作为中国天然气增储上产的重要接替领域，深层页岩气的开发难度一直被视为行业级的“硬骨头”。近期，位于川渝地区的页岩气勘探一线传出最新技术进展，一项关于深层页岩气水平井旋导“一趟钻”的进尺纪录被刷新。这一数据的更新，不仅意味着单一钻井工程指标的突破，更折射出中国在复杂地质条件下能源开采工艺的迭代升级。

01 极限深度的工艺跨越：打破“进尺”天花板

11月28日，相关数据显示，部署在渝西大安区块的一口重点评价井——大安1H28-4井顺利完钻。该井的各项工程参数引发了行业关注：完钻井深高达6915米，其中在关键的作业环节中，创下了旋导单趟钻进尺3190米、水平段2575米的成绩。

这一数据在工程层面具有重要意义。深层页岩气通常指埋深超过3500米的页岩气藏，相较于中浅层，其地质环境呈现出显著的“三高”特征：高温、高压、高地应力。在接近7000米的地下深处，钻探工具不仅要承受极端的物理环境，还需要在保持井眼轨迹精准度的同时，尽可能延长钻头的单次工作寿命。

此次“一趟钻”技术的成功应用，打破了以往在深层页岩气作业中频繁起下钻更换钻头的传统困境。在过去的作业模式中，由于地层研磨性强，钻头磨损快，往往需要多次起钻，这不仅大幅增加了非生产时间，也推高了钻井成本。3190米的单趟进尺纪录，证实了国产化钻探装备与旋导系统在极端工况下的稳定性，标志着深层水平井的钻井效率正在向“一井一趟”的极限目标迈进。

02 系统工程的胜利：从“单兵突击”到“体系协同”

深层页岩气的开发从来不是单一技术的比拼，而是对工程管理体系的综合考验。大安区块此次纪录的诞生，除了依赖硬件设备的进步，更得益于甲乙方协同模式的重构。

在传统的钻探项目中，地质工程的不确定性常导致作业方（乙方）与管理方（甲方）在风险应对上存在滞后。而在该井的作业过程中，项目团队构建了一套以提速为核心的协同攻坚体系。这种模式将“设计、技术、工具”与“组织、管理、激励”进行了深度捆绑。

具体而言，为了应对深层页岩气钻井中极易发生的卡钻和井漏风险，作业团队并未沿用传统的“事后补救”逻辑，而是建立了一套前置的风险预警体系。通过远程智能监控系统与现场执行端的无缝连接，技术人员实现了对井下工况的实时“把脉”。“日分析、周小结、月总结”的机制不再是流于形式的汇报，而是成为了动态调整钻井参数的决策依据。这种从被动应对风险转向主动管理风险的转变，是保障超长水平段安全钻进的关键软实力。

03 能源安全的战略拼图：深层页岩气的规模化前景

透过大安1H28-4井的单点突破，可以观察到中国天然气产业布局的战略纵深。川渝地区作为中国天然气生产的“增长极”，其浅层页岩气开发已相对成熟，未来的增量主要取决于深层及超深层领域的解锁。

大安区块地质条件复杂，曾被视为勘探开发的难点区域。此次新纪录的诞生，验证了该区域深层页岩气工程技术的可行性，为后续的规模化、效益化开发积累了关键的地质数据和工程经验。在当前油气行业极力追求“降本增效”的大环境下，钻井速度的提升直接等同于单井成本的下降。

如果这一技术路径能够在整个大安区块乃至川渝深层页岩气田得到复制推广，将大幅缩短建产周期，推动我国深层页岩气从“技术探索”阶段加速迈向“产能释放”阶段。这对于提升我国天然气自给能力、保障国家能源安全，具有不可忽视的长远意义。

从数千米地下的岩石中“榨”出天然气，是一场技术与自然的博弈。大安区块刷新的钻井纪录，客观上反映了中国在深部能源勘探领域的硬核实力正在稳步提升。随着旋导“一趟钻”等关键技术的成熟与普及，中国深层页岩气的开发版图有望进一步拓展，为能源结构的绿色低碳转型提供更坚实的底气。