苏里格气田：技术集成打破“三低”魔咒

中国能源网讯    中国能源网从中石油集团总公司了解到，以2010年打水平井80口、建产能10亿立方米的工作部署为标志，长庆油田在苏里格气田集成多项技术、实施有效开发的举措取得了显著成效。2月4日，苏里格气田日产气量达到3000多万立方米。长庆油田采气三厂技术负责人表示，没有对多项成熟技术集成和成功利用，就没有苏里格大气田的今天。

据介绍，苏里格气田属于世界罕见的低渗、低压、低丰度的“三低”整装气田。2000年8月26日，以苏6井喷出无阻流量120万立方米的强大气流为标志，苏里格气田横空出世。到2003年，气田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。但是，苏里格气田从发现的第一天起，严酷的现实就摆在开发者面前：一方面，由于气田有效储层埋深达3500米，平均单井综合投资1300多万元；另一方面，由于气田储层呈现严重的非均质性特征，先导试验区建产头5年，28口气井总共才生产了3亿立方米的天然气，高投入、低产出现象使苏里格气田开发根本无效益可谈。

为此，长庆油田结合集团公司在苏里格实施的“5+1”合作模式，把技术集成创新作为降低苏里格气田开发成本的重要一环，专门把采气三厂负责开发的苏14井区，作为新技术培植的“试验园”，大面积进行新技术试验开发。在短短的两年多时间里，采气三厂紧紧抓住得天独厚的地域优势，博采众长，吸引油田内外科研院所参加技术试验，并收集整理油田内外的60多项常规性气田开采工艺技术，在现场进行杂交、归纳、筛选、整理、改进、集成、优化，广集先进技术之精华，最终形成了适应苏里格气田的井位优选、快速钻井、分压合采、井下节流等12项配套开发技术和6项关键技术。按照“技术共享”的前期约定，长庆油田公司又将所有新技术反哺给各合作方，从而使集成技术在整个苏里格地区连环出击、遍地开花。

集成技术的广泛利用，成为苏里格气田实现“低成本、高产量”开发的回天之术。地质选井技术使目前新钻井的Ⅰ类井+Ⅱ类井比例达到80%以上，个别区域达到了90%，较2005年提高了20多个百分点。“不注醇、不加热、不保温”的井下节流技术，减少了地面集气管网投资，单井地面投资降低了50%。材料优化选用后，各种用材价格全面降低，仅油管和套管实行国产化后，平均单井就可节约投资200多万元。在水平井攻关试验中，2009年开钻17口，完钻10口，钻井周期缩短至50天左右，投产的6口井日产量均大于5万立方米，达到邻井的3至5倍以上，其中苏平36-6-23井试气获得无阻流量101.5万立方米/日。

随着苏东、苏南区域的规模开发，苏里格地区目前已形成了从南到北、从东到西的大面积开发之势。一个曾让“三低”捆住手脚的世界级大气田，如今已被长庆油田“杂交”形成的集成技术彻底解放。

编后

对于苏里格这个世界罕见的低渗、低压、低丰度的“三低”气田，长庆油田集成油田内外众多先进技术进行攻关，使苏里格挣脱了束缚，成为目前日产3000多万立方米的大气田。

不论是开发地质情况复杂的接替油气田，还是对老油气田进行二次开发，都需要一系列先进技术做支撑。对于油气开发企业来说，在针对实际进行自主创新的同时，广集先进技术之精华，经过改进、集成、优化，最终形成适应自身需要的技术系列，不失为一条攻克勘探开发难题的有效途径。