渝西深层页岩气一体化高产井培育工作取得阶段性成效

7月11日，从西南油气田公司获悉，足212井按设计完成渝西深层页岩气高标准体积改造，目前排采效果超过预期。这是公司今年在渝西深层页岩气实施一体化高产井培育工作取得的阶段性成效之一。

今年以来，西南油气田公司在渝西深层页岩气积极探索“薄储层”“构造复杂区”高效改造技术，始终坚持精细化过程管理，持续推进改造工艺参数优化，地质工程一体化高产井培育成效显著，为公司在渝西率先建成国内深层薄储层页岩气达产达效示范区奠定基础。

西南油气田公司以“技术专家驻井指挥+一体化团队幕后支撑”模式，纵深推进地质工程一体化管理提升施工质量。力克“薄储层”“构造复杂区”的高埋深、高应力、高施工压力“三高风险”，加强天然裂缝预测和风险识别，创新开展“12345”一体化逆向改造设计工艺，正向推演理想缝网形态，逆向设计各项改造参数，兼顾改造效果和复杂防控，同时根据施工响应逐段迭代改造缝网模型，不断调整完善暂堵参数，实现不同类型改造段的精准改造。

为提升改造时效，西南油气田公司实施精细化过程管控，做好“平台施工进度计划表”“复杂处理生产及非生产时间记录表”“平台射孔改造时效统计表”等数据统计，统筹安排钻完井交接、井筒准备、分簇射孔、改造泵注、连油通井钻塞、排采测试等施工环节，严控交叉作业管理风险，努力提高各工序衔接效率，减少非生产时间。同时，建立改造动态进度跟踪表及改造施工复杂统计台账，实时追踪并分析影响每个改造施工作业平台时效的主要因素，确保改造进度与计划步调一致。上半年在渝西深层页岩气实施评价井2口、开发井6口，平均改造时效2.17段/天，其中足201H16平台平均改造时效2.44段/天。

西南油气田公司落实落细作业现场安全风险防控，持续强化驻井监督，采用现场巡查和视频监控相结合的方式，对现场各作业区实现全方位、全过程动态监管，对发现的违章隐患立即制止并闭环整改，有效防范和化解存在的安全隐患。做好改造工作的每日安全分析，组织各施工方召开联合安全风险技术交底会，明确当班关键风险点和管控重点。不定时对环保、消防、用电、属地管理等方面开展安全隐患排查，对现场检查出的问题及时通报、责令整改，实现改造作业安全受控平稳运行。