甘振维

中国石化西南油气分公司

理论创新和技术进步支撑引领百亿气田建设

甘振维

中国石化西南油气分公司

甘振维.理论创新和技术进步支撑引领百亿气田建设. 天然气工业，2016, 36(12): 1-9.

“十二五”以来，中国石化西南油气分公司面对日益复杂的勘探开发对象和扭亏创效的巨大挑战，坚持科技创新，发展完善了陆相碎屑岩和海相碳酸盐岩两项勘探理论，形成了生物礁、河道砂岩和致密砂岩等三类气藏开发配套技术，创新发展了智能滑套分段改造工艺、喷封压一体化储层改造工艺、脉冲压裂技术、超深高含硫水平井钻完井及投产关键技术等工程技术。上述理论创新和技术进步有力支撑了四川盆地川西陆相碎屑岩、川西海相碳酸盐岩、川南海相页岩气、川东北元坝海相碳酸盐岩等领域的重大突破，发现了3个千亿立方米级规模天然气商业储量区，探明了2个、建成了3个大中型气田，天然气储产量创历史新高。“十三五”期间，将重点攻关深层海相碳酸盐岩气藏勘探开发、深层页岩气商业开发、高含硫气田安全开发和开发老区气藏提高采收率技术，到“十三五”末天然气年产量力争达到（100～120）×108m3。

四川盆地 中国石化西南油气分公司 天然气 勘探 开发 “十二五” “十三五” 商业储量区 年产量

1 概况

中国石化西南油气分公司(以下简称西南油气分公司)油气勘查与开采区块分布地域广泛，主要分布在四川、重庆、云南、贵州、广西、湖南、西藏等省（市、区），总面积13.42×104km2。目前勘探开发的主战场主要集中在四川盆地，区块面积合计5.69×104km2（图1）。四川盆地的区块主要分布在川西坳陷、川北坳陷等坳陷带，具有储层埋藏深、致密等特征，勘探开发难度大，对工程工艺技术要求高。“十二五”期间，西南油气分公司推进科技兴气战略，科技进步明显，成效显著，有力支撑了四川盆地陆相、海相、页岩气三大领域天然气勘探开发的重大突破，为该公司“十三五”建成百亿立方米气田奠定了坚实的基础。

图1 西南油气分公司矿权区块分布图

2 “十二五”天然气勘探开发成果

勘探方面，大力实施资源发展战略，坚持“扩大陆相、主攻海相、探索新区、突破非常规”的勘探思路，发现了成都凹陷中浅层岩性气藏、川西坳陷东斜坡带中浅层岩性气藏和龙门山前带海相气藏3个千亿立方米级规模天然气商业储量区，“十二五”累计新增天然气地质储量1.77×1012m3，其中天然气探明储量2 661.2×108m3，控制储量6 497.8×108m3（图2），油气勘探保持了较高的商业成功率，高效探明了成都和中江2个大中型气田，实现了规模增储和高效勘探。

开发方面，坚持“加大难采储量动用力度、加强元坝开发方案研究、加快川西中浅层新区评价与部署”的工作思路，通过加大川西中浅层产能建设力度、全力推进元坝上二叠统长兴组产能建设、大力推广水平井工艺技术以及全面推进气藏开发精细化管理，实现了天然气产量的高峰增长。“十二五”期间，累计动用天然气储量2 267×108m3，较“十一五”末增长1 175×108m3，天然气年产量从“十一五”末的27×108m3上升至2015年的50×108m3（图2），产量基本翻番，实现了持续增长，同时储采比稳中有升，天然气发展形势良好。建成了元坝生物礁超深高含硫大气田、川西坳陷东斜坡带中江大气田以及成都凹陷什邡中型气田3个大中型气田。

图2 天然气地质储量和产量年度变化图

3 理论创新与技术进步引领和支撑油气勘探开发

“十二五”期间，西南油气分公司坚持科技创新，发展了陆相碎屑岩和海相碳酸盐岩两项勘探理论，形成了生物礁、河道砂岩和致密砂岩等三类气藏开发配套技术，创新发展了智能滑套分段改造工艺、喷封压一体化储层改造工艺、脉冲压裂技术、超深高含硫水平井钻完井及投产关键技术等工程技术。这些理论创新和技术进步有力支撑了中国石化西南油气分公司储产量快速增长。

3.1创新地质认识，调整勘探思路，油气勘探屡获突破

3.1.1 创新形成“叠覆型致密砂岩气区”新认识，引领发现成都、中江两个大中型气田

2010年以前，四川盆地川西坳陷陆相油气勘探以寻找构造气藏为主，先后发现了孝泉、新场、合兴场、马井、新都和洛带等多个大中型气田和含气构造。但是，随着正向构造带主体油气的基本探明，寻找新领域，评价新区带，取得勘探新突破，已经成为西南油气分公司加快发展的当务之急。

是否发育有效储集砂体是油气藏能否形成的关键因素之一。“十二五”期间，西南油气分公司强化基础研究，着重对沉积物源及沉积体系开展了重点研究，提出了川西前陆盆地“脉冲式波动”二元体系域结构层序地层学新认识[1]，明确了川西坳陷晚三叠世至侏罗纪为长短轴物源共存、近源远源汇砂、多物源供给、多沉积体系发育、砂体纵向多层叠置、横向广覆连片的特征[2]，具备形成多层系、大面积连续分布的岩性圈闭以及叠覆型致密砂岩气区的沉积条件。通过对成都凹陷陆相层系成藏地质条件、成藏机理和富集规律的研究，提出了“叠覆型致密砂岩气区”成藏地质新概念[3]，阐明了它的形成条件、基本特征和主控因素，为复杂条件下的油气勘探提供了新的理论依据。

“十二五”期间，在“叠覆型致密砂岩气区”成藏地质新认识的指导下，川西陆相油气勘探思路“由隆起带向凹陷—斜坡区、由构造圈闭向大面积岩性圈闭、由单一气藏向多气藏”转变，相继发现并建成了成都、中江两个大中型气田，累计提交探明储量2 253.1×108m3。

3.1.2 夯实基础研究，突破固有认识，川西海相碳酸盐岩勘探取得突破

中三叠统雷口坡组是四川盆地海相重点勘探层系，经过50余年的勘探，仅发现了以中坝、磨溪为代表的少量中小型气藏[4]。“本身烃源不发育、气源不足”[4-5]和“无规模储层发育”等传统观点长期制约该领域勘探。2005年以来，针对这两个制约雷口坡组勘探突破的问题加强了基础研究，最终通过理论认识的突破和技术进步，实现了川西雷口坡组勘探的重大发现。

在“蒸发环境生烃”理论的支撑下，通过野外与井下相结合，重新认识了川西雷口坡组的生烃能力，提出川西雷口坡组处于强蒸发、高盐度、强还原沉积环境，发育一套厚200～300 m富藻碳酸盐岩高效烃源岩[6]，其生烃强度（20～40）×108m3/ km2，资源量达11 260×108m3。此外，川西二叠系及以下海相层系还发育5套烃源岩，其中仅中二叠统烃源岩厚度为150～250 m，生烃强度（60～110）×108m3/km2，资源量达24 600×108m3。气源对比证实，新场雷口坡组天然气来自雷口坡组，龙门山前带雷口坡组天然气来自二叠系和雷口坡组的混源气。该认识突破了雷口坡组气源不足的固有认识，明确雷口坡组具备形成大中型气田的资源基础。

前期的研究成果指出，四川盆地内部雷口坡组储层厚度薄、规模小、分布不稳定，规模岩溶储层或滩相孔隙型储层不发育[7-9]。其中川西坳陷处于古岩溶下斜坡区，表生岩溶作用弱，不利于大规模风化壳岩溶型储层的形成[10]。“十二五”期间的研究表明，受潮坪沉积成岩环境、印支早期弱暴露岩溶作用以及晚期埋藏溶蚀作用控制，川西雷口坡组四段发育区域性分布厚度稳定的白云岩孔隙型储层，厚度介于50～100 m，其中下储层段平均孔隙度达到5.3%[11]，川西雷口坡组具备形成大中型气田的储层条件，2007—2010年实施的CK1、XQS1和XCS1井钻井揭示并证实了这一认识。2012年，在川西山前带开展了地震资料处理和解释技术攻关，利用“拓频+反演”预测技术精细预测储层，在此基础上分别甩开钻探了DS1井、TS1井和PZ1井，均在雷口坡组钻遇厚80～110 m的白云岩储层，进一步展示雷口坡组储层在川西地区广泛分布。其中PZ1井测获121.05×104m3/d高产工业气流，取得了龙门山前构造带海相勘探的重大突破，随后部署的YaS1井和YS1井测试均获高产气流。目前，川西雷口坡组已提交天然气控制储量1 112.95×108m3、预测储量2 086.04×108m3（图3），发现了彭州和新场两个气藏，有望建成四川盆地又一个海相大气田。

图3 川西雷口坡组圈闭分布图

3.1.3 强化地质研究，依托技术创新，川南海相页岩气快速发展

“十二五”期间，针对探区海相页岩气埋深大（3 500～4 200 m）、构造复杂、区块零散小等特点，西南油气分公司强化基础研究，从区域地层沉积、构造演化、有机地化、储层及保存条件等方面入手，开展了川南探区海相页岩气形成及富集条件系统研究，提出了优相、适演、保控富“三位一体”深层海相页岩气高效成藏新认识，攻关形成了页岩气储层“甜点”预测技术。基于“三位一体”新认识，结合地球物理预测技术，优选出威远—荣县、荣昌—永川、丁山核心区为勘探开发有利区。

针对川南深层页岩气钻井周期长、轨迹控制难、压裂缝复杂程度低、施工难度大、建井成本高等难题，攻关形成了以三开制井身结构为核心的单井优快钻井配套技术、以提高优质页岩钻遇率为核心的水平井地质导向跟踪技术、以“大通径桥塞+可溶球分段压裂”为主体的深层页岩气体积压裂技术。现场应用效果表明，这些技术提速成效显著、井身轨迹控制好、储层钻遇率高。依托地质新认识和技术创新，西南油气分公司在川南地区页岩气领域取得一系列勘探突破：①在威远—荣县探区部署的威页1HF井测试获17.5×104m3/d工业气流，取得探区下志留统龙马溪组页岩气勘探突破；②在井研—犍为探区部署的金页1HF井测获天然气5.95×104m3/d，取得下寒武统筇竹寺组页岩气的勘探突破；③在荣昌—永川探区部署的永页1HF井测获14.12×104m3/d高产工业气流，取得盆内龙马溪组深层页岩气（大于4 000 m）的勘探突破。经过评价，西南油气分公司探区内龙马溪组、筇竹寺组合计页岩气资源量131 145×108m3，具有巨大的勘探开发前景，成为西南油气分公司“十三五”一个新的重点产能建设领域。

3.2攻关瓶颈技术，精细描述气藏，油气开发成效显著

3.2.1 创新形成了超深高含硫生物礁气藏开发关键技术，建成元坝大气田

元坝长兴组气藏整体为台地边缘礁滩相沉积，单礁体规模小、垂向多期叠置，储层物性差、厚度薄、非均质性强、横向连通性差，气水关系复杂，具有“一礁一藏”的特征（图4）[12]。同时，元坝长兴组气藏平均埋深超6 600 m（实钻长兴组顶底介于6 239～7 244 m之间），与国内近期深层油气藏相比，元坝长兴组气藏是国内规模开发的埋藏最深的超深层气藏[13]。针对该类气藏的有效开发，国内外尚无成功先例[14]。“十二五”期间，通过开展储层分布规律与发育模式、小礁体精细刻画与薄储层定量预测、条带状小礁体气藏水平井优化设计、超深薄储层水平井轨迹实时优化调整、钻完井及投产关键技术、地面集输技术等方面的研究，形成了元坝超深高含硫生物礁气藏开发关键技术，支撑了元坝长兴组气藏的高效开发。

自2011年启动元坝长兴组年产能34×108m3净化气建设方案以来，已建成混合气产能40×108m3/ a。元坝气田于2014年12月10日正式投产，截至2016年9月底，已投产井28口，日产混合气量最高达1 097×104m3，累计产气37.8×108m3，采出程度3.94%，开始进入稳产阶段（图5）。

3.2.1.1 形成礁滩相储层精细刻画关键技术，实现储层精确预测

通过生物礁地层层序、沉积微相、储层特征及礁相储层白云岩化作用与溶蚀作用等研究，揭示礁相白云岩储层形成机理，明确优质储层分布规律。其中，针对单礁体及礁群分别建立储层发育模式，为井型优选、井位部署及井轨迹优化调整奠定了地质基础。通过古地貌分析、瞬时相位、频谱成像及三维可视化等技术精细刻画小礁体空间展布，以相控叠前地质统计学反演为核心精确预测礁相储层厚度及平面发布。

图4 元坝地区长兴组生物礁发育地质模式图

3.2.1.2 形成小礁体薄储层水平井部署及优化技术，实现超深水平段轨迹精准控制

针对元坝长兴组气藏礁体规模小、优质储层薄、横向连通性差、气水关系复杂、具有“一礁一藏”的特点，建立以水平井为主、大斜度井为辅的复杂条带状小礁体气藏开发井网，提高单井产能和储量动用程度。采用不规则井网模式，根据礁体的连通性、储量大小以及气水分布特征，分别确定井距、水平段长度和方位。建立复杂小礁体气藏“找云岩、穿优质、控迟深、调靶点”的轨迹优化调整模式，并利用基于MWD＋抗高温螺杆的滑动导向轨迹控制技术，实现超深层长水平段轨迹的精准控制。

3.2.1.3 形成元坝海相高温高压高含硫超深气藏钻完井技术

通过近10年的持续攻关，形成了超深高含硫水平井安全优快钻井与超深水平井轨迹实时优化与控制技术[15]，在国内首次突破了7 000 m以深超深高含硫水平井钻完井技术瓶颈，平均完钻井深7 441 m、钻井周期368 d，较前期钻速提高22.16%，周期缩短31.5%，解决了超深薄储层、长水平段井眼轨迹控制的重大难题，准确中靶率达100%，水平段储层钻遇率达82%。同时为进一步提升气田效益，完成了涉酸关键设备及管材的国产化，完井物资国产化率达到85%，节约投资超过4亿元。

图5 元坝气田长兴组气藏生产曲线图

3.2.1.4 超深碳酸盐岩气藏储层改造技术

研发了160 ℃高温缓蚀酸液体系，形成了水平井段分流暂堵酸压工艺技术[16]，通过改造过程中的酸液转向分流，大幅改善了长水平段吸酸剖面，提高了裂缝导流能力，实现了长水平段的充分改造，元坝气田暂堵酸化施工成功率100%，改造后增产效果显著。

3.2.1.5 元坝海相高含硫气田净化集输技术

针对天然气有机硫含量高、气井比较分散、集输管线较长等难点，采用中国石化自主研发的高含硫天然气净化工艺包建成4套300×104m3/d的高含硫天然气净化主装置，净化天然气达到国标一类气指标，天然气有机硫脱除率为93.7%，硫磺回收率为99.96%。形成了改良的全湿气加热保温混输工艺技术、多远信息集成技术、集中监控智能化管理技术，确保了气田的安全平稳运行和管理的智能化、信息化。

3.2.2 依托技术进步和勘探开发工程一体化，高效建成中江、什邡气田

依托河道精细刻画、储层预测、高产富集规律研究等成果以及凹陷—斜坡带复杂致密砂岩气藏高效评价及建产关键技术，全面推进勘探开发工程一体化，开发积极介入勘探评价，跟踪勘探动态，针对凹陷—斜坡区进行整体评价与建产，实现了当年发现、当年评价、当年建产。新区新增动用储量260×108m3，新建产能13×108m3/a。

3.2.2.1 依托河道砂岩气藏开发评价选区技术，落实开发建产区

创新开展了以断层与河道砂精细刻画为基础的断砂配置研究，建立了以“断、砂、配、构”为基础的四维“甜点”综合评价技术体系，形成了“深源浅聚、断砂输导、多期河道、差异成藏、构造调整、甜点富气”的地质新认识，结合储层预测及含气性检测，优选出开发评价及建产区，为气藏的高效开发奠定了基础。

3.2.2.2 依托河道砂体精细刻画与储层预测技术，寻找优质储层

针对河道砂岩气藏的地质与地球物理特征，提出了“相控找砂、砂中找优、优中找富、精选靶点”的从宏观到微观、从定性到定量、相带—储层—含气性—甜点逐步逼近的地球物理气藏综合预测思路，形成了河道层序识别、河道砂体叠置样式正演、相带空间刻画和递进反演相控储层定量描述等关键技术[17]。使岩性预测吻合率大大提高，突破了川西致密气藏河道砂岩精细刻画和定量预测技术瓶颈，实现了水平段储层关键参数的实时优化，确保水平段储层深度预测误差控制在5 m以内，极大提高了井轨迹控制精度和水平段储层钻遇率，促进了叠置河道高效开发。

3.2.2.3 依托“二开制”钻完井技术，有效降低建井成本

通过从钻前到采输全过程的标准化设计、建设与管理，建井实效得到全面提升，形成的“二开制”优化钻完井技术、水平段一趟钻技术得到全面推广应用，钻井周期较前期缩短36%，机械钻速提高了39%，平均单井降本439万元。

3.2.2.4 水平井分段改造技术持续进步，不断提升单井产能

自主创新研发了以“一把钥匙开一把锁”为理念的智能滑套水平井分段压裂技术，具有施工级数不受限、不动管柱连续施工、管柱全通径功能等特点，为水平井精细分段改造、动态监测及优化注采提供了新的技术手段。在江沙33-19HF井压裂施工中，采用该技术完成了30段分段改造，创外径139.7 mm套管内油管带封隔器不动管柱施工段数的世界纪录。在川西气田推广应用15口井，和常规压裂工艺相比较，单井产量平均提高在30%以上，为油气田的提质增效发挥了积极作用。目前该项技术已获得国际发明专利1项，国内发明专利7项，打破了国外技术垄断，具有广阔的推广前景。

3.2.3 强化老区精细描述，细化气藏开发管理，实现难动用储量的有效开发

川西陆相气藏经过近20年的开发，已进入密井网、低丰度开发中后期，随着开采程度加深，地下气水关系更趋复杂，剩余气分散，气田稳产和调整挖潜的难度越来越大。

通过技术攻关，形成、完善了致密砂岩气藏提高采收率关键技术体系。同时，通过强化气藏精细描述、强化致密砂岩气藏开采动态规律研究、强化气藏开发管理，全面提高老区综合调整技术水平，有效提高气田采收率。一是强化气藏精细描述，精确认识致密砂岩气藏砂体及夹层的展布；二是强化致密砂岩气藏开采动态规律研究，根据气藏差异性分析形成了针对性的开发技术对策，实现了平均有效渗透率0.01 mD、含水饱和度大于50%的低品位储量的有效开发；三是强化气藏开发管理，实行“一藏一案、一井一策”，细分管理单元、管理措施及对策，延长老井稳产期，提高气藏采收率。“十二五”以来，川西中浅层老区主力气藏共新增动用储量132×108m3，新建（增）产能9.44×108m3/a，新增可采储量96×108m3，采收率提高8%，老井产量综合递减率控制在12%以内，实现了川西中浅层20×108m3/a产量稳产11年。

4 “十三五”发展方向

4.1面临的形势和挑战

“十二五”成果丰硕，为“十三五”发展夯实了基础。但“十三五”将面临更大的挑战：①勘探领域从陆相进入海相，从常规迈入非常规，面对的勘探对象更加复杂、目的层埋藏更深、储层更加致密，理论认识、方法技术、研究思路需要加快转变和创新发展；②川西海相与川南页岩气产建工程要实现效益开发，在工程技术领域有许多“瓶颈”需要我们去攻克；③已开发老区“十三五”要保持稳产，如何减缓递减、稳定产能、提高采收率？相关的开发技术需要进一步发展和完善；④元坝高含硫气田已全面投产，为确保气藏稳产和安全高效开发，还有一系列生产和技术难题需要我们不断探索和创新。

4.2“十三五”勘探开发总体发展思路

以质量和效益为中心，牢牢把握“深化改革、转型发展、从严管理”三大主题，大力实施勘探开发一体化，加强管理创新，秉承“实事求是、积极进取、突出效益”的原则，依靠科技创新和管理创新，统筹抓好各项工作，全力推进增储上产，千方百计降本增效，实现资源整体优化、投资效益最大化，保障西南油气分公司全面协调可持续发展。

4.3勘探开发重点布局

“十三五”油气勘探开发领域仍以川西坳陷致密碎屑岩、川西海相碳酸盐岩、川南海相页岩气为主。重点打好四大战役：①全力打好川西中浅层稳产保卫战；②全力打好川西海相雷口坡组规模增储建产进攻战；③全力打好川东北海相滚动增储上产阵地战；④全力打好页岩气勘探开发规模建产突破战。同时，持续攻关川西深层，统筹抓好相关外围地区的勘探开发工作，努力扩大产能产量规模。到“十三五”末，天然气产量力争超过100×108m3。

4.4“十三五”重点攻关方向

1）继续加强理论创新，不断完善陆相致密砂岩勘探开发理论，深入发展海相碳酸盐岩勘探开发理论和深层页岩气勘探开发理论，持续推进核心技术攻关，加大成果转化和核心技术的推广应用力度，强力支撑勘探开发生产。

2）针对川西海相碳酸盐岩气藏，以落实勘探开发“甜点”为目标，加强山前带地震技术攻关，强化地震资料精细处理、目标处理和连片处理，继续提升完善海相碳酸盐岩储层预测技术和目标评价技术；开展气藏综合评价及开发技术政策研究，优选开发建产区，提出效益开发技术政策；针对川西人口密集区天然气净化建站模式、脱硫工艺、湿气集输工艺等需要开展攻关研究，形成川西人口密集地区天然气集输及脱硫净化技术，实现川西海相含硫气藏安全、环保、高效开发。

3）针对川西陆相致密砂岩气藏，一方面持续深化已开发气藏精细描述研究，加强水平井开采特征和开采规律分析，推广应用提高单井产能的工艺技术，继续完善水平井排水采气工艺，持续提升已开发气藏采收率；另一方面加强未动用储量评价研究，开展薄储层及裂缝性储层高产稳产“甜点”预测技术、高含水饱和度气藏有效开发技术、深层超高压超致密储层有效改造技术攻关，不断扩大可动用储量规模。

4）针对川南深层页岩气领域，继续深化页岩气勘探目标评价技术、页岩气藏“甜点”预测技术、经济有效评价建产技术、深层页岩气钻完井技术及储层改造技术，实现川南深层页岩气高效、低成本有效开发。

5）针对川东北海相含硫气田开发，做好4个方面的工作：①继续深化气藏地质认识，落实气藏可动用储量与气水关系；②开展气藏动态描述，分析开发特征，明确影响产能主控因素，提出相应技术对策；③加强含硫气井采气工艺研究，合理调整气井产能，确保气田稳产；④积极践行绿色低碳战略，加大节能环保技术的研发和推广，建设绿色气田，实现气田生产安全环保、绿色低碳，造福地方青山绿水。

5 结束语

“十二五”期间，西南油气分公司大力实施资源战略，创新地质认识，转变勘探思路，持续攻关勘探开发关键技术，取得了一系列重大的天然气勘探开发成果和突破，实现了天然气储产量的大幅增产，形成了3个千亿立方米级规模天然气商业储量区。“十三五”面临勘探对象更趋复杂、开发难度大、安全环保要求高等诸多挑战，勘探开发难度日益增大。全面实施创新引导和资源发展战略，通过理论、技术和管理的创新，西南油气分公司能够实现油气勘探战略突破和储产量的持续高速增长，全力助推“双百亿气田”目标的实现。

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Theoretical innovation and technical progress will usher in a production period of gas fields with an annual capacity of ten billion cubic meters

Gan Zhenwei
(Sinopec Southwest Oil & Gas Company, Chengdu, Sichuan 610041, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 12, pp.1-9, 12/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Challenged by the increasing complexity of targets and the tense situation of turning losses into profits during the 12thFive-Year Plan, Sinopec Southwest Oil & Gas Company has improved theories of gas exploration in continental clastic and marine carbonate rocks, adhering to scientific and technological innovation, formed development technologies aimed at reef, channel sandstone, and tight sandstone reservoirs, and developed a series of new engineering technologies, including intelligent sliding sleeve fracturing technology, integrated technology of injection, spacing, and fracturing, impulse-stage fracturing technology, and drilling, completion, and production technologies for ultra-deep horizontal wells with high sulfur contents. With the above innovated theories and improved technologies, great discoveries have been made of gas pools in the continental clastic rocks and marine carbonate rocks in West Sichuan Basin, marine shale in South Sichuan Basin, and marine carbonate rocks in Yuanba of NE Sichuan Basin: Three scale commercial reserves zones were discovered with 100 billion cubic meters of gas; two were proved; and three medium- and large-sized gas fields were built with reserves and production both reaching a new record in history. During the 13thFive-Year Plan, Sinopec Southwest Oil & Gas Company will focus on the exploration and development of deep marine carbonate reservoirs, commercial development of deep shale gas, safe development of gas fields with high sulfur, and enhancement of recovery in mature gas fields. By the end of the 13thFive-Year Plan, it is expected that the annual gas production of (10-12)×109m3will be achieved.

Sichuan Basin; Sinopec Southwest Oil & Gas Company; Natural gas; Exploration; Development; 12thFive-Year Plan; 13thFive-Year Plan; Commercial reserves zone; Annual gas production

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.12.001

2016-11-18 编 辑 韩晓渝）

国家科技重大专项“四川盆地碎屑岩层系油气富集规律与勘探评价”（编号：2016ZX05002-004）、“川西凹陷斜坡带复杂致密砂岩气藏开发关键技术”（ 编号：2016ZX05048-004）、“超深层复杂生物礁底水气藏高效开发技术”（ 编号：2016ZX05017-005）。

甘振维，1965年生，教授级高级工程师，博士，本刊第八届编委会委员，现任中国石化西南油气分公司总经理；主要从事石油工程研究及油气田管理工作。地址：（610041）四川省成都市高新区（南区）吉泰路688号。ORCID: 0000-0001-5240-5577。E-mail: ganzhenwei.xnyq@sinopec.com