勘探与钻采工程
长庆苏里格气田日产量突破1000万立方米透析
2007/12/21
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来源：中国石油石化工程信息网
[中国石油报2007年12月19日] 备受瞩目的长庆苏里格气田终于绽放出绚丽的光彩。记者日前从苏里格气田合作开发联合管理委员会获悉，这个气田日产天然气已突破1000万立方米，12月18日达到1038万立方米，具备了37亿立方米的年生产能力。随着一批开发井近期投产，苏里格气田年内将达到40亿立方米天然气的年生产能力，标志着我国探明储量最大的整装气田进入规模开发的新时期。
7年时间过去了，从2000年的横空出世，到是否具有开发价值的争论；从5年漫长探索攻关，到开发取得重大突破；从实现规模有效开发，到建设现代化大气田，“大器晚成”的苏里格气田，在带给人们源源不断“福气”和感动的同时，也给了人们无尽的启示。
解放思想开创新局面
2000年8月26日，长庆油田天然气重点探井——苏6井，喷出无阻流量达120万立方米的强大气流，苏里格气田横空出世。到2001年，累计探明天然气储量5336亿立方米，成为我国陆上探明储量最大的整装气田。
然而，苏里格气田也是全球开发难度最大的气田：有效储层埋深达3500米，平均单井综合钻井成本高达1200万元。同时，由于储层呈现低渗、低压、低丰度、低产和非均质性特征，单井日产气不到1万立方米，投资高与产量低的矛盾十分突出。苏里格气田距北京直线距离只有约800公里，是陕京一、二线的气源地，距西气东输靖边增压站直线距离只有50公里，在覆盖大半个中国的天然气管网中发挥着应急气田和调峰气田的作用，其所承载的社会责任和政治责任非同一般。按常规开发，苏里格气田必然是亏损的。中国石油要么放弃经济利益，要么放弃政治责任和社会责任，三者很难形成统一。
解放思想唤醒了苏里格气田。2005年底，中国石油作出了“引入市场竞争机制，加快苏里格气田开发步伐”的部署。在苏里格诞生了一个国内、国际合作开发天然气的新体制，就是按照市场配置资源的方式，集中优势力量规模开发苏里格气田。此后，长庆石油勘探局、辽河石油勘探局、四川石油管理局、大港油田集团公司、华北石油管理局参与到气田开发建设中，与长庆油田采气三厂一起，拉开了我国最大天然气田规模开发的序幕。长庆油田除在苏14区开展重大技术试验和评价外，还负责集气干线和天然气处理厂等骨架工程的建设。至此，由于体制的变革创新，一场新时期的石油会战在苏里格气田展开。
苏里格气田经济有效开发，关键是要突破两个关口，一是技术，二是成本。合作开发从体制上为解决这两个问题创造了条件，使各方的整体优势得到充分发挥。市场竞争机制的引入为参建企业提供了一个参与竞争的平台，为技术创新提供强大动力，一系列制约苏里格气田有效开发的技术瓶颈迎刃而解。
机制创新拓展大场面
解放思想，新体制的形成，为机制创新创造了条件。“六统一，三共享”的运行机制应运而生，统一规划部署、统一组织机构、统一技术政策、统一外部协调、统一生产调度、统一后勤保障，将各合作方形成一个整体，而资源共享、技术共享、信息共享，则使这个机体充满活力。
“Ⅰ+Ⅱ类井比例”是苏里格气田特有的概念，是指最终累计采出量能够达2000万立方米以上井在总开发井中的比例。2002年这一比例是35%，而2003年到2005年，这一比例也只有62%。Ⅰ+Ⅱ类井比例达到80%以上、单井综合建井成本控制在800万元以内，是实现苏里格气田能否有效开发的分界线。长庆油田确定了低成本开发的思路，通过机制创新调动各方的能动性，实现整体开发、规模开发和高效开发。
要提高Ⅰ+Ⅱ类井比例，井位优选技术是关键。长庆油田公司充分发挥对苏里格气田地质认识和开发技术的优势，在应用高精度二维地震技术进行井位优选方面取得重大突破，Ⅰ+Ⅱ类井比例大幅度提高，随后在各合作方迅速推广。2006年，合作开发所钻的294口井的Ⅰ+Ⅱ类井比例达到75%，2007年完钻新井的Ⅰ+Ⅱ类井比例则达到80%以上。
合作开发之前，苏里格气田平均钻井周期长达45天，单井综合建井成本平均高达1200多万元，是实现有效开发的最大障碍。合作开发后，各合作方充分发挥工程技术优势，形成了以PDC快速钻井技术为代表的快速建井技术系列，钻井周期降至15天，钻井成本大幅度降低。
“服务市场化”是机制创新的又一亮点。通过以市场配置资源的方式，实现效率和效益的最大化。“不加热、不注醇、中低压集气”的集气模式是简化地面流程、降低地面建设投资的关键技术，而井下节流器是实现这一模式的关键设备。多家企业竞相研制，都拿着自己生产的样品到苏里格气田免费试用，结果，效果最好、价格最低的企业留了下来。目前投产的690口气井中，95%投放了井下节流器，单井地面建设投资较原来降低了50%。
集成创新催生大发展
创新，将苏里格气田许多原来认为的“不可能”变成了现实。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1万余立方米的气田，要实现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产生矛盾。此外，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，数目巨大的管理费用将会使气田开发无效益可言。
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竞相参与，把各自的样机拿到苏里格气田免费试用并获得成功。
在苏里格气田开发评价阶段，为了提高Ⅰ+Ⅱ类井比例，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+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。
在解放思想中深化认识，在创新中寻求不竭的动力，苏里格气田正迎来快速发展的春天。
