四川长宁—威远国家级页岩气示范区效益开发技术与启示

雍 锐 陈更生 杨学锋 黄 山 李 博 郑马嘉 刘文平 何益萍

1.中国石油西南油气田公司 2.中国石油西南油气田公司页岩气研究院 3.中国石油川渝页岩气前线指挥部

0 引言

中国页岩气资源丰富，大力发展页岩气产业，对降低能源对外依存度，保障国家安全，实现“碳达峰、碳中和”战略具有重大意义[1-5]。随着近年来页岩气勘探开发的持续快速推进，2021年我国页岩气年产量已达230×108m3，占全国天然气产量的11.2%。四川盆地作为我国页岩气勘探开发的重要地区，自2012年3月国家发展和改革委员会与国家能源局批复设立“四川长宁—威远和滇黔北昭通国家级页岩气示范区”以来，中国石油已累计在长宁—威远和昭通页岩气示范区提交探明地质储量1.06×1012m3，2020年页岩气年产量达116.36×108m3，建成了国内首个“万亿立方米储量、百亿立方米产量”页岩气大气田。目前，四川长宁—威远国家级页岩气示范区（以下简称长宁—威远示范区）建成集规模、技术、管理、绿色为一体的页岩气产业化示范基地，正全面引领国内页岩气规模效益开发。及时总结长宁—威远示范区页岩气效益开发技术方法与成功经验，可为我国其他地区的页岩气勘探开发提供重要参考，同时也为中国页岩气产业的良性发展奠定坚实基础。

笔者首先对中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）在“十三五”期间创新形成的页岩气“三控”富集高产理论和页岩气勘探开发“六大”主体技术进行了回顾，并介绍了依托于新理论与新技术所取得的实施成效。然后，重点对示范区建设过程中形成的地质工程一体化高产井培育方法、四川盆地南部（以下简称川南）中深层页岩气效益开发模式以及稳产优化技术进行了全面的梳理与总结。最后，针对川南中深层页岩气长期效益稳产所面临的问题与挑战，提出了解决对策。

1 长宁—威远国家级页岩气示范区概况

1.1 示范区地质特征

长宁—威远示范区地理位置处于四川省宜宾市—威远市—自贡市境内，工区地貌以中—低山地和丘陵为主，地面海拔200～1 300 m，区内水系丰富。构造位置上，长宁区块位于川南低陡构造带和娄山褶皱带交界处，威远区块则主要位于川西南低褶构造带。示范区主力目的层为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组龙一1亚段，其整体属于深水陆棚相沉积，储层以薄层暗色富有机质页岩为主，孔隙度介于4.0%～8.0%，脆性矿物含量介于57%～86%，含气量介于2.0～7.5 m3/t，有效页岩厚度介于25～48 m，埋深普遍小于3 500 m，页岩气资源丰富[6-9]。

与国外及国内其他页岩气区相比，长宁—威远示范区页岩储层具有储层厚度薄、水平应力差大、构造条件复杂等特点。其有效页岩厚度介于20～48 m，TOC介于2.7%～4.5%。相比而言，北美页岩气区块储层条件更优，如Marcellus页岩气田有效页岩厚度介于18～83 m，TOC介于4.4%～9.7%，孔隙度介于9.0%～11.0%，均高于长宁、威远区块。由于四川盆地经历多期构造运动，长宁—威远示范区发育多级断裂及天然裂缝且分布较为复杂，水平应力差较大（12～18 MPa），而北美Marcellus页岩气田与四川盆地焦石坝页岩气田构造则均相对简单，其中Marcellus页岩气田水平应力差介于7～10 MPa，焦石坝页岩气田平均约为5 MPa，其工程难度相对较小，而长宁—威远示范区复杂的构造条件及较高的水平应力差给钻井与压裂施工带来了巨大挑战。此外，示范区内人口稠密、山高坡陡，生态环境敏感，在勘探开发难度上远远大于北美与其他页岩气区[10-14]（表1）。

表1 北美Marcellus、焦石坝页岩气田与示范区地质工程参数对比表

1.2 示范区建设历程

西南油气田作为中国页岩气勘探开发的先行者，在国内对页岩气研究缺乏核心技术与关键工具的条件下，通过开展盆地专层取心、野外露头观察、老井资料复查处理等工作，获取盆地页岩气评价的关键参数，建立了资源评价和选区选层的技术方法，并优选出长宁、威远页岩气开发有利区[15]。随后，为有效动用资源，先后实施钻井压裂主体工艺技术试验、水平井组钻井压裂工厂化作业先导试验、开发技术优化试验等一系列试验，钻获国内首口页岩气井和首口具有商业价值的水平井，突破了水平井钻井压裂技术瓶颈，打破了国外的技术封锁，坚定了页岩气开发的信心。2012年3月，国家发展和改革委员会与国家能源局批复设立长宁—威远示范区，经过10余年的不懈努力，历经“评层选区阶段”“先导试验阶段”“示范区建设阶段”以及“工业化开采阶段”4个主要阶段[16]（图1），创造了国内页岩气勘探开发多项第一，填补了国内多项技术与理论空白。长宁—威远示范区累计提交探明储量7 615.65×108m3，2020年页岩气年产量突破100×108m3，成为我国产气规模最大的页岩气开发示范区，展现出四川盆地良好的页岩气勘探开发前景。截至目前，长宁—威远示范区累计投产页岩气井926口，日产气量超过3 000×104m3，累计产气已突破400×108m3，带动地区GDP增加3 444亿元，累产气量折算替代标准煤5 324×104t、减排二氧化碳5 304×104t，经济社会效益巨大，充分发挥了示范引领作用。

图1 长宁—威远国家级页岩气示范区勘探开发历程图

2 长宁—威远示范区效益开发技术

“十三五”以来，西南油气田通过自主攻关，创建了页岩气“三控”富集高产理论，形成了适用于川南地区“强改造、高—过成熟、复杂地应力”的“六大”主体技术，建立了地质工程一体化高产井培育方法，在长宁—威远示范区建成100×108m3产能规模，实现了中深层页岩气的效益建产。示范区建成后，通过持续探索与实践，创新建立了川南页岩气高效开发管理模式，并逐步形成了以“控制递减、增加动用、拓展外围”为核心的稳产优化技术，中深层100×108m3实现了接替稳产。

2.1 页岩气“三控”富集高产理论

经过多轮技术攻关，首次提出沉积—成岩、保存条件以及Ⅰ类储层连续厚度是影响长宁—威远页岩气藏富集高产的主要控制因素，并创新建立页岩气“三控”富集高产理论[16-20]：①沉积—成岩控储。通过U、Th、V、Cr、Mo、Sr等微量元素测试分析结果，明确了五峰组—龙一1亚段沉积处于强还原厌氧环境，生烃条件优越；而长宁—威远地区成岩演化达到中成岩—晚成岩阶段，储集空间以有机孔为主且发育程度高，有利于气体赋存。②保存条件控藏。四川盆地为多期构造叠合盆地，构造特征复杂，在长宁—威远核心建产区内，无深大断裂发育且距剥蚀线多大于10 km，地层压力系数介于1.8～2.0，显示出示范区主体部位页岩气保存条件良好。③Ⅰ类储层连续厚度控产。测试产量与Ⅰ类储层连续厚度相关分析结果表明，Ⅰ类储层厚度越大，其钻遇率越高，在相似工程施工参数下，气井初期获得的产气量越高。基于页岩气“三控”富集高产理论，进一步形成了本土化的评层选区指标体系（表2），优选了埋深4 500 m以浅一类区面积0.8×104km2，资源量 4.8×1012m3。

表2 长宁—威远示范区页岩气选区评价参数表

2.2 页岩气勘探开发“六大”主体技术

通过引进、消化吸收、自主创新，建立了适合我国南方海相页岩气的本土化的勘探开发“六大”主体技术[15-17]（图2），进行了工业化规模应用，在实施过程中不断优化、不断完善，技术指标不断提升，支撑了中深层的效益开发。长宁、威远区块建产初期井均测试日产气量仅11×104m3，预测最终可采储量（Estimated Ultimate Recovery，EUR）仅 0.5×108m3，远低于方案设计。结合实施效果分析，确定“Ⅰ类储层钻遇率低、井筒完整性差、储层改造效果差”是导致“低产”的三个主要因素。针对上述三个问题，采用“六大”主体技术，实施了三轮针对性的优化调整，长宁区块首年井均日产气量由4.7×104m3提高至11.18×104m3，EUR由0.53×108m3提高至1.24×108m3，威远区块首年井均日产气量由3.8×104m3提高至9.24×104m3，EUR由0.41×108m3提高至1.09×108m3，关键技术指标和产量大幅提升。

图2 页岩气勘探开发“六大”主体技术图

2.3 地质工程一体化高产井培育方法

川南页岩气地质工程条件复杂，呈现“一薄、两低、三高、四发育”的特征（表3），规模效益开发面临挑战。地质工程一体化是实现非常规油气高效开发的唯一途径，也是提高单井产量的最重要手段[21]。西南油气田通过多年不断探索实践，创新建立了地质工程一体化协同工作模式，构建了地质工程一体化建模与模拟技术，逐渐形成了地质工程一体化高产井培育方法并成功实现大规模应用[22-25]。

表3 川南中深层页岩气地质工程条件表

2.3.1 地质工程一体化协同工作模式

针对川南页岩气复杂地质工程特征导致的部署设计难度大、提高优质储层钻遇率难度大、形成复杂缝网难度大等挑战，西南油气田始终贯彻地质工程一体化的理念，搭建了行业先进的地质工程一体化平台，组建了包括地震、测井、地质、地质力学、钻井、压裂、产能、返排等8个专业方向的地质工程一体化团队，通过实施一体化管理，实现了多专业的深度融合和多团队的高效协同[26-27]。在地质工程一体化攻关与实践基础上，形成并发布了首个页岩气地质工程一体化管理办法，规范了页岩气地质工程一体化的标准和流程。

在地质导向方面，建立了“1＋N”地质工程一体化精细导向工作模式，通过综合对比首口实施井地震预测与实钻资料的吻合程度，分析异常特征，在此基础上，开展基于多井约束的高精度TTI各向异性深度偏移和叠后提频处理，提高微断层、微挠曲识别精度，持续更新导向模型，进一步优化水平井轨迹，实现后续井铂金靶体钻遇率100%。

在平台压裂方面，建立了“1234”地质工程一体化精细压裂工作模式，通过刻画一套三维模型，提供“室内分析决策+现场实时调整”两种支撑，开展施工过程、监测结果和压裂拟合三项分析，实施风险识别、施工组织、分段射孔和工艺参数四类优化，有效降低了“压窜”“套变”的风险。特别是打造了页岩气压裂远程智能指挥支撑系统（RIOC），实现了压裂现场曲线实时远程查看，压裂施工指挥实时沟通，保障了室内与现场的无缝衔接。

2.3.2 地质工程一体化建模与模拟技术

在地质建模方面，综合应用地震、测井、岩心、岩石物理和动态监测等基础资料，采用精细小层划分、多尺度离散裂缝建模、有限元模拟等技术方法，对构造细节、储层属性、天然裂缝和地应力场进行三维高分辨率定量表征，实现了示范区内超过1 000 km2平台和井区的三维模型精细刻画，地质模型的纵向小层建模精度达0.25 m，与实钻效果吻合程度达到90%，天然裂缝模型和地质力学模型与实测吻合度均超过80%。

在压裂模拟方面，形成了基于Open T准则的水力压裂模拟技术，可准确判定水力裂缝与天然裂缝相交时的穿过、滑移、转向等力学行为，裂缝扩展规律刻画更加精细，结合压裂施工监测数据、分段数据、微地震解释数据等实测数据开展裂缝拟合，进一步校正了缝长、缝高等水力裂缝关键参数，模拟的复杂缝网与微地震、施工压力等数据吻合度达80%。

在产能模拟方面，为解决传统非结构网格计算效率低的问题，研发了嵌入式离散裂缝模拟（EDFM）方法，通过直接将复杂裂缝嵌入基质结构化网格系统中，避免了复杂的非结构网格剖分过程，其裂缝在三维空间下可任意角度、高度、长度和宽度展布，同时还具有高效的运算速度，在裂缝数量巨大的情况下，产能模拟效率提高10倍以上[28-31]。进一步采用蒙特卡洛—马尔科夫链（MCMC）算法，通过误差函数判断进行自动循环迭代，实现了历史拟合的自动化、智能化[32]。

通过搭建一体化平台、组建一体化团队、实施一体化管理，在部署、钻井、压裂、生产等页岩气井全生命周期实施过程中，始终依托地质工程一体化协同工作模式，采用地质工程一体化技术体系开展“一体化研究、一体化设计、一体化实施和一体化迭代”，系统考虑储层品质、钻井品质和完井品质，最终创建了一套适用于不同区块、不同埋深的页岩气地质工程一体化高产井培育方法（图3），已在长宁、威远区块全面推广应用超过200井次，培育了一批EUR超过1.6×108m3的高产井，实现了高产井批量复制[33]。

图3 页岩气地质工程一体化高产井培育方法图

2.4 川南中深层页岩气效益开发模式

在页岩气勘探开发实施过程中，推行以提高单井产量为核心，强化技术主导、深化精细管理，建立了三级管理机制，形成了四种作业机制，创建了“六化”管理模式，形成了成本管控措施，逐步建立了川南中深层页岩气效益开发模式，全面提高产能建设效益和效率。

2.4.1 三级管理机制

为充分发挥中国石油在技术、管理和保障上的整体优势，形成了由中国石油页岩气业务发展领导小组、川渝页岩气前线指挥部、各实施主体组成的三级管理模式（图4）。中国石油页岩气业务发展领导小组负责实施决策、部署，川渝页岩气前线指挥部负责统一指挥、协调，现场指挥部及各实施主体组则负责具体组织、实施。通过集中调配中国石油内部及外部钻机、压裂队伍、研究团队等，高峰时期最高可配置到位钻机169台，压裂车组35套，参战人员超过万人，具备每年完成开钻500口井的生产组织能力，可以满足川南页岩气每年上产30×108m3的生产建设需求。

图4 三级管理机制构成图

2.4.2 四种作业机制

为整合各方资源和优势，打破油气上游项目的传统思维定式，加强国际国内合作及混合所有制改革，建立了“国际合作、国内合作、风险作业、自营开发”四种作业机制。通过与壳牌、BP等国际油公司合作开发，与资源地政府组建四川长宁天然气开发有限公司（以下简称“长宁公司”）等合资公司，引入川庆钻探、长城钻探等开展风险作业等，中国石油在页岩气勘探开发中投资压力缩减1/3，同时也充分调动了社会行业的积极性，大幅拉动了资源地整体GDP，其中重庆市、内江市、宜宾市、泸州市等参股的地方政府大力支持页岩气开发，地企协调效率显著提升，最大限度降低了非技术因素的影响。

2.4.3 “六化”管理模式

为有效降低开发成本，西南油气田首次提出了页岩气 “六化”管理模式，分别是“井位部署平台化、钻井压裂工厂化、工程服务市场化、采输作业橇装化、生产管理数字化、组织管理一体化”。示范区建设期间节约土地超过5 000亩（1亩＝666.67 m2），钻井液重复利用率由60%提升至80%、压裂作业效率提高80%，中深层井均地面配套建设投资从1 200万元降低至500万～700万元，优化了人力资源配置，长宁公司全员劳动生产率4 580万元/人，长宁区块单位操作成本从0.22元/m3下降到0.19元/m3。

2.4.4 成本管控措施

为处理好“规模与效益”的关系，抓住投资成本全过程“严管控”和全业务“重统筹”两条主线，系统提升分析决策、资源整合、生产经营、成本控制等综合能力，形成了控成本、提效益与扩区域、增规模的良性发展态势。在投资成本全过程管控方面，及时下达开发方案标准井工程投资切块控制指标，严格管理工程参数和钻完井投资调控两级审批程序，实行“总量控制、动态跟踪、分级预警”，并将投资成本效益指标纳入年度提质增效工作专项考核，确保项目投资成本逐年下降、效益指标稳步上行。在投资成本全业务统筹方面，以高效协同、提质增效为核心目标，充分利用川渝页岩气集中采购的规模资源和中国石油招标中心西南分中心、川南页岩气物资共享中心统一采购的市场资源，发挥专业化协同降本效应；采用集中资格招标、框架协议招标和批量集中招标三种组织模式，充分挖掘市场降本潜力，有效降低经营风险，进一步增强市场吸引力和产业竞争力。中深层页岩气单位EUR建设投资控制在650元/(1 000 m3)以内，为开发区域扩边提产奠定效益基础。

2.5 稳产优化技术

为解决气井产量递减快、区块稳产时间短的问题，攻关形成了中深层页岩气稳产优化技术，通过实施“控制递减、增加动用、拓展外围”三项举措，长宁—威远国家级页岩气示范区100×108m3产能实现了接替稳产。

2.5.1 控制递减

优化生产制度、优选采气工艺是页岩气井控制产量递减的重要手段。人工裂缝长期导流能力实验证实，大压差返排会导致支撑剂回流、破碎和嵌入，对气井生产效果产生不可逆的损害。通过开展不同加砂工艺和生产制度下的页岩人工裂缝应力敏感实验[34-35]，掌握了不同条件下人工裂缝内支撑剂回流、破碎、嵌入特征与人工裂缝导能力变化规律（图5、6），明确了不同区块临界生产压差，首次提出了控压生产的理念，结合地质工程一体化数值模拟，确定了不同开发单元差异化的控压生产方案[36-38]，气井投产初期日均井口压降可控制在0.1～0.2 MPa。为进一步优化气井不同生产阶段采气工艺措施，开展了不同气体流速、不同水平段井眼轨迹以及不同开发阶段水平井气水两相流动实验与数值模拟研究[39]，建立了页岩气水平井携液临界气流速模型，掌握了水平段井眼轨迹对气水两相管流影响规律，形成了页岩气水平井井筒流型预测图版，结合气井生产动态特征分析，建立了以带压下油管、柱塞排水采气和平台整体加注泡沫排水采气技术为主的页岩气全周期采气工艺技术体系。示范区内累计实施页岩气采气工艺1 713井次，累计增产气量37×108m3。通过全周期采气工艺加强产能维护，2021年示范区产量综合递减率控制在20%以下。

图5 不同有效应力下支撑剂回流、破碎、嵌入比例图

图6 实验前后CT扫描支撑剂运移情况图

2.5.2 增加动用

为掌握不同生产阶段页岩储层动用状态，综合采用室内实验[40]、分子模拟[41]以及数值模拟方法[42-43]，开展页岩储层气、水的赋存特征与动用程度研究，确定了页岩储层高温高压含水条件下的真实吸附能力，实现了不同开发阶段吸附气/游离气产出比例定量评价[44-45]，确定了不同渗透率页岩基质极限动用距离，结合已实施井效果评价与大数据统计分析，掌握了不同地质工程单元动用采出规律及剩余储量[46-49]。通过进一步开展储层精细评价与四维地应力精细表征（图7），建立了重复压裂、井网加密以及立体开发的选井原则（表4），优选了重复压裂井2口、加密井34口、立体开发井130口。通过在示范区内施行“重复压裂＋井网加密＋立体开发”联动提高储量动用程度措施，储量动用率可提高7.98%。

表4 提高储量动用程度措施选井原则表

图7 四维地应力重构图

2.5.3 拓展外围

针对长宁北部常压区和威远次核心区，通过实施加密评价，深化储层精细描述，拓展了建产区外围。（图8）通过对比长宁各井区Ⅰ类连续储层参数，明确长宁建产区北部常压区储层品质与主体区相当，且研究发现含气饱和度并未随压力系数的降低而降低。北部常压区部署的4口投产井井均EUR为1.33×108m3，优于方案设计。经过优化，新增建产面积109 km2、资源量594×108m3，预计新增稳产井64口，可延长稳产期2年左右。在威远次核心区，严格控制靶体在龙11小层中下部，完成的7口井井均EUR0.85×108m3，折算为1 800 m水平段长后的EUR1.01×108m3，实现了效益开发。建产区优化后，新增建产面积30 km2、资源量150×108m3，预计新增稳产井超过30口，可延长稳产期约1年。

图8 长宁北部常压区和威远次核心区外围拓展图

3 启示

1）深化储层精细描述与复杂机理认识，探索提高采收率技术与方法，是页岩气井长效稳产的必要条件。

四川盆地页岩气资源潜力巨大，尽管长宁—威远示范区已全面建成100×108m3产能页岩气大气田，率先实现对中深层海相页岩气的规模效益开发，但面对多期构造运动下的复杂地质工程条件，长效稳产仍面临挑战[50]：①地质评价方面，不同区块地质条件存在差异，优质储层展布规律及储量分布特征需要进一步精细刻画；多期构造演化下多尺度天然裂缝地球物理响应特征尚未明确，多级断裂预测及综合表征技术也有待进一步攻关。②开发机理方面，高温高压条件下气、水微观产出机理仍然不清；不同开发阶段吸附气/游离气动用规律认识仍需深化；不同支撑条件裂缝导流能力变化规律及伤害机理还不清楚；储层条件下多组分气体竞争吸附及解吸机理尚不明确；注气提高页岩气井采收率工艺制度有待优化。

针对上述问题，需要持续加强页岩储层精细评价与复杂开发机理研究：①针对页岩强非均质性特征，通过岩心实验、测井评价、地球物理预测以及大数据分析等多种手段，深入多尺度天然裂缝刻画、优质储层精细评价等研究，进一步明确优质储层展布规律；②综合运用“实验＋模拟”的方法，揭示储层条件下页岩多尺度孔隙中气、水解吸产出机理，进一步深化全生命周期储层动用规律认识；③开展支撑缝—未支撑缝—基质耦合开发规律研究，定量评价不同支撑裂缝应力敏感特征及其对气井产量的影响；④开展高温高压条件下多组分气体吸附—解吸规律研究，揭示高温高压条件下竞争吸附机理，结合地质工程一体化模拟，确定不同注气介质、注气时机、闷井时间等条件下提高采收率效果，形成注气提高采收率技术对策。

2）突出地质工程深度融合下的精细压裂设计与实施，持续提升压裂缝网构建质量，是页岩气提高单井产量的重要路径。

现有水平井体积压裂技术虽在长宁—威远页岩气示范区实现了效益开发，但在局部地质条件复杂区，高效压裂难度大，尤以天然裂缝发育区和高应力区最为显著[51]。在水力压裂期间天然裂缝对水力裂缝的捕获常导致压裂液滤失快、液体效率低、缝内净压力不足、裂缝波及体积小、支撑剂加入量少等问题，压裂后易形成“单一条带状”裂缝，资源动用程度低。同时，随着大量流体进入裂缝带，裂缝带上正应力降低，易激活裂缝带发生滑移，引起套管变形或井间压窜。对于高应力区储层，页岩破裂压力及裂缝延伸压力高，难以通过提升施工排量的方式提高裂缝复杂程度和波及面积，且高应力条件下支撑剂的嵌入与挤压破碎更为显著，难以构建并维持气井长期高效生产所需的高导流能力通道。

为此，亟需开展天然裂缝与地应力耦合模式下水力裂缝扩展机理与精细压裂工艺深化研究，通过室内实验评价、数值模拟、矿场监测与验证等多种方法，揭示水力裂缝扩展机理，明确多期构造复杂应力场环境下影响水力压裂裂缝扩展主控因素及影响规律，形成提高缝网改造效果的压裂工艺。同时，需要开展全生命周期套管变形防控技术攻关，通过在井位部署、钻完井工艺、压裂设计与实施全过程系统攻关套管变形机理，建立套管变形预测与综合防控方法。此外，还需开展页岩气平台井组压窜防治技术攻关，通过分析压窜主控因素与影响规律，明确不同地质工程条件下井间压窜机制，掌握不同压窜模式下井间压窜对气井EUR的影响，进一步优化压裂工艺参数。通过提高压裂改造效果、套管变形防控、井间压窜防治的系统攻关与协同优化，形成兼顾提高单井产量与降低井下复杂的精细压裂技术，支撑井均EUR提升。

3）持续推进管理变革与创新，进一步完善效益开发模式，是川南页岩气低成本发展的必由之路。

川南页岩气与北美地区相比，存在资源禀赋差异大、地表条件复杂、市场培育成熟度不高等问题，造成开发成本高于常规天然气（与美国相反），且执行管制气的统一气价，客观上降低了页岩气开发价值和经济效益，阻碍了页岩气产业持续健康发展和良性循环。

为此，首先需进一步加强全过程投资管控，促进多环节复算优化。坚持经济适用的效益倒逼原则，依托数字化平台工具，实现对工程设计、合同谈判、物资采购、工程结算等关键环节的项目投资实时复算，实现单项、单井、平台、方案投资成本和效益指标同步复算的“四级动态预警”，求证工程参数、单井EUR与投资成本的“最优解”。其次，需进一步加强全方位增收降本，促多业务协同创效：①跟踪研判政策，合理配置年度产量和气价，统筹补贴申报和市场定价机制落地；②增强纳税筹划，切实发挥财税政策的促进作用，节约纳税成本；③改善资产结构，持续推进资产轻量化和闲置资产调剂利用，降低资产运营成本；④强化产融结合，深入挖掘金融资源，增强协同效应；⑤深入分析集中采购的规模和市场优势，拓展市场降本空间，持续提升管理效益。

4 结论

1）经过数十年的探索与实践，西南油气田创新形成了页岩气“三控”富集高产理论，建立了本土化的页岩气勘探开发“六大”主体技术，形成了地质工程一体化高产井培育方法，创新了川南页岩气效益开发模式，形成了中深层页岩气稳产优化技术，实现了长宁—威远示范区的规模效益开发，建成了集规模、技术、管理、绿色为一体的页岩气产业化示范基地，对国内非常规油气资源高效开发具有重要借鉴意义。

2）面对日趋复杂的勘探开发对象，为了保障示范区中深层页岩气长效稳产，仍需持续深化储层精细描述与复杂机理认识，探索提高采收率技术与方法，加强地质工程的深度融合，持续提升压裂缝网构建质量，推进管理变革与创新，进一步完善川南页岩气效益开发模式。