引领我国建设创新型国家的《国家中长期科学和技术发展规划纲要》，关于能源的优先主题赫然写着十六个字―――大规模低品位油气资源高效开发技术，但并不意味着这一领域的探索和实践还没起步。四川油气田公司用5年多的时间，使低效难采的白马庙气田蓬莱镇组气藏采出天然气2亿多立方米。5月下旬，一个井组两口新井正紧张施工，以期进一步提高生产能力。细嚼慢咽白马庙气田开发的经验，能感受到哲理的指导意义。

    低效难采，总以时间、地点、条件为存在前提

    40多年前，四川盆地西部邛崃市、蒲江县一带就开始了天然气勘探。1995年，白马庙气田蓬莱镇组、沙溪庙组等气藏相继被发现。2000年10月，蓬莱镇组探明储量通过经国家资源储量委员会审定，并被定为白马庙气田主力气藏。

    综合研究表明，蓬莱镇组气藏低孔、低渗、低压，非均质性强，水敏性强，裂缝发育程度较低，这意味气藏储量虽大，但品位低，单井产量小，稳产时间短，产能递减速度快，主力不能为四川油气田立马出力。

    2000年9月以前，钻遇蓬莱镇组气藏的60口井只有50%的成功率。气田试采初期，单井日产量最大的仅4万立方米，生产一年后降至1.4万立方米，部分气井生产一年后只产微气。

    低效难采都是相对当时的油气勘探开发技术、国家油气价格、投资回报率而言的，是随时间、地点、条件的转移而变化的。四川油气田认为探索出效益开发白马庙气田的方法，必将进一步拓展川渝地区天然气勘探开发领域，促进增储上产。

    技术措施，总在继承与扬弃中推陈出新

    实践证明，应用地质研究成果和三维地震资料开展储层精细描述，进而优选井位，能有效提高开发井成功率。西南油气田勘定白马庙气田蓬莱镇气藏的井位时，在应用这一方法的基础上，创造了多井约束、多井标定、逐井外推方法，使2002年至2004年部署的3批开发井的成功率高达100%。

    加砂压裂是提高单井产量的重要措施。四川油气田应用其基本原理于白马庙气田，但不受没有加砂压裂水平井、大斜度井先例的束缚，改变适当增大砂量效果更好的思维定势，优选酸液性能和施工参数、减小砂量的加砂压裂作业获得白浅38、109H井等一批中、高产井，目前加砂压裂井的产气量约占气藏总产量的70%。

    白马庙气田蓬莱镇气藏储层黏土含量较高，经水浸泡后膨胀，从而影响单井日产量。四川油气田先后在白马庙气田开展了10多井（次）的新工艺新技术试验，总结出降低浸入地层水量和浸泡地层时间、抑制黏土膨胀的方法，对提高单井日产量产生了重要作用，并填补了国内气体钻水平井等多项空白。

    增产增效，总与因地制宜结伴而行

    全过程欠平衡钻井配套技术有利于避免井下复杂情况、提高钻井速度、新储层发现，已在集团公司普遍推广。通过比较，四川油气田决定白马庙气田不使用这一新技术。川西北气矿勘探科负责人解释说，“增产的效益低于成本增加量”，“不划算”。

    白马庙气田地处川西平原，人口稠密，土地价格高，土建施工费用高。四川油气田采用定向钻井技术避开复杂地面条件，采用丛式井组技术减少土地征用量，对降低钻前工程投资产生了重要作用。据统计，白浅101等7口直井的平均钻前工程成本每米超过1200元，白浅106井组7口井的平均钻前工程成本每米没超过600元，白浅120井组六口井的平均钻前工程成本每米没超过400元。

    在降低钻井工程投资方面，四川油气田从工程设计入手，各个环节的施工方案以实用、有效为原则。通过优化井眼轨迹、优化套管结构、优化测井内容等措施提高可钻度、减少作业程序和工作量，使大斜度井和水平井的钻井周期降低50%以上，大幅度降低了钻井工程投资。

    钻前工程投资、钻井工程投资显著降低，开发井成功率增大，新气井的产量基本实现预期目标，增产增效也就顺理成章了。

    四川油气田积累了丰富的提高气田开发效益的实践经验，已有20多个气田相继荣获集团公司高效开发气田称号，白马庙气田蓬莱镇气藏效益开发的新经验，无疑又是一个新亮点。