2000年8月26日，長慶油田蘇6井噴出日產(chǎn)120萬立方米的高產(chǎn)工業(yè)氣流，宣布了蘇里格氣田“橫空出世”。 

　　幾年后，蘇里格地區(qū)形成了具有萬億立方米儲量的特大型氣田，但儲層致密、薄而分散、儲層非均質(zhì)性強、單井控制儲量小等特點也逐步顯現(xiàn)，成為世界罕見的低滲、低壓、低豐度氣田。在常規(guī)技術(shù)條件建設(shè)模式下，蘇里格氣田不具備經(jīng)濟開發(fā)價值。

　　長慶油田打破傳統(tǒng)的氣田開發(fā)思路，全力組織開展多學科聯(lián)合攻關(guān)，幾年來集成創(chuàng)新了“井位優(yōu)選、快速鉆井、井下節(jié)流、分壓合采、井間串接、遠程控制、滾動建產(chǎn)、快速投產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)接替、排水采氣、分類管理、增壓開采”12項開發(fā)配套技術(shù)，其中“井位優(yōu)選、快速鉆井、井下節(jié)流、分壓合采、地面優(yōu)化、遠程控制”6項關(guān)鍵技術(shù)有效突破了制約蘇里格氣田經(jīng)濟有效開發(fā)的瓶頸，顯著降低了氣田開發(fā)成本，大幅提升了開發(fā)管理水平，為蘇里格氣田的規(guī)模有效開發(fā)創(chuàng)造了條件。井位優(yōu)選技術(shù)提高氣田采收率

　　根據(jù)氣井鉆遇儲層的發(fā)育情況，結(jié)合氣井生產(chǎn)動態(tài)特征，將氣井由好到差分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類井，提高Ⅰ+Ⅱ類井的比例是井位優(yōu)選的核心目標。

　　從大量完鉆井來看，蘇里格氣田地質(zhì)條件十分復雜，不同類型的氣井其地質(zhì)特征有所不同，主要表現(xiàn)在：主要儲層盒8段至山西組為多期辮狀河沉積，各單砂體縱向上相互疊置，橫向上相互搭接,復合連片；有效儲層橫向變化大、厚度小、富集程度差，有效砂層厚度與砂層總厚度關(guān)系不明顯等。

　　由此，采氣三廠充分應用前期地質(zhì)資料刻畫復合砂體帶，篩選出相對富集區(qū)，應用高精度二維地震技術(shù)預測有效儲層，優(yōu)選井位。2005年以前開展的二維地震、三維地震、二維多波、三維多波地震試驗，較好地解決了復合砂體的預測問題，砂體總厚度的預測符合率達到90％以上；2005年以后，主要針對有效儲層預測，在地震采集、處理、解釋方法上進行了重大改進，實現(xiàn)了砂體預測基礎(chǔ)上的有效厚度預測，井位優(yōu)選技術(shù)趨于成熟，在布井方法上做到了“看地質(zhì)、看地震、看地質(zhì)和地震相結(jié)合”。

　　以高精度二維地震技術(shù)為基礎(chǔ)的井位優(yōu)選技術(shù)在蘇14區(qū)塊試驗成功后，迅速在蘇里格氣田得到了推廣應用，效果十分顯著，Ⅰ+Ⅱ類井的比例由評價初期的60％提高到目前的80％以上。快速鉆井技術(shù)大幅度降低成本

　　蘇里格氣田平均井深在3400米左右，傳統(tǒng)上每口氣井的鉆井時間約在35天左右，鉆井周期長造成鉆井成本高和儲層污染兩個技術(shù)難題。

　　2003～2004年，采氣三廠進行了氣體欠平衡鉆井技術(shù)試驗，未能實現(xiàn)提高鉆井速度的目的。科研人員提出了利用PDC鉆頭提高鉆速的技術(shù)思路，以PDC鉆頭為核心的快速鉆井技術(shù)包含了PDC鉆頭的個性化設(shè)計、井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、國產(chǎn)油套管應用、優(yōu)化泥漿體系等技術(shù)。

　　在2005年試驗的基礎(chǔ)上，遼河油田的技術(shù)隊伍率先應用PDC快速鉆井技術(shù)，創(chuàng)造了鉆井周期14天13小時的紀錄。長慶局加強技術(shù)攻關(guān)，連續(xù)刷新指標，創(chuàng)造了9天23小時的最快紀錄。

　　以PDC鉆頭應用為基礎(chǔ)的快速鉆井技術(shù)，使蘇里格氣田單井平均鉆井時間大幅降低，鉆井成本減少了三分之一以上，不僅解決了制約蘇里格氣田開發(fā)的儲層保護難題，也有效降低了開發(fā)成本。通過開展以PDC鉆頭為核心的提高機械鉆速試驗的成功，大大降低了鉆井綜合成本，形成了適應蘇里格氣田的集成創(chuàng)新技術(shù)。井下節(jié)流技術(shù)創(chuàng)新添助力

　　井下節(jié)流技術(shù)實現(xiàn)了蘇里格氣田中、低壓集氣模式，成為蘇里格氣田經(jīng)濟有效開發(fā)的核心技術(shù)。

　　井下節(jié)流工藝依靠井下專用設(shè)備（節(jié)流器）實現(xiàn)井筒節(jié)流降壓，利用地溫加熱，節(jié)流后井口氣流溫度基本恢復到節(jié)流前的溫度，從而有利于解決氣井生產(chǎn)過程中井筒及地面諸多技術(shù)難題。天然氣通過節(jié)流器的流動可近似為可壓縮絕熱流動，其流動狀態(tài)可分為亞臨界流與臨界流。當節(jié)流器氣嘴直徑一定時，流量取決于節(jié)流器入口壓力，蘇里格氣目前正是利用這一原理進行單井配產(chǎn)且生產(chǎn)穩(wěn)定。

　　井下節(jié)流技術(shù)大大降低了井筒及集氣管線壓力，從而改變了水合物形成條件，達到了預防水合物堵塞的目的；節(jié)省注醇系統(tǒng)、取消井口加熱爐，降低了開發(fā)成本，提高了開井時率，實現(xiàn)了控壓穩(wěn)產(chǎn)；節(jié)流后平均油壓3.88兆帕，不到節(jié)流前的20%，使地面管線運行壓力大幅降低，實現(xiàn)了中、低壓集氣，為簡化和優(yōu)化氣田地面流程奠定了堅實的基礎(chǔ)。

　　長慶油田自主研制的井下節(jié)流器及配套工具，膠筒密封性能良好，提高了攜液能力，為提高最終采收率創(chuàng)造了條件，目前已有95％以上的開發(fā)井投放了節(jié)流器。

　　井下節(jié)流技術(shù)的成功，促使科研人員進一步探索形成了井下節(jié)流、井口不加熱、不注醇、中壓集氣、帶液計量、井間串接、常溫分離、二級增壓、集中凈化、中低壓集氣的地面建設(shè)新模式。這一模式大大降低了工藝技術(shù)難度，大幅提高了安全等級（地面系統(tǒng)設(shè)計壓力4兆帕，運行壓力1.5兆帕），大幅降低了單井地面投資（由原規(guī)劃方案的200多萬元降低到100萬元左右）。