沒有那么簡單，總有新的挑戰(zhàn)橫亙在長慶人面前。

2001年，長慶油田開始對蘇里格氣田進(jìn)行試采，看到的情景可以用“悲慘”來形容：壓力下降快、關(guān)井復(fù)壓后，恢復(fù)能力低。第二年秋天，新組建的采氣三廠迅速建成了蘇里格氣田1號和2號集氣站。2002年9月21日，兩座集氣站投產(chǎn)時，正是農(nóng)歷中秋節(jié)，蘇里格氣田第一批生產(chǎn)井也開始生產(chǎn)。當(dāng)天，采氣工打開了蘇6井的閥門。然后大家就在內(nèi)蒙古鄂爾多斯市烏審旗一個租來的院子里喝酒慶賀，甚至還請來了當(dāng)?shù)氐臑跆m牧騎(即小型文藝演出隊)。然而，在他們的歡聲笑語中，蘇6井的壓力卻在直線下降，與試采時的情景一模一樣。當(dāng)?shù)诙斓奶枏臇|方升起的時候，蘇6井開井時22兆帕的油壓已經(jīng)降至與4兆帕的系統(tǒng)壓力基本持平。也就是說，只經(jīng)過了不到24小時的生產(chǎn)，蘇6井的產(chǎn)量已經(jīng)差不多降為零。

與此同時，壞消息接二連三：除少數(shù)氣井外，大部分氣井產(chǎn)量急劇下降，有的甚至停產(chǎn)了。

直井不行，那就換水平井，結(jié)果兩口水平井中的蘇平1井完井后投產(chǎn)，產(chǎn)量極低。而蘇平2井完井試氣，干脆沒有形成工業(yè)氣流，成為一口所謂的“干井”。

為了有效識別儲層，二維地震不行就上三維的，然后再上多波地震，結(jié)果都是不行。也可能是壓裂技術(shù)不行，那就上大規(guī)模壓裂、二氧化碳壓裂，結(jié)果也是不行。不管什么方法，其結(jié)果都是：壓力下降快，產(chǎn)量低，關(guān)井后壓力恢復(fù)慢。一個殘酷的現(xiàn)實是，為開發(fā)蘇里格氣田而成立的長慶油田采氣三廠，直到2005年，年產(chǎn)量仍然只有區(qū)區(qū)三千多萬立方米，數(shù)十口氣井時開時停，近5年的累計產(chǎn)量只有3億立方米。

蘇里格氣田的開發(fā)難題是顯性的，此時長慶油田的石油開發(fā)同樣面臨著巨大的問題：隨著開發(fā)的深入，新投入開發(fā)的儲量的滲透率越來越低，開發(fā)難度越來越大，不過這一問題是隱性的。

解決這些問題，最有效的辦法是技術(shù)創(chuàng)新。蘇里格氣田建成每1口井的平均投資高達(dá)1200多萬元，而當(dāng)時計算的平均單井總采出量卻只有1600多萬立方米，在當(dāng)時的氣價下，即使在今天的氣價下，都是嚴(yán)重虧損的。高投入低產(chǎn)出的強(qiáng)烈反差，使蘇里格氣田成為當(dāng)時中國石油上下共同爭論的焦點(diǎn)。針對蘇里格氣田的特點(diǎn)，長慶油田采用集成創(chuàng)新的方法，形成了井位優(yōu)選、快速鉆井、儲層改造、叢式井水平井、井下節(jié)流等12項配套技術(shù)，突破了制約蘇里格氣田經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的技術(shù)瓶頸，氣田開發(fā)成本顯著降低，開發(fā)管理水平大幅提升。8年時間建成了生產(chǎn)240億立方米/年天然氣的規(guī)模能力，2013年，蘇里格氣田生產(chǎn)天然氣212.19億立方米。

如今的蘇里格氣田，一座座無人值守集氣站拔地而起，一個個叢式井組快速建成。整個氣田6000多口氣井、上百座集氣站、5個天然氣處理廠的數(shù)據(jù)采集、生產(chǎn)運(yùn)行、動態(tài)分析、安全預(yù)警，均被集中到數(shù)百公里之外的數(shù)字化生產(chǎn)指揮中心的電腦屏幕上。

現(xiàn)在，蘇里格氣田的開發(fā)技術(shù)持續(xù)提高，不動管柱水力噴射及裸眼封隔器多段壓裂技術(shù)實現(xiàn)了規(guī)模應(yīng)用，并研發(fā)了三種新型低傷害壓裂液體系；完成了水平井井位優(yōu)選等技術(shù)攻關(guān)，初步建立了水平井+直井聯(lián)合布井模式；研發(fā)了斜井段復(fù)合鹽防塌和水平段防塌潤滑鉆井液體系，鉆井速度顯著提高；研制了31/2″生產(chǎn)管柱卡瓦式和預(yù)置式節(jié)流器，以及新型水平井井下節(jié)流器。水平井的規(guī)模應(yīng)用，大幅度提高了致密氣整體開發(fā)效益。蘇里格氣田投產(chǎn)水平井324口，占該氣田總井?dāng)?shù)的6%，日產(chǎn)天然氣能力1580萬立方米，占整個氣田日產(chǎn)能力的30.3%，基本實現(xiàn)了氣田開發(fā)方式由“直井多井低產(chǎn)”向“水平井少井高產(chǎn)”的轉(zhuǎn)變?！笆濉币詠恚ㄟ^技術(shù)攻關(guān)，長慶油田創(chuàng)新突破了以多層多段壓裂技術(shù)為核心的致密氣開發(fā)系列技術(shù)，自主研發(fā)形成的水平井不動管柱水力噴砂分段壓裂技術(shù)、水平井速鉆橋塞分段壓裂等技術(shù)達(dá)到國際先進(jìn)水平，長慶油田成為國內(nèi)致密氣開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)的引領(lǐng)者。

在油田開發(fā)方面：直井3級以上多級壓裂方式已成為低滲透厚油層直井壓裂的主體技術(shù)；形成了加密調(diào)整提高采收率配套技術(shù)；堵水調(diào)剖技術(shù)實現(xiàn)了由單井向區(qū)塊轉(zhuǎn)變，試驗區(qū)整體調(diào)剖后遞減下降明顯。

通過國家示范工程的開展及水平井整體開發(fā)等示范技術(shù)的推廣應(yīng)用，推動了長慶天然氣產(chǎn)量的快速攀升，2013年達(dá)到346.8億立方米。精細(xì)注水、多級壓裂等示范技術(shù)的推廣應(yīng)用，推動了長慶原油產(chǎn)量的大幅度增長，隴東示范區(qū)2013年生產(chǎn)原油達(dá)到600萬噸左右。截至目前，長慶示范工程，獲國家軟件著作權(quán)4套，形成新產(chǎn)品、新裝置4項，新增產(chǎn)值32.21億元。

——國家863項目“油氣田監(jiān)測高性能微傳感器及數(shù)字化系統(tǒng)”技術(shù)成果全面應(yīng)用推廣。通過項目研究，完成了高溫高壓芯片的結(jié)構(gòu)優(yōu)化和制造工藝改進(jìn)，使綜合成品率提高到80%以上；完成了2萬個SOI壓力計芯片的設(shè)計制造；拓展了壓阻芯片加工能力，完成了300萬只/年壓力計芯片產(chǎn)能指標(biāo)。研發(fā)了油氣田監(jiān)測智能壓力傳感器，在油氣田示范實驗區(qū)推廣應(yīng)用395只。研制的井下高溫高壓壓裂監(jiān)測壓力計在壓力150兆帕、溫度200度時整機(jī)性能穩(wěn)定。

——致密氣藏開發(fā)重大工程技術(shù)大幅度提高了致密氣藏開發(fā)效益。長慶油田形成了水平井地質(zhì)布井與設(shè)計技術(shù)系列，有效儲層鉆遇率由攻關(guān)前的51.1%提高到63.3%；形成了長水平段快速鉆完井技術(shù)系列，鉆井成本降低5.5%；形成了低飽和度致密氣測井綜合識別與評價技術(shù)系列，Ⅱ、Ⅲ類致密氣儲層識別準(zhǔn)確率提高10%；形成了直井多層、水平井多段壓裂改造技術(shù)系列，水平井分段壓裂達(dá)18段，試驗區(qū)月產(chǎn)氣量達(dá)到直井的3.8倍，直井分層壓裂8層，試驗區(qū)Ⅲ類井產(chǎn)量提高32.8%，壓裂工具較國外同類產(chǎn)品成本降低50%以上，低傷害壓裂液體系成本降低30%；形成了地面一體化建設(shè)數(shù)字化管理技術(shù)系列，地面建設(shè)總投資降低4.1%。該油田關(guān)鍵技術(shù)的集成應(yīng)用，大幅提高了致密氣藏開發(fā)效益。攻關(guān)期間，蘇里格氣田新增可采儲量4288億立方米，采收率提高了10%。2013年蘇里格氣田年產(chǎn)氣量達(dá)210億立方米，成為長慶氣區(qū)年產(chǎn)量最高的氣田。

——致密油勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)成效顯著。經(jīng)過研究，長慶油田形成了適合盆地致密油特征的儲層“甜點(diǎn)”預(yù)測技術(shù)。該油田已落實致密油儲量規(guī)模5億噸，提交控制地質(zhì)儲量3.8億噸，成功動用地質(zhì)儲量4060萬噸。自主研發(fā)了水力泵送速鉆橋塞分段壓裂技術(shù)，實現(xiàn)了技術(shù)國產(chǎn)化；研發(fā)形成了致密油低傷害混合壓裂液體系，關(guān)鍵指標(biāo)達(dá)到了國際先進(jìn)水平；初步形成了致密油體積壓裂優(yōu)化設(shè)計模式，單井產(chǎn)量大幅提高。

靖邊氣田。何炳彥/攝

通過項目攻關(guān)成果的集成應(yīng)用，長慶已初步建成了安83、西233、莊230等三個致密油開發(fā)先導(dǎo)試驗區(qū)，水平井投產(chǎn)初期單井日產(chǎn)油量達(dá)到直井的3～5倍。截至目前，該油田項目攻關(guān)初步形成4項標(biāo)準(zhǔn)系列，形成6項產(chǎn)品。并研制了有形化關(guān)鍵分注工具，形成配套分注管柱技術(shù)系列，分注有效期由520天延長到1120天以上。還完善了定向井小水量橋式偏心分層注水5項工藝技術(shù)和低滲透油藏分層壓降試井、大通徑套管補(bǔ)貼等6項配套技術(shù)。

長慶在四個油田9個分注試驗區(qū)累計應(yīng)用675口井，整體自然遞減下降了1.9個百分點(diǎn)，壓力保持水平提升了5.9個百分點(diǎn)，水驅(qū)動用程度提高了6個百分點(diǎn)，預(yù)計水驅(qū)采收率可提高3個百分點(diǎn)，可增加可采儲量780萬噸。

——致密油氣藏多層多段改造技術(shù)取得重要進(jìn)展。長慶油田自主研發(fā)形成的套管滑套多層壓裂技術(shù)系列，經(jīng)股份公司專家鑒定，已達(dá)到國際先進(jìn)水平。通過大排量混合壓裂增加了改造體積，壓后投產(chǎn)較同類鄰井增產(chǎn)1.3倍以上。研發(fā)了新型低摩阻射孔液，以及快速高效填砂工藝，施工效率較前期提高2-3倍。形成了長慶氣田“工廠化”作業(yè)壓裂關(guān)鍵技術(shù)，研發(fā)了“離子屏蔽”處理劑、低黏度可回收壓裂液體系，壓裂液回收再利用率達(dá)到80%左右；優(yōu)化了壓裂返排液處理工藝，自主研發(fā)了撬裝式回收處理裝備，為工廠化作業(yè)提供了保障。

——開展原油采收率研究與試驗，為油田穩(wěn)產(chǎn)奠定基礎(chǔ)。長慶油田在加密調(diào)整、空氣泡沫驅(qū)、二元驅(qū)技術(shù)研究和現(xiàn)場試驗方面取得了顯著進(jìn)展。王窯整體加密試驗區(qū)動態(tài)采收率提高了5——6個百分點(diǎn)。五里灣空氣泡沫驅(qū)先導(dǎo)試驗區(qū)累積增油1.16萬噸，階段采收率提高了5個百分點(diǎn)以上；試驗規(guī)模由4個先導(dǎo)試驗井組擴(kuò)大到15個井組，試驗效果明顯。

2013年，長慶油田組織實施科技項目21項，獲省部級科技進(jìn)步獎24項；取得國家授權(quán)專利239件，比上年增長26%；獲國家計算機(jī)軟件著作權(quán)登記49件，比上年增加400%；獲集團(tuán)公司自主創(chuàng)新重要產(chǎn)品認(rèn)定4項；形成集團(tuán)公司技術(shù)利器2項。