中國能源網訊    中國能源網從中石油集團總公司了解到，以2010年打水平井80口、建產能10億立方米的工作部署為標志，長慶油田在蘇里格氣田集成多項技術、實施有效開發的舉措取得了顯著成效。2月4日，蘇里格氣田日產氣量達到3000多萬立方米。長慶油田采氣三廠技術負責人表示，沒有對多項成熟技術集成和成功利用，就沒有蘇里格大氣田的今天。

據介紹，蘇里格氣田屬于世界罕見的低滲、低壓、低豐度的“三低”整裝氣田。2000年8月26日，以蘇6井噴出無阻流量120萬立方米的強大氣流為標志，蘇里格氣田橫空出世。到2003年，氣田累計探明天然氣儲量5336億立方米，成為我國陸上探明儲量最大的整裝氣田。但是，蘇里格氣田從發現的第一天起，嚴酷的現實就擺在開發者面前：一方面，由于氣田有效儲層埋深達3500米，平均單井綜合投資1300多萬元；另一方面，由于氣田儲層呈現嚴重的非均質性特征，先導試驗區建產頭5年，28口氣井總共才生產了3億立方米的天然氣，高投入、低產出現象使蘇里格氣田開發根本無效益可談。

為此，長慶油田結合集團公司在蘇里格實施的“5+1”合作模式，把技術集成創新作為降低蘇里格氣田開發成本的重要一環，專門把采氣三廠負責開發的蘇14井區，作為新技術培植的“試驗園”，大面積進行新技術試驗開發。在短短的兩年多時間里，采氣三廠緊緊抓住得天獨厚的地域優勢，博采眾長，吸引油田內外科研院所參加技術試驗，并收集整理油田內外的60多項常規性氣田開采工藝技術，在現場進行雜交、歸納、篩選、整理、改進、集成、優化，廣集先進技術之精華，最終形成了適應蘇里格氣田的井位優選、快速鉆井、分壓合采、井下節流等12項配套開發技術和6項關鍵技術。按照“技術共享”的前期約定，長慶油田公司又將所有新技術反哺給各合作方，從而使集成技術在整個蘇里格地區連環出擊、遍地開花。

集成技術的廣泛利用，成為蘇里格氣田實現“低成本、高產量”開發的回天之術。地質選井技術使目前新鉆井的Ⅰ類井+Ⅱ類井比例達到80%以上，個別區域達到了90%，較2005年提高了20多個百分點。“不注醇、不加熱、不保溫”的井下節流技術，減少了地面集氣管網投資，單井地面投資降低了50%。材料優化選用后，各種用材價格全面降低，僅油管和套管實行國產化后，平均單井就可節約投資200多萬元。在水平井攻關試驗中，2009年開鉆17口，完鉆10口，鉆井周期縮短至50天左右，投產的6口井日產量均大于5萬立方米，達到鄰井的3至5倍以上，其中蘇平36-6-23井試氣獲得無阻流量101.5萬立方米/日。

隨著蘇東、蘇南區域的規模開發，蘇里格地區目前已形成了從南到北、從東到西的大面積開發之勢。一個曾讓“三低”捆住手腳的世界級大氣田，如今已被長慶油田“雜交”形成的集成技術徹底解放。

編后

對于蘇里格這個世界罕見的低滲、低壓、低豐度的“三低”氣田，長慶油田集成油田內外眾多先進技術進行攻關，使蘇里格掙脫了束縛，成為目前日產3000多萬立方米的大氣田。

不論是開發地質情況復雜的接替油氣田，還是對老油氣田進行二次開發，都需要一系列先進技術做支撐。對于油氣開發企業來說，在針對實際進行自主創新的同時，廣集先進技術之精華，經過改進、集成、優化，最終形成適應自身需要的技術系列，不失為一條攻克勘探開發難題的有效途徑。