路在脚下

没有那么简单，总有新的挑战横亘在长庆人面前。

2001年，长庆油田开始对苏里格气田进行试采，看到的情景可以用“悲惨”来形容：压力下降快、关井复压后，恢复能力低。第二年秋天，新组建的采气三厂迅速建成了苏里格气田1号和2号集气站。2002年9月21日，两座集气站投产时，正是农历中秋节，苏里格气田第一批生产井也开始生产。当天，采气工打开了苏6井的阀门。然后大家就在内蒙古鄂尔多斯市乌审旗一个租来的院子里喝酒庆贺，甚至还请来了当地的乌兰牧骑(即小型文艺演出队)。然而，在他们的欢声笑语中，苏6井的压力却在直线下降，与试采时的情景一模一样。当第二天的太阳从东方升起的时候，苏6井开井时22兆帕的油压已经降至与4兆帕的系统压力基本持平。也就是说，只经过了不到24小时的生产，苏6井的产量已经差不多降为零。

与此同时，坏消息接二连三：除少数气井外，大部分气井产量急剧下降，有的甚至停产了。

直井不行，那就换水平井，结果两口水平井中的苏平1井完井后投产，产量极低。而苏平2井完井试气，干脆没有形成工业气流，成为一口所谓的“干井”。

为了有效识别储层，二维地震不行就上三维的，然后再上多波地震，结果都是不行。也可能是压裂技术不行，那就上大规模压裂、二氧化碳压裂，结果也是不行。不管什么方法，其结果都是：压力下降快，产量低，关井后压力恢复慢。一个残酷的现实是，为开发苏里格气田而成立的长庆油田采气三厂，直到2005年，年产量仍然只有区区三千多万立方米，数十口气井时开时停，近5年的累计产量只有3亿立方米。

苏里格气田的开发难题是显性的，此时长庆油田的石油开发同样面临着巨大的问题：随着开发的深入，新投入开发的储量的渗透率越来越低，开发难度越来越大，不过这一问题是隐性的。

解决这些问题，最有效的办法是技术创新。苏里格气田建成每1口井的平均投资高达1200多万元，而当时计算的平均单井总采出量却只有1600多万立方米，在当时的气价下，即使在今天的气价下，都是严重亏损的。高投入低产出的强烈反差，使苏里格气田成为当时中国石油上下共同争论的焦点。针对苏里格气田的特点，长庆油田采用集成创新的方法，形成了井位优选、快速钻井、储层改造、丛式井水平井、井下节流等12项配套技术，突破了制约苏里格气田经济有效开发的技术瓶颈，气田开发成本显著降低，开发管理水平大幅提升。8年时间建成了生产240亿立方米/年天然气的规模能力，2013年，苏里格气田生产天然气212.19亿立方米。

如今的苏里格气田，一座座无人值守集气站拔地而起，一个个丛式井组快速建成。整个气田6000多口气井、上百座集气站、5个天然气处理厂的数据采集、生产运行、动态分析、安全预警，均被集中到数百公里之外的数字化生产指挥中心的电脑屏幕上。

现在，苏里格气田的开发技术持续提高，不动管柱水力喷射及裸眼封隔器多段压裂技术实现了规模应用，并研发了三种新型低伤害压裂液体系；完成了水平井井位优选等技术攻关，初步建立了水平井+直井联合布井模式；研发了斜井段复合盐防塌和水平段防塌润滑钻井液体系，钻井速度显著提高；研制了31/2″生产管柱卡瓦式和预置式节流器，以及新型水平井井下节流器。水平井的规模应用，大幅度提高了致密气整体开发效益。苏里格气田投产水平井324口，占该气田总井数的6%，日产天然气能力1580万立方米，占整个气田日产能力的30.3%，基本实现了气田开发方式由“直井多井低产”向“水平井少井高产”的转变。“十二五”以来，通过技术攻关，长庆油田创新突破了以多层多段压裂技术为核心的致密气开发系列技术，自主研发形成的水平井不动管柱水力喷砂分段压裂技术、水平井速钻桥塞分段压裂等技术达到国际先进水平，长庆油田成为国内致密气开发关键技术的引领者。

在油田开发方面：直井3级以上多级压裂方式已成为低渗透厚油层直井压裂的主体技术；形成了加密调整提高采收率配套技术；堵水调剖技术实现了由单井向区块转变，试验区整体调剖后递减下降明显。

通过国家示范工程的开展及水平井整体开发等示范技术的推广应用，推动了长庆天然气产量的快速攀升，2013年达到346.8亿立方米。精细注水、多级压裂等示范技术的推广应用，推动了长庆原油产量的大幅度增长，陇东示范区2013年生产原油达到600万吨左右。截至目前，长庆示范工程，获国家软件著作权4套，形成新产品、新装置4项，新增产值32.21亿元。

——国家863项目“油气田监测高性能微传感器及数字化系统”技术成果全面应用推广。通过项目研究，完成了高温高压芯片的结构优化和制造工艺改进，使综合成品率提高到80%以上；完成了2万个SOI压力计芯片的设计制造；拓展了压阻芯片加工能力，完成了300万只/年压力计芯片产能指标。研发了油气田监测智能压力传感器，在油气田示范实验区推广应用395只。研制的井下高温高压压裂监测压力计在压力150兆帕、温度200度时整机性能稳定。

——致密气藏开发重大工程技术大幅度提高了致密气藏开发效益。长庆油田形成了水平井地质布井与设计技术系列，有效储层钻遇率由攻关前的51.1%提高到63.3%；形成了长水平段快速钻完井技术系列，钻井成本降低5.5%；形成了低饱和度致密气测井综合识别与评价技术系列，Ⅱ、Ⅲ类致密气储层识别准确率提高10%；形成了直井多层、水平井多段压裂改造技术系列，水平井分段压裂达18段，试验区月产气量达到直井的3.8倍，直井分层压裂8层，试验区Ⅲ类井产量提高32.8%，压裂工具较国外同类产品成本降低50%以上，低伤害压裂液体系成本降低30%；形成了地面一体化建设数字化管理技术系列，地面建设总投资降低4.1%。该油田关键技术的集成应用，大幅提高了致密气藏开发效益。攻关期间，苏里格气田新增可采储量4288亿立方米，采收率提高了10%。2013年苏里格气田年产气量达210亿立方米，成为长庆气区年产量最高的气田。

——致密油勘探开发关键技术攻关成效显著。经过研究，长庆油田形成了适合盆地致密油特征的储层“甜点”预测技术。该油田已落实致密油储量规模5亿吨，提交控制地质储量3.8亿吨，成功动用地质储量4060万吨。自主研发了水力泵送速钻桥塞分段压裂技术，实现了技术国产化；研发形成了致密油低伤害混合压裂液体系，关键指标达到了国际先进水平；初步形成了致密油体积压裂优化设计模式，单井产量大幅提高。

靖边气田。何炳彦/摄

通过项目攻关成果的集成应用，长庆已初步建成了安83、西233、庄230等三个致密油开发先导试验区，水平井投产初期单井日产油量达到直井的3～5倍。截至目前，该油田项目攻关初步形成4项标准系列，形成6项产品。并研制了有形化关键分注工具，形成配套分注管柱技术系列，分注有效期由520天延长到1120天以上。还完善了定向井小水量桥式偏心分层注水5项工艺技术和低渗透油藏分层压降试井、大通径套管补贴等6项配套技术。

长庆在四个油田9个分注试验区累计应用675口井，整体自然递减下降了1.9个百分点，压力保持水平提升了5.9个百分点，水驱动用程度提高了6个百分点，预计水驱采收率可提高3个百分点，可增加可采储量780万吨。

——致密油气藏多层多段改造技术取得重要进展。长庆油田自主研发形成的套管滑套多层压裂技术系列，经股份公司专家鉴定，已达到国际先进水平。通过大排量混合压裂增加了改造体积，压后投产较同类邻井增产1.3倍以上。研发了新型低摩阻射孔液，以及快速高效填砂工艺，施工效率较前期提高2-3倍。形成了长庆气田“工厂化”作业压裂关键技术，研发了“离子屏蔽”处理剂、低黏度可回收压裂液体系，压裂液回收再利用率达到80%左右；优化了压裂返排液处理工艺，自主研发了撬装式回收处理装备，为工厂化作业提供了保障。

——开展原油采收率研究与试验，为油田稳产奠定基础。长庆油田在加密调整、空气泡沫驱、二元驱技术研究和现场试验方面取得了显著进展。王窑整体加密试验区动态采收率提高了5——6个百分点。五里湾空气泡沫驱先导试验区累积增油1.16万吨，阶段采收率提高了5个百分点以上；试验规模由4个先导试验井组扩大到15个井组，试验效果明显。

2013年，长庆油田组织实施科技项目21项，获省部级科技进步奖24项；取得国家授权专利239件，比上年增长26%；获国家计算机软件著作权登记49件，比上年增加400%；获集团公司自主创新重要产品认定4项；形成集团公司技术利器2项。