8月27日，中国石油四川长宁—威远国家级页岩气示范区已投产47口井，日产页岩气达362万立方米，这是中国石油在新能源领域取得的重大成果。2007年3月至今，中国石油组织西南油气田、浙江油田、川庆钻探等开钻平台32个，开钻井138口，已创造了多项国内页岩气开发纪录。
多方合作共谋市场开发
2009年12月，四川省内江市威远县新场镇老场村1组，随着中国石油部署威201井的开钻，标志着中国第一口页岩气评价井的诞生。该井目前日产气量400立方米，工业气流源源不断输入管网。
早在2007年，中国石油就已展开页岩气探索，组织西南油气田、川庆钻探等在长宁—威远国家级页岩气示范区展开地质评价，选定优质开发区块，进行产能评价。在研究确定水平井为主要井型后，提出“连片式开发、集群化建井、批量化钻井、工厂化压裂、一体化管理”的开发思路，开放了施工作业与技术服务市场，引入国内外有实力的施工队伍和高水平技术服务，进行探索。
截至目前，中国石油在长宁—威远、昭通国家级页岩气示范区完钻井108口，投入试采井41口，累计生产页岩气5.6亿立方米，取得了页岩气勘探开发重要阶段成果，创造了国内多个第一。
在四川，中国石油与地方企业联合组建四川长宁天然气开发有限责任公司，开发长宁区块页岩气资源，充分发挥各方优势，降低风险，实现互利共赢。长宁天然气公司生产运行科科长杨辉，此前供职于宜宾市发改委价格改革科。他说：“加入长宁天然气公司后，我对中国石油的了解增多，理解了企业的不易，也更珍惜地方政府和企业的和谐发展。”
此外，中国石油还与国家开发投资公司、中国中化集团、重庆地质矿产研究院组建重庆页岩气勘探开发有限责任公司，共同推进忠县—丰都等区块的页岩气勘探开发、生产和销售。国际合作方面，与壳牌公司合作开发富顺—永川区块，与康菲石油等国际公司对一些页岩气区块开展联合研究，学习借鉴国际先进的管理和技术。
工厂化作业助力高效生产
北美“页岩气革命”实现了勘探开发环节的突破，工厂化作业大大压低了开采成本，让页岩气具备了商业开发价值。四川盆地经历了多期构造运动，地下地质条件远比北美更加复杂。
经过近几年的探索，中国石油已初步掌握了地质选区评价方法、页岩气水平井钻井、页岩气大型体积压裂改造、压裂微地震监测等页岩气勘探开发关键技术，实现了主要工艺、工具、压裂液体系的国产化，开展了“工厂化”作业试验、提高了作业效率，降低了成本。其中，“工厂化”作业为气田开发自动化、信息化、智能化奠定基础。
在长宁—威远国家级示范区，川庆钻探和长城钻探在这两个区块的生产中，运用拉链式压裂，充分彰显“工厂化”作业模式的“革命性”。在长宁H2平台，国内首次同步拉链式压裂获得成功，不仅大大提升施工效率，而且减少了搬迁时间，降低了动迁成本。
“针对页岩气不含硫化氢气体的特点，长宁H6平台可以边压裂边排采，整个过程节省20天工期，以前每口井放空的气体约900万立方米，现在可以实现零放空。”长宁公司生产运行部主任工程师代云介绍。
四川珙县上罗镇黄腊村是国内第一个页岩气“一场双机”实战地，在长宁H6平台两部50型机械钻机可以同场施工。与已完成的长宁区块水平井井组平台相比，长宁H6平台钻井周期缩短至少一半，效率提高一倍，这一模式为页岩气勘探开发规模化提供了强力支撑。
8月13日，在长宁H5钻井平台，记者见到了川庆钻探50716队的指导员杨蓬。谈到“工厂化”作业时，他说：“现在6口井共用的井场面积只比原来一个井场的面积大1/3，进出井场只用铺设一条道路，节省不少用地。”
“节约搬迁费用的同时，也节约了大量的钻前安装和钻后拆卸时间，平均一口井少用7天。”平台经理刘瑜说，他同时是施工中的50709队的负责人，这个井场也采用了“一场双机”生产模式。“两支队伍共同施工，互相交流也互相竞争，边钻探边总结。”川庆钻探不断创造区块最短完钻周期纪录，宁201井区最短钻井周期仅33.7天。
川渝地区是我国页岩气勘探开发的发源地，从国内第一口页岩气直井——威201井，到第一口页岩气水平井——威201-H1井成功压裂获气，再到钻获国内第一口页岩气高产井——宁201-H1水平井，水平井钻井和分段体积压裂等关键技术实现国产化，中国石油前进的脚步不曾停止。
清洁的方式开发清洁的能源
在页岩气开发早期，高成本和对环境的影响是制约全球页岩气大规模开发的两大因素。随着技术日臻成熟，目前开采页岩气的成本已大体降至常规天然气的开采成本水平，使得全球大规模开采有了现实可能。而人们对环保认知的日益深入和相关法律体系的日趋完善，“用清洁的方式开发清洁的能源”已成为业界共识。
中国石油在页岩气开发中牢固树立安全开发、清洁开发的理念，以对历史高度负责的态度，打造绿色精品工程：不断建立健全完善质量、健康、安全、环境管理体系，对安全生产和清洁生产实施严格、有效监管;采用丛式井部署，节约耕地;推广随钻处理技术，保证废弃物不落地;强化钻井油基泥浆回收利用及岩屑处理，实现废物减量化;加大压裂返排液回收重复利用力度，减少水资源消耗。
页岩气体积压裂中的供水系统是一项浩大工程。一般的压裂平均有20段，一口井需要3万至4万立方米水，一个平台需要约24万立方米水。为保证长宁—威远地区的页岩气压裂用水，西南油气田公司修建了水利工程，每小时400立方米液量，供水距离2.5公里。
通常，压裂返排液废水直接排放会污染环境，处理费却居高不下。但新的供水系统实现了压裂返排液的重复利用，同时在平台建有蓄水池，确保钻屑不落地，并回收返排液，在后续平台继续使用。在长宁H5钻井平台，记者看到泥浆进入印有“回收返排液”字样的装置，井场地面干净平整。
2014年至今，长宁区块利用返排液7万立方米，返排率达40%;使用管道运输节省土地，代替车辆搬迁，在以前一次搬迁需要200多台车。
“目前，我们在开展水基泥浆的研究和推广。相较于常规的油基泥浆，水基泥浆更环保。”西南油气田公司蜀南气矿资源评价室主任王琳说，“油基泥浆芳香烃浓度比较大，适合做钻井液，但是环保性相对较差，所以我们也开始探索水基泥浆技术。”
“页岩气革命”的种子漂洋过海来到中国，在巴山蜀水由中国石油浇灌，逐渐绽放。多方参与的市场化运作、先进的工厂化规模开发、长远的眼光呵护环境，让我国页岩气的开发步履稳健。
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