2026年1月9日，四川长宁天然气开发有限责任公司（以下简称“长宁公司”）宣布其页岩气累计产量突破400亿立方米。这一数字不仅是中国页岩气开发史上的重要里程碑，更折射出页岩气产业从粗放扩张向精细化、智能化运营的战略转型。作为川南页岩气开发的标杆，长宁气田被纳入中国石油九大“压舱石”稳产工程中唯一的页岩气田，其技术路径与管理模式的创新，为行业应对老井递减、资源劣质化等共性难题提供了实践样本。

01 开发模式转型：从“万人会战”到“AI精准诊疗”

长宁页岩气田的开发历程是中国页岩气产业发展的缩影。7年内实现年产量从800万方到56.13亿方的跨越。然而，随着资源品质下降和老井自然递减率攀升，开发重点逐渐转向“精耕细作”。长宁公司创新构建“一井一策+‘包保制’+POC/AI预警”管理机制，通过大数据与人工智能预测产量波动，结合增压、泡排、柱塞、气举等复合排采工艺，对每口井实施个性化维护。这一模式使老井递减率从44.7%降至22.8%，大幅延长了气井生命周期。

技术落地的关键在于电驱气举等工艺的规模化应用。与传统柴油驱动相比，电驱气举降低了碳排放与运营成本，并通过实时数据反馈优化排采效率。此外，管网动态调配技术的引入，实现了气田内部资源的灵活调度。这种“AI+工艺”的融合，标志着页岩气开发从依赖人海战术转向技术驱动的精细化运营。

02 钻井技术突破：从“日进尺英里”到“13天完钻”

钻井效率是页岩气降本增效的核心环节。长宁区块通过地质工程一体化技术，将储层钻遇率提升至96%以上，并依托超长水平井钻井技术，将水平段长度推进至3000米以上。2024年，宁209H73-6井以日进尺1619米的成绩，实现中国页岩气水平井钻井“日进英里”的突破，全井钻井周期仅13.1天，创下行业纪录。

这一突破源于“极限控投”技术革命。长宁公司通过优化钻头选型、井轨迹控制和实时监测系统，减少井漏等故障复杂率，使主体区平均钻井周期缩短至57.2天，较传统模式下降40%。值得注意的是，钻井效率提升并非孤立成果，而是与“日费制”管理模式紧密关联。该模式由甲方主导钻井作业，通过精准激励条款约束施工方，避免工期拖延和资源浪费，目前已累计完成159口井的钻井任务。

03 管理机制创新：“日费制”与平台产量标杆的协同效应

面对资源禀赋下降带来的成本压力，长宁公司2018年率先推行“日费制+精准激励”管理模式，由甲方直接管理钻机、物资和施工节奏，打破传统“大包干”的弊端。以宁209H68平台为例，“日费制”试验后钻井故障率显著降低，单井成本得到有效控制。

管理优化进一步释放了产量潜力。2022年以来，长宁公司通过地质气藏再认识，一年内连续打造出测试产量达200万方、300万方、400万方的标杆平台，刷新西南油气田页岩气平台产量纪录。这种“管理+技术”的双轮驱动，体现了页岩气开发从速度优先向提质增效的转变。

04 绿色智能化转型：水基钻井液与数字化气田建设

长宁公司的转型不仅聚焦于产量，更注重可持续发展。其宁201井区成为国内页岩气行业首批国家级绿色矿山，核心突破在于“水基替代油基”钻井液技术的规模化应用。该技术在长宁H35平台成功落地，使单井相关成本降低30%，并从源头削减了油基钻井液的环境风险，解决了页岩气开发长期面临的环保痛点。

智能化建设同样深入推进。长宁公司构建“云、网、端”数字基础设施，集成生产自动化、办公数字化和管理智能化系统，实现气田全流程监控。例如，通过数字化平台实时优化柱塞排采节奏，提升采收率的同时降低能耗。绿色与智能的融合，不仅符合“双碳”目标要求，也通过技术降本增强了项目经济性。

长宁页岩气田400亿立方米的累计产量，是中国页岩气产业十年探索的阶段性成果。然而，行业仍面临深层资源开采难度大、成本管控压力等挑战。未来，长宁模式或需进一步探索低压气藏经济开发、智能化预警精度提升等方向。纵观全局，长宁的实践不仅为川渝“气大庆”建设注入动能，也为全球页岩气开发提供了中国方案。