简介

该地区地表主要为沙漠覆盖，含气层为上古生界二叠系下石盒子组的盒8段及山西组的山1段，气藏主要受控于近南北向分布的大型河流、三角洲砂体带，是典型的岩性圈闭气藏，气层由多个单砂体横向复合叠置而成，基本属于低孔、低渗、低产、低丰度的大型气藏。

发展历程

该气田从1999年开始进入大范围勘探，2001年前期探明的储量只有2204.75亿立方米。气田的开发目前也已进入实施阶段，包头、呼和浩特的天然气进城工程正在铺设管道。

2003年，苏里格气田又新增探明储量3131.77亿立方米，并通过国土资源部矿产资源储量评审中心评审。至此，苏里格气田以累计探明5336.52亿立方米的地质储量，成为中国目前第一特大型气田。

2011年以前,克拉2是中国最大的整装气田。2012年长庆苏里格改写了历史,以135亿立方米的年产量超越克拉2气田。这也是当前中国仅有的两个年产超越100亿立方米大关的气田。作为中国陆上目前最大整装天然气田,苏里格气田是长庆油田实现年产5000万吨油气当量的重要气田区块,增储上产任务繁重。它的下一个目标是年产230亿立方米,相当于1800万吨的油当量，将于2015年实现这一目标。

开发部门

长庆油田下属的苏里格项目经理开发部

苏里格气田合作开发项目组成立于，是长庆石油勘探局按照中国石油关于苏里格气田合作开发的指示精神，成建制设立的气田开发二级单位。项目组管理人员45人，作业区员工88人，员工队伍呈现整体年轻化、知识专业化的特点。主要业务包括天然气开采、集输、产能建设、气田维护等。

有气田开发对应的职能部门和采气作业区。

项目组成立以来，遵照“积极有效，整体协调”的工作要求，编制了“十一五”业务发展规划，随着2006年产能建设和天然气生产任务的完成，已经具有一定规模的开发能力，形成了十二项气田开发配套技术，积极推行委托承包、协议支撑、有偿服务等管理方式，实现了采气生产及相关辅助业务的高效运行。

按照中国石油关于“加快苏里格气田开发进度”的要求，苏里格气田合作开发项目组积极遵循“简化开采、创新机制、依靠科技、走低成本开发之路、实现苏里格气田有效开发。”的总原则，广纳贤才，开拓进取，为中国陆上低产低效气田的有效开发培养人才、开发技术、积累经验，逐步形成具有一定规模和开发能力的气田开发管理企业。

作为我国陆上最大的整装气田，苏里格气田的发现备受关注。然而，世界上罕见的“低渗、低压、低产和低丰度”的气田特性，使苏里格气田的开发一度陷入困境。

奋战在苏里格气田的中原油田钻井三公司鄂尔多斯项目部6支钻井队，累计开钻39口，交井35口，实现产值1.074亿元，创出井身质量、固井质量和取心收获率达100%的可喜成绩。

如何打开坚冰，让苏里格气田扬眉吐气，从发现苏里格气田开始，长庆石油人就踏上了攻克世界级难题的漫漫征程。为实现苏里格气田的有效开发，，长庆油田公司成立第三采气厂，专门负责这个气田的前期开发试验。

苏里格气田牵动着长庆人的神经。长达五年的开发试验之路，从钻井到压裂、从试气到集气，国内各种先进的气田开发技术和工艺都试验过，长庆人付出的是心血和汗水，投入的是感情和信心，对苏里格气田的认识不断加深。试采生产特征表明：平均单井产量1万立方米/天只能稳产3年。

油田公司及第三采气厂运用一系列国内国际领先技术“会诊”苏里格，不断创新开发思路，实施了针对低压气层的低密度、无固相钻井液近平衡钻井气层，研制并成功应用暂堵液钻井技术，全面开展小井眼钻井、空气钻井、PDC钻头等新技术的应用，有效地减轻了气层污染，降低了开发成本。为准确判断、识别储层流体性质，积极采用先进测井系列，开发出了适用于苏里格气田的低孔、低渗、低阻气层测井解释模板，为下一步气田的开发奠定了基础。

为实现苏里格气田的科学有效开发，2004年以来，第三采气厂转变思想，紧紧围绕“面对现实，依靠科技，简化工艺，走低成本开发道路”的开发理念，开展了多项攻关研究和先导试验，确定了“井口加热、中压集气、管线保温、带液计量、多井串连、外加冷源制冷脱水脱烃、增压外输”的地面工艺优化、简化技术。

2005年1月，中国石油长庆油田公司引入市场化合作机制，创造性地运用“技术集成化、建设标准化、管理数字化、服务市场化”的低成本开发战略，攻克了这一世界级难题，实现了规模有效开发。长庆油田决策者拓宽思路，坚定不移地推进市场化，引领各合作方依靠“运行机制创新、观念认识创新、技术集成创新”创建了苏里格气田“5+1”合作开发模式。

长庆油田公司通过招标确定与长庆局、辽河、四川、大港和华北五家未上市企业合作开发苏6等7个区块，由长庆油田公司开辟苏14重大开发试验区，形成“5+1”开发模式，全面打响了一场规模开发苏里格气田的战役。2008年5月，为加快实现苏里格气田200亿立方米宏伟目标，长庆油田公司与川庆钻探、长城钻探、渤海钻探、西部钻探和华北油田在苏里格东西区6个区块开展第二期合作开发，形成新的“5+1”合作开发模式，开发规模进一步扩大。

到今年5月底，直接参与苏里格气田开发的已有国内外的10多家企业，仅参加会战的中国石油以外的钻井队就达100多个。

市场的开放为长庆油田广泛引用社会上各个方面的优秀成果打开了通道，通过优选多家合作企业，邀请多方技术人才到苏里格气田施展才华，苏里格气田的技术开发实现了由“一枝独放”到“百花争艳”的跨越。

通过优选井位技术，苏里格气田平均单井累计产量达2000万立方米以上的气井比例由原来的62%提高到80%以上，个别区块达到90%，开发效益凸显出来；通过向社会公开信息，优选材料，国内外众多厂家公平竞争，促使了各种用材价格的全面降低，仅油管和套管实行国产化后，平均单井可节约投资200多万元；井口紧急截断阀原来单价高达30多万元，后经与一家高科技企业合作开发同类产品，单件费用降低到3.8万元；通过采用“不加热、不注醇、中低压集气”的集气模式，引来多家企业竞相研制效果好、价格低的产品，简化了地面建设工艺，通过实施投放井下节流设施，单井地面建设投资较原来降低了50%；由于多家钻井队伍共聚一个竞争平台，参与各方各展其能，亮出看家本领，不设技术壁垒，开展技术共享和交流，促使钻井周期由平均45天降低到了15天。仅钻井周期缩短就直接节约费用150万元；通过实施井间串接技术，较大幅度降低了采气管线的建设成本，平均单井管线减少投资约32%。苏里格已步入现代化大气田建设的新时期。“大油田管理，大规模建设”的时代要求，给原有的管理体制、建设标准等提出了严峻挑战。苏里格气田推行“标准化设计、模块化建设、数字化管理”的建设模式，这也是长庆油田在油气田建设史上进行的一场史无前例的革命。