建设，明确“供电线路建设、压裂设备调试、供水管线铺设”同步推进，确保压裂前所有配套设施全部到位。

针对十余家单位的设备调度、人员衔接问题，制定“错峰作业、无缝衔接”方案，提前与各单位敲定设备进场时间、人员换班周期，避免出现“设备等场地、人员等工序”的窝工现象。同时，全力协调解决外部水、电保障等配套难题，为压裂施工的高效推进扫清全部障碍。

——深化地企联动协作，筑牢外部保障防线

开发过程中，主动对接重庆市梁平区政府，构建“区、镇、村”三级协调机制。今年2月至3月，先后与梁平区委区政府开展两次工作座谈，围绕压裂供电供水保障、返排液处理、长输管道安全等“急难愁盼”问题达成共识。梁平区发改委、经信委、公安局、供电局等部门主动靠前服务，加快供电专线审批进度。公司则同步保障地方用气需求，助力梁平区天然气市场新项目落地，实现“企地同进共赢”。

“从供电线路架设到施工道路协调，地方政府始终全力支持，为我们省下了大量协调时间。”西南油气田公司相关负责人表示，良好的外部环境让施工队伍能够集中精力攻克技术难题，没有后顾之忧。

硕果盈枝：创效背后的行业价值，为新层系开发立标杆

4月22日，随着最后一段压裂施工完成，大页1H1平台交出亮眼“成绩单”：综合压裂时效2.8段/天，较国内同等井深常规水平提升40%以上；“零事故、零套变”的安全管控成果，为新层系页岩气开发创造良好开局；全电驱压裂、连续油管井筒准备等技术的成功应用，为行业提供可复制的“川东经验”。

“这不仅是一组数据的突破，更打造了跨单位协同高效开发超深层页岩气的典范。”有关专家评价，构建的“联合指挥+技术协同+资源统筹+地企联动”模式，打破了传统开发中“条块分割”的局限，为后续大规模开发新层系页岩气提供了机制样本。

当前，井区最后一个先导试验平台大页1H3平台已进入排采阶段，西南油气田公司正推进闷井、钻塞通井、排采等工序无缝衔接，持续跟踪气井动态，力争早日见气投产。“平台投产后，预计平台日产量可达60万方，较年初计划提前两个月以上，将为公司决胜500亿产量目标提供重要支撑。”下步，西南油气田公司将总结大页1井区经验，在川东地区推广协同开发模式，加快新层系资源转化，为保障国家能源安全、推动能源高质量发展贡献力量。