中国石化深地“探宝” 助力川渝天然气增储上产
四川盆地是我国天然气工业的摇篮，经过60余年的发展，已经成为我国天然气（页岩气）主产区，储量和产能均位居全国第一，并形成了完整的天然气（页岩气）化工产业体系。根据规划，2025年，川渝天然气产量将达630亿立方米，2035年将建成我国第一个1000亿级天然气生产基地。
2022年12月，中国石化第三个以“深地工程”命名的川渝天然气基地揭牌。近年来，中国石化锻造新质生产力，攻克了一大批“卡脖子”技术，发现并建成了普光气田、元坝气田、涪陵页岩气田、川西气田、威荣页岩气田等大型气田，在超深层碳酸盐岩气藏、深层页岩气藏、致密砂岩气藏、高含硫气藏等领域取得了一系列成果。
目前，中国石化在四川盆地拥有深层天然气资源量15万亿立方米，探明天然气储量近2万亿立方米，具备260亿立方米/年天然气生产能力，为川渝地区打造我国首个千亿级天然气生产基地注入了强劲动能，也为保障国家能源安全、促进经济社会发展作出了重要贡献。
《国资报告》记者从中国石化西南石油局获悉，今年上半年，该局生产天然气50.49亿立方米，同比增长12.8%，销售天然气46.70亿立方米，同比增长12.4%，创历史新高。
不断向深层、新领域进军
自2012年涪陵页岩气田取得重大勘探突破以来，经过10余年的探索，四川盆地页岩气已成为我国天然气产量增长的重要阵地，提交探明储量近3万亿立方米、年产量超过240亿立方米。
在此基础上，中国石化不断向深层、新领域进军。
2024年6月11日，中国石化在四川盆地深层页岩气勘探获得重大突破，部署在资阳市的资阳2井完钻井深6666米，测试获日产125.7万立方米高产工业气流，日无阻流量306万立方米，部署在乐山市的金页3井完钻井深5850米，测试获日产82.6万方高产工业气流。
中国石化首席工程技术大师、中国石化西南石油局党委书记、执行董事郭彤楼表示，四川盆地寒武系页岩气勘探的重大突破，意义在于通过理论创新，转变了只在富有机质页岩寻找页岩气的传统观念，发现了新类型页岩气，开辟了页岩气勘探开发新领域，拓展了页岩气的资源潜力，对推动我国新层系、超深层页岩气勘探开发具有重大示范意义。
2024年3月12日，中国石化在四川盆地的第三个千亿方海相大气田——川西气田全面建成投产，年产能20亿立方米天然气、13万吨硫磺，为我国西南地区及川气东送沿线提供更多清洁能源。
川西气田地处四川盆地西缘，探明储量超千亿立方米，主力气藏埋深在6000米左右，孔隙度低、渗透率低，微裂缝发育易垮塌，储层地质情况复杂，规模效益开发难度极大。
中国石化西南工程技术研究院院长雷炜介绍说，西南石油局坚持“少井高产”立体开发模式，自主研发新型防塌钻井液体系，攻关形成超8000米井深的精确中靶轨迹控制技术和投产关键技术，超深长水平井分段改造技术达世界领先水平，大幅提升了单井产能和储量动用程度。其中，彭州5-1D井完钻井深8208米、水平段长1893米，单井日产量达到60万立方米。
中国石化西南石油局生产运行管理部经理李华昌表示，目前川西气田16口生产井，满负荷运行后，日产天然气将达到600万立方米，每天可满足约1200万个家庭的生活用气需求。
近年来，中国石化勘探开发类似成果比比皆是。元坝气田是世界首个7000余米的超深高含硫生物礁气田。在攻克超深层碳酸盐岩气藏方面，元坝气田《超深层复杂生物礁群大气田绿色高效开发技术与工业化应用》项目成果整体达到国际先进水平，连续9年保持高产稳产，方案较设计年限已延长了3年。
在攻克致密砂岩气藏方面，西南石油局强化气藏“立体勘探开发”理念，持续开展地质、地球物理、工程一体化攻关，显著提高河道砂体及优质储层预测精度，并采用“水平井+大规模体积压裂”储层改造工艺，取得重大商业突破，2021年中江气田累计探明储量1061亿立方米，2023年新添千亿立方米级致密砂岩大气田——合兴场气田，川西中浅层连续19年稳产20亿立方米以上。
通过上述举措，中国石化攻克了增储上产重点领域的关键核心技术，打通了西南油气勘探开发的堵点卡点，进一步扩大了油气生产规模。
以数字化转型引领产业升级
普光气田是我国目前规模最大的海相整装高含硫气田。早在2013年，普光气田就启动了智能气田建设。从2022年开始，普光气田搭乘我国5G技术快速发展的“快车”，积极开展5G工厂建设。
覆盖天然气净化厂区及采气厂6座集气站的5G专网，5G防爆智能巡检终端，5G智能硫黄装车系统，消防侦检灭火机器人，实时监测管道腐蚀速率的测壁厚传感器，方便内外操人员掌握阀门开关状态、开度的阀门回讯器，能够支撑压裂实时监测、钻井随钻跟踪、专家远程决策的普光协同作战指挥室……近年来，随着一个个应用场景相继实现，5G技术提高生产质效“红利”，正一点一滴渗透到普光气田勘探开发、生产运行、安全环保、应急指挥、经营管理、服务保障等各业务领域。
在川渝天然气基地，西南石油局打造了“工业互联网+”石油工程智能化应用建设新模式，基于勘探开发工业互联网底座,自主研发建设了石油工程业务智能管控平台（IPPE），解决石油工程传统单点、经验式管理效果差、效率低、成本高等问题。
记者了解到，该平台已于2023年在国内上游12家油气田企业、7家工程公司全面推广应用，实现了“西南模式”向上游一体化管理模式的提级应用，为推动油公司与工程公司一体化运行，实现跨专业、跨单位地质工程一体化技术支撑、决策支持提供信息保障。
为解决传统生产模式下业务覆盖不全面、线上流程缺失、监管时效性差、人均劳效低等问题，西南石油局还设计研发了用于支撑油气生产全业务、全流程线上管控的信息平台PCS。
平台上线后，累计派发巡检、措施、拉运等各类生产任务近180万个，日均识别并提报处置异常300余项，人工劳效、管理效能得到大幅提升，生产安全保障进一步增强，在产量逐年快速上涨的情况下，用工总量得到进一步优化，向着中国石化提出的“百人管千井”“百人百万吨”目标顺利迈进，为企业高质量发展注入了强劲动力。
在川渝天然气基地，中国石化通过推进数字化转型、智能化提升，将互联网、大数据、人工智能与油气勘探开发等业务融合应用，不断向数字化主导的现代化运营新模式转变，人工劳效、管理效能得到大幅提升，支撑引领了油气行业焕新升级。
推进绿色发展
在重庆，“涪气”是对涪陵页岩气的爱称，与“福气”相通。重庆石油依托重庆市得天独厚的页岩气资源优势，建成投运了中国石化首座拥有自主知识产权的LNG（液化天然气）工厂，是“气化长江经济带”重点基础设施。近6年来，绿色洁净的LNG能源稳定保供长江经济带沿线省市，产销量累计突破100万吨。
重庆石油涪陵LNG工厂产出的BOG尾气，原设计用于导热油炉供热。2018年工厂投运后，技术人员分析发现，BOG尾气中含有高浓度氦气成分。于是，重庆石油成立氦气工业化应用及工厂能耗优化创新团队，致力于提取利用BOG尾气中的氦气，变废为宝。
在普光气田，海相地层中的天然气含剧毒气体硫化氢，如果不能得到妥善的无害化处理，将是名副其实的“毒气”。为此，早在投产之初，普光气田就引入当时国际最先进的工艺包，通过使用高纯度MDEA（甲基二乙醇胺）和TEG（三甘醇），对高含硫化氢的原料气进行脱硫、脱碳、脱水处理，把“毒气”变成了“福气”。
对于普光气田人来说，环保不仅仅代表“无污染”，更意味着“可循环”。近年来，普光气田创新研发的“热氮吹硫”技术，以及液硫池废气治理改造，就是对“可循环”理念的生动践行。
“二者应用场景不同，却原理相似，都是把原本要经过尾气焚烧炉直接焚烧、排放的工艺过程废气收集起来，送回硫黄回收装置。这样一来，不仅再度进入尾气焚烧炉的废气变得十分微量，更在‘回炉’反应的‘二次锻造’中提升了硫黄收率，可谓一箭双雕。”普光气田天然气净化厂安全环保室主办韦华天介绍说。
2024年，普光气田净化装置停工、开工、生产全过程中的二氧化硫排放量减至150mg/m3以下（远优于国家400mg/m3的现行标准）。同时，总硫回收率也提升至不低于99.91%，普光气田成为我国最大的硫黄生产基地，产量占全国三分之一，为磷肥产业及农业发展提供了重要原料支撑。“绿水青山就是金山银山”，“端牢能源的饭碗和粮食的饭碗”，在气田得到了有机统一。
在川渝天然气基地，类似的实践还有很多。中国石化西南石油局首席专家蔡锁德介绍说，川西气田创新集成先进的采气、脱硫工艺，实现封闭循环脱硫和精益化绿色化生产一体化，天然气总硫回收率超99.9%，产品气达到国标一类气标准，实现废水“零”排放。同时，川西气田创新智能应用，集成安全风险智能化管控平台，建立智能运维管理平台，确保全过程安全环保。
通过上述实践，中国石化促进形成了节约资源和保护环境的产业结构和生产方式，全力打造环境友好型、资源节约型企业，树立起了“清洁低碳、行业领先”新形象，以实际行动为建设美丽四川、美丽重庆，筑牢长江上游生态屏障贡献力量。
郭彤楼表示，保障国家能源安全、端牢能源饭碗是石油石化企业的光荣使命和应尽责任。作为中国石化最大的天然气生产企业，西南石油局将继续深入贯彻落实能源安全新战略，加快培育新质生产力，持续加大勘探开发力度，坚决打赢全面建成百亿立方米气田攻坚战，奋力开创可持续高质量发展新局面。