今年前4個月，長慶油田計劃在蘇里格地區新增3000億立方米天然氣基本探明儲量規模，目前正有序推進。2007年至今，長慶人經過8年不懈的理論探索和勘探技術攻關，每年新增儲量5000億立方米，相當于每年再造一個“蘇里格氣田"。

　　蘇里格到底有多大？

　　理論創新催生大氣田

　　上世紀80年代，隨著煤成氣理論的引入，長慶天然氣勘探從盆地周緣尋找構造氣藏轉向盆地本部尋找巖性氣藏。這使長慶油田勘探工作者們對古生界的天然氣勘探再度燃起希望。

　　1999年，通過重翻老資料、重上野外露頭綜合分析，長慶人完善了河流—三角洲成藏理論，認識到上古生界廣覆性展布的氣源巖和三角洲儲集砂體良好配置，指出盆地西北部蘇里格等地區有利于形成大型砂巖氣藏。在蘇里格廟部署的蘇2井、桃2井和桃3井，在上古生界石盒子組盒8、山西組山1段，試氣均獲工業氣流。首戰告捷，蘇里格大氣田初見端倪。

　　2000年年初，長慶人圍繞桃5井進行“南北展開，重點突破"勘探部署，部署蘇6井、蘇5井，試氣分別獲得日產120萬立方米和28萬立方米的高產氣流。蘇6井的高產使蘇里格天然氣勘探的星星之火形成燎原之勢，揭開了蘇里格大氣田神秘的面紗。截至2003年，蘇里格提交探明地質儲量5336億立方米。

　　2006年，集團公司提出“鄂爾多斯盆地蘇里格地區新增天然氣基本探明地質儲量兩萬億方規劃"整體方案，要求4年新增2萬億立方米天然氣規模儲量。當時，對于長慶油田來說，這無疑是天文數字。長慶天然氣勘探40多年，總共提交天然氣儲量才1萬多億立方米，4年找到2萬億立方米似乎是天方夜譚。

　　深入細致的地質綜合研究是打開地下油氣寶庫的金鑰匙。長慶人通過系統開展盆地構造、物源和沉積古環境等分析，應用高分辨率層序地層沉積理論，創建了上古生界大型緩坡型淺水三角洲沉積模式，認為盒8期在緩坡淺水湖盆背景下，多物源供給、多水系輸砂，暢流型湖平面大范圍多期波動，控制了河道砂體垂向上相互疊置、橫向上復合連片，揭示了盒8段砂體大面積網毯狀分布的規律，指明了蘇里格地區大面積含氣的分布格局，堅定了在蘇里格周邊再找“蘇里格"的信心。

　　長慶油田綜合地質研究和水槽模擬實驗認為，只要找到砂體和有效儲層，就可能找到巖性氣藏。理論創新再度激發勘探熱情。2007年，蘇里格東一區提交基本探明儲量5652.23億立方米；2009年，蘇里格東二區提交基本探明儲量5570.13億立方米；2010年，蘇里格西二區提交基本探明儲量5518.32億立方米……蘇里格新增2萬億立方米儲量的勘探夢想如期實現。 

　　“5+1"模式解難題

　　作為當時我國陸上zui大的整裝氣田，蘇里格氣田的發現備受關注。然而，世界上罕見的“低滲、低壓、低豐度"的氣田特性，使蘇里格氣田的勘探開發一度陷入困境。

　　“蘇里格氣田能否實現有效開發，不是儲量問題，而是技術、隊伍、資金和體制方面的問題。"長慶人一語點中蘇里格氣田的開發瓶頸。

　　2005年6月，集團公司果斷做出“引入市場競爭機制，加快蘇里格氣田開發步伐"的重大決策，競標引入中國石油內部5家單位同長慶油田一起（簡稱“5+1"）合作開發蘇里格氣田。

　　長慶油田公司通過招標確定與長慶局、遼河、四川、大港和華北五家企業合作開發蘇6等7個區塊，由長慶油田公司開辟蘇14重大開發試驗區，形成“5+1"開發模式，全面打響規模開發蘇里格氣田的戰役。

　　2008年5月，為加快實現蘇里格氣田既定產量目標，長慶油田公司又與川慶鉆探、長城鉆探、渤海鉆探、西部鉆探和華北油田在蘇里格東西區6個區塊開展第二期合作開發，形成新的“5+1"合作開發模式，開發規模進一步擴大。

　　市場開放為蘇里格氣田有效開發打開了通道。多方技術人才到蘇里格氣田施展才華。參與各方各展其能，亮出看家本領，不設技術壁壘，開展技術共享和交流，僅鉆井周期就由平均45天縮短到15天。

　　按照“5+1"合作開發模式，長慶油田充分發揮管理創新和技術開發的“試驗田"優勢，通過全面實施“建設標準化、施工模塊化、管理數字化、服務市場化"的氣田開發建設模式，促使氣田快速進入效益開發軌道。

　　長慶油田勘探部席勝利向記者介紹，蘇里格氣田在勘探開發中，實行項目管理。為精細項目結構，長慶油田采用決策層、管理層、執行層三級扁平化管理機構設置，減少了中間環節，保證了項目運行的及時、和準確。

　　儲量如何變成效益產量？

　　技術創新提高單井產量

　　2007年以前，在蘇里格氣田，一口3000多米深的探井，鉆井周期超過60天。面對的儲量和產量任務挑戰，長慶人提出用鉆井新技術提速。通過對召30井等3口井試驗，優選PDC鉆頭和相配套的鉆井參數，研發出PDC鉆頭下錄井的撈樣、洗樣和描樣新工具。推廣應用后，鉆井周期縮短一半，3個月內完鉆40口探井。

　　在物探方面，蘇里格氣田通過規模應用全數字地震勘探，批量進行疊前反演，含氣性檢測成了井位部署的“拐棍"，井位預測符合率達到75%。在測井方面，引進紅外光譜、感應—側向測井聯測等技術，準確判識氣水層，使勘探成功率達60%以上。使用多級組合下沉劑與變排量的控縫高組合壓裂工藝、束水支撐劑壓裂技術、化學轉向式下沉劑壓裂、直井水力多級噴砂射孔等技術，有效提高了單井產量。蘇里格氣田的技術創新實現了由*向百花齊放的跨越。

　　今年年初以來，為加快蘇里格氣田天然氣生產步伐，力促氣田實現“直井—叢式井—水平井規模應用"的開發模式轉變。4月9日，隨著zui后一口三維水平井順利完鉆，標志著蘇里格氣田大井組鉆井技術應用再拓新領域。目前，蘇里格氣田形成了以“預分防碰+三維繞障+扇形標準化軌跡控制"為核心的多井型大井組整體優化技術，實現了大井組安全快速鉆井，形成了“多層系、大井組、多井型"的開發新路。

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　　蘇里格地區天然氣勘探大致分三個階段。

　　*階段

　　始于2000年，蘇6井在上古生界石盒子組盒8段鉆遇中—粗粒石英砂巖48米，揭開氣田大規模勘探的序幕。截至2003年年底，累計提交天然氣探明地質儲量5336.52億立方米。

　　第二階段

　　2007年至2010年，按照“整體研究，整體勘探，整體評價，分步實施"的勘探思路，對蘇里格氣田展開整體評價勘探，在蘇里格東部和蘇里格西部共新增基本探明地質儲量22544.62億立方米。

　　第三階段

　　2011年至今，按照“規模、效益、科學"的勘探原則，在蘇里格地區加大甩開力度，同時堅持上、下古立體勘探，蘇里格地區新增基本探明地質儲量13759.4億立方米。