[p] 四川盆地虽然“满盆含气”

四川盆地虽然“满盆含气”，但地质条件复杂，储层大多高温高压高含硫，发现和开采难度大，安全环保风险高。 随着认识的深入和工程技术的进步，2004年，西南油气田建成我国首个天然气产量上百亿立方米大气区。“十二五”期间，西南油气田在川渝地区新增天然气探明储量占中国石油同期新增探明储量的40%。

2015年10月，磨溪龙王庙组气藏最后一列净化装置在四川遂宁平稳投运，建设者以时不我待的智慧和精神， 年建成100亿立方米天然气产能，在我国最大单体海相整装气藏刷新一项项气田开发新纪录。 天然气输送和利用，离不开四通八达的管网。2015年年底，西南油气田已建成管道 万多公里，形成了“三横、三纵、三环、一库”骨干管网，通过中贵线、忠武线与中亚线、中缅线、西二线联网，成为西南能源战略枢纽。 绿水青山就是金山银山。国家统计局经济景气中心实证分析数据显示，在川渝地区，1立方米天然气与相应热值的煤炭相比，可减排8成以上的二氧化碳；每增加1立方米天然气的使用，可带动地区GDP增加0.47元。 2015年，西南油气田销售天然气18 .5亿立方米。绿色发展，前景可期。 国内天然气生产企业在过去的10多年中，持续加大勘探开发力度。2015年，我国天然气对外依存度持续攀升至 2.7%。推动页岩气绿色革命，成为节能减排、保障国家能源安全的重要举措之一。 页岩气，一种储存在页岩中的天然气。与常规天然气相比，更加致密，难以开采。 西南油气田从“十一五”初开始跟踪北美页岩气动态，2012年开启国家级页岩气示范区建设，创造了“完钻首口页岩气水平井、建成首条页岩气外输管道”等多个国内第一。 通过持续探索，“十二五”期间，西南油气田形成页岩气六大主体技术，实现关键工艺、工具的国产化，勘探开发成本随之下降。基本掌握高产井培育方法，Ⅰ类储层钻遇率由评价期的47%提高到建产期的90%以上。整合优势、降低风险，探索形成“自营开发、风险作业、企地合作、国际合作”的多元开发经营模式。 2015年8月，经国土资源部审定，西南油气田在长宁—威远国家级页岩气示范区，新增页岩气探明储量上千亿立方米。2015年年底，页岩气年产规模超过20亿立方米，实现了页岩气技术从无到有的突破，页岩气产量从少到多的跨越。从技术和管理上，为“十三五”页岩气规模效益上产奠定了基础。 天然气是清洁能源，但其生产、加工过程，会消耗大量的资源和能源。“十二五”期间，西南油气田依靠科技创新和管理创新，节能4.7万吨标准煤、节水41.7万立方米，超额实现“万家企业”节能低碳行动目标。 磨溪龙王庙组气藏建设，是西南油气田清洁开发大气田的一个缩影。 龙王庙净化厂采用自主设计的“标准还原尾气处理”工艺，天然气中的硫黄回收率高达99.8%，为国内最高水平；通过能量系统优化和变频控制、余热回收等成熟节能技术应用，天然气净化能耗比国内同类工厂低11%。 在磨溪009- -X 井，试点采用钻井废弃物随钻不落地处理和钻井固体废弃物制免烧建材技术。钻屑制成免烧砖、铺路基土等，产品环保指标和建材指标达到国家标准。 页岩气开发目前主要通过水力压裂改善储层。一些环保人士对水资源的合理利用和环境安全表示担忧。西南油气田优化水资源利用，压裂返排液重复利用率达到85%以上；应用随钻处理技术，实现钻井固体废物不落地；推行页岩气井位部署平台化，多井组平台比单井井场节约用地70%以上，实现了页岩气清洁安全集约开发。