路在腳下

沒有那么簡單，總有新的挑戰橫亙在長慶人面前。

2001年，長慶油田開始對蘇里格氣田進行試采，看到的情景可以用“悲慘”來形容：壓力下降快、關井復壓后，恢復能力低。第二年秋天，新組建的采氣三廠迅速建成了蘇里格氣田1號和2號集氣站。2002年9月21日，兩座集氣站投產時，正是農歷中秋節，蘇里格氣田第一批生產井也開始生產。當天，采氣工打開了蘇6井的閥門。然后大家就在內蒙古鄂爾多斯市烏審旗一個租來的院子里喝酒慶賀，甚至還請來了當地的烏蘭牧騎(即小型文藝演出隊)。然而，在他們的歡聲笑語中，蘇6井的壓力卻在直線下降，與試采時的情景一模一樣。當第二天的太陽從東方升起的時候，蘇6井開井時22兆帕的油壓已經降至與4兆帕的系統壓力基本持平。也就是說，只經過了不到24小時的生產，蘇6井的產量已經差不多降為零。

與此同時，壞消息接二連三：除少數氣井外，大部分氣井產量急劇下降，有的甚至停產了。

直井不行，那就換水平井，結果兩口水平井中的蘇平1井完井后投產，產量極低。而蘇平2井完井試氣，干脆沒有形成工業氣流，成為一口所謂的“干井”。

為了有效識別儲層，二維地震不行就上三維的，然后再上多波地震，結果都是不行。也可能是壓裂技術不行，那就上大規模壓裂、二氧化碳壓裂，結果也是不行。不管什么方法，其結果都是：壓力下降快，產量低，關井后壓力恢復慢。一個殘酷的現實是，為開發蘇里格氣田而成立的長慶油田采氣三廠，直到2005年，年產量仍然只有區區三千多萬立方米，數十口氣井時開時停，近5年的累計產量只有3億立方米。

蘇里格氣田的開發難題是顯性的，此時長慶油田的石油開發同樣面臨著巨大的問題：隨著開發的深入，新投入開發的儲量的滲透率越來越低，開發難度越來越大，不過這一問題是隱性的。

解決這些問題，最有效的辦法是技術創新。蘇里格氣田建成每1口井的平均投資高達1200多萬元，而當時計算的平均單井總采出量卻只有1600多萬立方米，在當時的氣價下，即使在今天的氣價下，都是嚴重虧損的。高投入低產出的強烈反差，使蘇里格氣田成為當時中國石油上下共同爭論的焦點。針對蘇里格氣田的特點，長慶油田采用集成創新的方法，形成了井位優選、快速鉆井、儲層改造、叢式井水平井、井下節流等12項配套技術，突破了制約蘇里格氣田經濟有效開發的技術瓶頸，氣田開發成本顯著降低，開發管理水平大幅提升。8年時間建成了生產240億立方米/年天然氣的規模能力，2013年，蘇里格氣田生產天然氣212.19億立方米。

如今的蘇里格氣田，一座座無人值守集氣站拔地而起，一個個叢式井組快速建成。整個氣田6000多口氣井、上百座集氣站、5個天然氣處理廠的數據采集、生產運行、動態分析、安全預警，均被集中到數百公里之外的數字化生產指揮中心的電腦屏幕上。

現在，蘇里格氣田的開發技術持續提高，不動管柱水力噴射及裸眼封隔器多段壓裂技術實現了規模應用，并研發了三種新型低傷害壓裂液體系；完成了水平井井位優選等技術攻關，初步建立了水平井+直井聯合布井模式；研發了斜井段復合鹽防塌和水平段防塌潤滑鉆井液體系，鉆井速度顯著提高；研制了31/2″生產管柱卡瓦式和預置式節流器，以及新型水平井井下節流器。水平井的規模應用，大幅度提高了致密氣整體開發效益。蘇里格氣田投產水平井324口，占該氣田總井數的6%，日產天然氣能力1580萬立方米，占整個氣田日產能力的30.3%，基本實現了氣田開發方式由“直井多井低產”向“水平井少井高產”的轉變。“十二五”以來，通過技術攻關，長慶油田創新突破了以多層多段壓裂技術為核心的致密氣開發系列技術，自主研發形成的水平井不動管柱水力噴砂分段壓裂技術、水平井速鉆橋塞分段壓裂等技術達到國際先進水平，長慶油田成為國內致密氣開發關鍵技術的引領者。

在油田開發方面：直井3級以上多級壓裂方式已成為低滲透厚油層直井壓裂的主體技術；形成了加密調整提高采收率配套技術；堵水調剖技術實現了由單井向區塊轉變，試驗區整體調剖后遞減下降明顯。

通過國家示范工程的開展及水平井整體開發等示范技術的推廣應用，推動了長慶天然氣產量的快速攀升，2013年達到346.8億立方米。精細注水、多級壓裂等示范技術的推廣應用，推動了長慶原油產量的大幅度增長，隴東示范區2013年生產原油達到600萬噸左右。截至目前，長慶示范工程，獲國家軟件著作權4套，形成新產品、新裝置4項，新增產值32.21億元。

——國家863項目“油氣田監測高性能微傳感器及數字化系統”技術成果全面應用推廣。通過項目研究，完成了高溫高壓芯片的結構優化和制造工藝改進，使綜合成品率提高到80%以上；完成了2萬個SOI壓力計芯片的設計制造；拓展了壓阻芯片加工能力，完成了300萬只/年壓力計芯片產能指標。研發了油氣田監測智能壓力傳感器，在油氣田示范實驗區推廣應用395只。研制的井下高溫高壓壓裂監測壓力計在壓力150兆帕、溫度200度時整機性能穩定。

——致密氣藏開發重大工程技術大幅度提高了致密氣藏開發效益。長慶油田形成了水平井地質布井與設計技術系列，有效儲層鉆遇率由攻關前的51.1%提高到63.3%；形成了長水平段快速鉆完井技術系列，鉆井成本降低5.5%；形成了低飽和度致密氣測井綜合識別與評價技術系列，Ⅱ、Ⅲ類致密氣儲層識別準確率提高10%；形成了直井多層、水平井多段壓裂改造技術系列，水平井分段壓裂達18段，試驗區月產氣量達到直井的3.8倍，直井分層壓裂8層，試驗區Ⅲ類井產量提高32.8%，壓裂工具較國外同類產品成本降低50%以上，低傷害壓裂液體系成本降低30%；形成了地面一體化建設數字化管理技術系列，地面建設總投資降低4.1%。該油田關鍵技術的集成應用，大幅提高了致密氣藏開發效益。攻關期間，蘇里格氣田新增可采儲量4288億立方米，采收率提高了10%。2013年蘇里格氣田年產氣量達210億立方米，成為長慶氣區年產量最高的氣田。

——致密油勘探開發關鍵技術攻關成效顯著。經過研究，長慶油田形成了適合盆地致密油特征的儲層“甜點”預測技術。該油田已落實致密油儲量規模5億噸，提交控制地質儲量3.8億噸，成功動用地質儲量4060萬噸。自主研發了水力泵送速鉆橋塞分段壓裂技術，實現了技術國產化；研發形成了致密油低傷害混合壓裂液體系，關鍵指標達到了國際先進水平；初步形成了致密油體積壓裂優化設計模式，單井產量大幅提高。

靖邊氣田。何炳彥/攝

通過項目攻關成果的集成應用，長慶已初步建成了安83、西233、莊230等三個致密油開發先導試驗區，水平井投產初期單井日產油量達到直井的3～5倍。截至目前，該油田項目攻關初步形成4項標準系列，形成6項產品。并研制了有形化關鍵分注工具，形成配套分注管柱技術系列，分注有效期由520天延長到1120天以上。還完善了定向井小水量橋式偏心分層注水5項工藝技術和低滲透油藏分層壓降試井、大通徑套管補貼等6項配套技術。

長慶在四個油田9個分注試驗區累計應用675口井，整體自然遞減下降了1.9個百分點，壓力保持水平提升了5.9個百分點，水驅動用程度提高了6個百分點，預計水驅采收率可提高3個百分點，可增加可采儲量780萬噸。

——致密油氣藏多層多段改造技術取得重要進展。長慶油田自主研發形成的套管滑套多層壓裂技術系列，經股份公司專家鑒定，已達到國際先進水平。通過大排量混合壓裂增加了改造體積，壓后投產較同類鄰井增產1.3倍以上。研發了新型低摩阻射孔液，以及快速高效填砂工藝，施工效率較前期提高2-3倍。形成了長慶氣田“工廠化”作業壓裂關鍵技術，研發了“離子屏蔽”處理劑、低黏度可回收壓裂液體系，壓裂液回收再利用率達到80%左右；優化了壓裂返排液處理工藝，自主研發了撬裝式回收處理裝備，為工廠化作業提供了保障。

——開展原油采收率研究與試驗，為油田穩產奠定基礎。長慶油田在加密調整、空氣泡沫驅、二元驅技術研究和現場試驗方面取得了顯著進展。王窯整體加密試驗區動態采收率提高了5——6個百分點。五里灣空氣泡沫驅先導試驗區累積增油1.16萬噸，階段采收率提高了5個百分點以上；試驗規模由4個先導試驗井組擴大到15個井組，試驗效果明顯。

2013年，長慶油田組織實施科技項目21項，獲省部級科技進步獎24項；取得國家授權專利239件，比上年增長26%；獲國家計算機軟件著作權登記49件，比上年增加400%；獲集團公司自主創新重要產品認定4項；形成集團公司技術利器2項。