截至12月1日，川庆钻探威远页岩气今年产气18.5亿立方米，比去年全年多产气10亿立方米；平均单井初期日产量25万立方米以上。
川庆钻探如何把“本性”低产的页岩气井，变成了口口高产的“香饽饽”？
在中国石油集团页岩气风险作业创新实践下，川庆钻探经过5年探索和攻坚，找到了“勘探开发一体化、地质工程一体化、技术经济一体化”紧密融合的中国页岩气井高产解决方案。三轮井的水平段长、钻遇率、测试产量、首年日产和最终可采储量等指标，一轮比一轮好。水平段长从1500米提高到1739米，主力储层钻遇率由68.8%提高到97.3%，井均测试日产量由14.3万立方米提高到29.1万立方米，效果最好的一类井比例由11.4%提高到61.5%。
“页岩气想要高产必须找准‘甜点’。三个一体化核心是地质工程一体化，也是解决高产最大难题的关键。”川庆钻探二级技术专家李茂森说。正是地质工程一体化的方法，形成了威远“选好区、钻长段、打准层、压好井”的高产井培育模式。
通过地质工程一体化，川庆钻探发现了威202、威204井区之间存在沉积凹陷，优质页岩储层厚度较大，确立了有利区。2018年7月17日，威202H13平台开钻。2018年年底，4口井测试合计日产量超百万立方米，创威远页岩气田平台平均单井测试产量最高纪录，5、6井均创威远页岩气田单井测试产量最高纪录，取得开发效果的重大突破。截至目前，半支测试产量超过100万平方米的平台达到7个。
高产不等同于效益开发，这也是页岩气的非常规属性之一。川庆钻探页岩气项目经理部总经理张庆介绍，川庆钻探高度重视威远页岩气效益开发，建立项目管理技术经济一体化模式，内部收益率大幅提升。通过自建电网，川庆钻探节约投资4000万元以上。探索平台主体部署8口井，摊低钻前单井投资，与只部署4口井相比，单井投资降低近百万元。适度进行水平井分段，降低单段液量，单井压裂成本明显降低。及时替换10个平台21口井测试流程，节约投资上千万元。
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