面对气井生产波动大、车载气举成本高等开发难题千层金，西南油气田公司通过技术创新实现了页岩气开采的效率革命。
2025年8月28日，西南油气田公司宣布其在N209H50页岩气平台应用精细复合排采工艺技术，实现日产气量提升20%，月递减率控减至2.2%。
这一突破标志着川南页岩气中后期提采控减跃上新台阶，为同类平台提供了可复制样板，也为我国页岩气高效开发提供了新思路。
01 技术突破背景：页岩气开发的挑战与机遇
西南油气田公司是我国页岩气勘探开发的先行者，历经十余年探索实践，通过大力推动科技创新和技术进步，形成了多项川南页岩气开发关键技术。
页岩气产量于2020年首破百亿方，建成了全国首个中深层“万亿方储量、百亿方产量”页岩气田。
然而，页岩气开发过程中面临着诸多挑战。川南页岩气中深层老井递减率高于预期、泸州深层压裂时效低和套变率提升等问题，严重制约了气井的高效开发。
N209H50平台曾面临气井生产波动大、车载气举成本高等开发难题，这些难题制约了气井的高效开发。
为解决这些难题千层金，公司成立了页岩气采气提产科研生产一体化工作专班，攻关形成“增压+气举+泡排”精细复合排采工艺技术。
02 创新技术内涵：复合排采工艺的多维突破
西南油气田公司针对页岩气排采难题，开展了系统性技术创新。传统排采工艺因自身的应用条件不能适应页岩气井不同的排采时期，需要多种工艺组合使用。
公司靶向突破设备瓶颈，研发集成增压气举一体化机组，实现设备功能整合与气量调节，引入PID智能控制优化流量。
在智能化管理方面，公司首创积液预警模型、注气优化模型，动态调整起泡剂加注，形成一体化协同工艺。
这些创新技术体现了地质工程一体化理念，公司创新形成了基于“油管-环空-水平段-多段裂缝”自平衡压力体系的多场耦合新技术，实现了压力场的全过程预测与预警。
公司还建立了全新排采效果评价机制，从设备运行、工艺排水、工艺增气、经济效益四方面综合评估，打破了传统以产气量增减作为评判标准的局限。
03 应用前景与战略意义：推动页岩气产业高质量发展
精细复合排采工艺技术的成功应用，将助力西南油气田公司500亿立方米产能战略落地。
这项技术不仅是技术理论与现场生产深度融合的典范，也为我国页岩气开发提供了可复制的样板。
页岩气全生命周期气举排水采气技术能够实现水平井一次作业即可满足全生命周期的排水采气技术需求，减少作业次数，预计可降低气井排水采气作业成本20%以上。
在相同的单井动态储量下，全生命周期气举排水采气技术相比于目前低压低产阶段常用的柱塞气举排水采气技术，能够将工艺适应的最低地层压力系数由0.15降低至0.1，预计可提高采收率3%-6%。
西南油气田公司一直高度重视标准化工作，已牵头完成制定国际标准7项、国家和行业标准150余项。
2023年8月，由中国石油西南油气田公司天然气研究院牵头制定的国际标准ISO 7055: 2023《天然气上游领域 滑溜水降阻性能测试方法》正式发布，这是我国在页岩气国际标准领域取得的首次突破。
下一步，西南油气田公司将持续深化创新，为天然气稳产上产注入强劲的采气技术动能，持续推进管理变革与创新，进一步完善效益开发模式，实现页岩气产业的低成本高质量发展。
西南油气田公司的精细复合排采工艺技术成功将N209H50页岩气平台日产气量提升20%，月递减率控减至2.2%。
该技术集成“增压+气举+泡排”工艺，研发了增压气举一体化机组，引入PID智能控制，创立积液预警和注气优化模型，建立四维综合评估机制。
这项技术突破不仅为川南页岩气田稳产上产提供了关键技术支撑，也为我国页岩气高效开发提供了可复制样板千层金，正助力西南油气田公司500亿立方米产能战略落地。
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