苏里格气田特色技术打通水平井规模上产路

截至8月16日，我国陆上最大的致密气田长庆苏里格气田已完钻水平井1836口，获得228口无阻流量超百万立方米高产井。其中，投产水平井1677口，累计增气达495亿立方米，标志着苏里格气田水平井驶入规模高效开发的快车道。

长庆苏里格气田属于典型的“低压、低渗、低丰度”致密气藏，依靠传统的常规技术无法实现效益开发。自2006年开发以来，攻关团队通过水平井的早期探索、攻关试验、规模应用和优化提升4个阶段的不断突破，形成了适用于苏里格致密气田开发的12项特色技术和“5+1”合作开发模式，逐步攻克了“三低”致密气藏有效开发难题。2010年开始，攻关团队经过不懈努力，水平井开发技术突飞猛进，产量迅速攀升，目前已建成300亿立方米生产规模。

在开发建设中，长庆苏里格气田针对致密气藏复杂地质特征和开发难点，总结吸取国内外水平井有效开发的成功经验，在持续深化储层地质综合研究的基础上，通过开展水平井开发地质条件分析、优化开发井网井型、差异化轨迹设计、精细化地质导向、开发指标论证等系统研究，逐步形成“水平井开发储层预测及精细描述技术、水平井部署及优化设计技术、水平井快速钻井技术、水平井地质导向技术、水平井多段压裂和密切割体积压裂改造技术、水平井产能评价及指标优化技术”六项配套技术，并不断取得致密气水平井规模有效开发技术突破，连续刷新亚洲陆上水平井最长水平段纪录，创造了长庆油田天然气水平井深度最深、砂岩段最长、有效储层最长、日平均进尺最快的水平井纪录，成为我国陆上非常规油气资源超长水平井开发的特色技术。

同时，长庆油田始终坚持勘探开发一体化，科研与生产相结合，地质与工程相结合，室内与现场相结合，不断升级现场技术支撑服务，完善现场技术支撑模式，组建多专业联合技术专班，采用“多学科结合、分级调控、精细导向、集中决策”的水平井导向模式，创建数字化、智能化发展管理新模式；多钻机联合作业、拉链式压裂、技术及物资集成化应用，不断推动大平台工厂化钻试作业提速提效，为水平井规模有效开发提供了有力支撑，全面保障了苏里格气田水平井的高效实施。