钻塔耸立在苏里格各个区块

技术人员和施工人员严格按照要求，关注施工的每一处细节

　　举世瞩目的苏里格气田终于展放出炫目的光彩。随着一批开发井的近期投产和第二天然气处理厂的建成投产，苏里格气田已经具备了80亿立方米天然气的年生产能力，苏里格气田进入了高速发展的新时期。

　　从2000年8月诞生到今天，8年时间过去了。从最初的横空出世，到是否具有开发价值的争论；从5年漫长探索攻关，到开发技术取得重大突破；从实现规模有效开发，到建设现代化大气田，苏里格走过了一个技术集成创新的发展过程。正是技术集成创新，解决了苏里格气田开发过程中各种各样的难题，将许多原来认为的“不可能”变成了现实。

　　技术集成创新是基础

　　根据苏里格气田地质上的强非均质性特征以及开发生产的复杂性，要实现规模效益开发必须开展进攻性技术攻关，进行技术集成创新，尤其是关键技术的突破。

　　2003年4月根据苏里格气田早期评价暴露出的问题，中国石油在廊坊进行技术交流，形成了一支以长庆油田分公司为主，由中国石油勘探开发研究总院、廊坊分院、鄂尔多斯分院、石油大学、法国道达尔公司等多家单位参加的集地质与气藏工程、钻采工艺与地面工程等专业为一体的国内国际联合的开放性技术团队，全面开展技术攻关，并确定了用三年时间形成开发苏里格气田主体开发技术的目标。

　　技术集成是对现有技术进行分析、筛选、集成、改进、优化的过程，使其适用于苏里格气田的客观实际。在这一过程中，创造性的实施标准化建设，提升了苏里格气田快速度发展、大规模建设的要求；以数字无线传输和井口远程控制技术为主的智能化生产管理控制系统，为降低苏里格气田大规模开发成本和实施智能化管理奠定了基础；从钻井、录井、测井、井下作业到地面建设，实行全方位市场化运作，在加快开发建设速度的同时，有效地控制了成本。

　　强调开发配套技术的集成创新，包括储层预测技术、井下节流与快速钻井为主的工艺技术、低压集气与井口简化的地面系统简化技术。长庆油田分公司组织了十项重大实验与技术攻关项目，将多项技术联合应用于生产实际，通过不断吸收、探索和总结，最终形成了适用于该类气田的十二项开发配套技术。

　　在苏里格气田的开发中，各方还努力寻求对关键技术的突破，下大力气抓关键技术以及关键问题的关键环节。通过提高Ⅰ＋Ⅱ类井比例、降低单井成本，和集中人力、物力对井位优选、井下节流、快速钻井和地面简化等关键技术进行攻关，突破了提高单井产量和降低开发成本这两个苏里格开发的关键性难题。

　　在气田得到规模开发以后，今后长庆油田分公司将继续开展技术攻关，重点是：以提高单井产量为目的的水平井试验、储层改造试验；以提高采收率为主要目的的变井距、变排距井网密度试验；以提高气田开发效益、保护生态环境为目的的丛式井、小井眼井等特殊工艺井试验和钻井废弃液无害化处理与生态保护技术措施研究。

　　总之，技术集成创新不仅为建设苏里格现代化大气田提供了强有力的技术保障，同时也为同类气田的开发积累了宝贵的经验。

　　打破常规开辟新天地

　　2000年8月，这个气田的发现井—苏6井，在实施压裂后，强大的地层压力驱动着天然气喷薄而出，日产量高达120万立方米。然而此后，苏6井的压力迅速下降，5年后的2005年9月，这口井的日产量已经降到0.57万立方米，累计产气量也只有1866万立方米。这就是苏里格的现实。开发这样一个复杂的气田，首先在思路上就得打破常规。

　　经过多年的攻关试验，油田公司结合苏里格气田低渗、低压、低丰度、低产的现实，不断调整目标，树立了“坚定信心，面对现实，依靠科技，创新机制，走低成本开发路子”的思想认识。在促进合作开发的同时，油田公司开辟了苏14重大开发试验区，围绕“Ⅰ类井+Ⅱ类井比例达到80%、单井综合成本降低到800万元以内”两大目标，在前期技术攻关的基础，开展了一系列先导性试验。探索形成了“技术集成化、材料国产化、设备撬装化、服务市场化”的低成本开发途径。

　　打破常规，从实际出发，正是靠着这种实事求是的精神，不断取得新的认识，在苏里格集成创新了12项开发配套工艺技术，使苏里格气田开发技术取得突破性进展。

　　中低压集输就是打破天然气开发常规的典范，天然气开发因其高压和安全性要求，均采用高压系统集输。苏里格气田初期压力高，但单井控制储量少，压力下降快，产量递减快。这一现实使前期的高压要求井口装置必须加大投资，但后期的低产、低压又形成装置剩余。同时，采用价格昂贵的进口高压集输系统，势必带来成本的增加，而采用低压集输系统，则又难以确保生产初期高压情况下的安全生产。

　　在低成本开发这一主体思想下，长庆人先后攻克了一道道用常规思路无法逾越的障碍。中低压集输节省了加热炉、注醇等诸多设备，价格昂贵的进口管材被废旧油管所取代，国产的中低压集输材料得以广泛应用。国产的每米套管就比进口的高压套管节约400元，每口气井就可以节约成本近160万元，加上油管国产化单井可降低成本40多万元，每口井的成本降低了200万元。不加热、不注醇、中低压集输技术在苏里格气田投入工业化应用，单井地面投资比原来下降了一半，由原来的220万元降至110万元。在苏里格气田建设中，国产化率达95%以上，其中，油套国产化单井节省投资200万元。

　　集成创新催生大发展

　　当初，在苏里格建设现代化的大气田，被认为是最不可能实现的。这样一个单井日产量只有1万余立方米的气田，要建设标准化和管理数字化，都需要增加成本，这与低成本开发的要求便产生了矛盾。但问题的另一个方面是，苏里格气田单井产量低，为了提高气田的采收率，必然要加密井网。苏里格气田最终的建井数量将超过1万口，这么多的气井，都要采气工去管理，至少需要数千人，加上集气站管理、处理厂运营和各项目部管理层，整个气田开发队伍将达近万人，庞大的管理费用最终使气田开发将无效益可言。面对矛盾，苏里格气田的开发者没有被“不可能”所约束，提出了“远程数据传输”的构想，用一套价格低廉的装置把气井的流量、压力、温度等井场重要数据传输到集气站，再由集气站通过光缆传到指挥中心。这一想法的提出，吸引了国内顶尖电子技术公司参与竞争，把各自的样机拿到苏里格气田免费试用并获得成功。远程控制开关井的思路创新，经过攻关试验也实现了目标，为苏里格气田低成本大规模开发提供了新的思路。

　　在苏里格气田开发评价阶段，为了提高Ⅰ类井+Ⅱ类井比例，技术人员使用了三维多波、二维多波等先进的地震技术，均未收到满意的效果。2006年，长庆油田勘探开发研究院提出了用二维地震技术解决井位优选问题时，许多人认为可笑，是技术倒退。但经过不懈努力，用高精度全数字二维地震技术在苏14区块进行井位优选，Ⅰ类井+Ⅱ类井比例由62%一下子提高到了80%以上，又一个“不可能”变成了实现，也成就了一个集成技术创新的典范。

　　技术集成创新的力量是强大的，分压合采技术、井下节流技术、地面优化技术等一系列技术集成创新，让苏里格气田迎来快速发展的春天：按照中国石油已确立的规划，到2010年，苏里格气田年产天然气将达到100亿立方米；2012年将具备200亿立方米的年产能力。苏里格气田在技术集成创新的引领下，必将创造出辉煌灿烂的现实和无限美好明天的。