日前记者从内蒙古鄂尔多斯市乌审旗驱车出发，颠簸1小时后，进入内蒙古毛乌素沙漠腹地。车外不时闪过井架、集气站、输气管道和顶着炎炎烈日钻井作业的气田工人身影，这里便是我国目前探明储量规模最大的世界级整装致密气田——苏里格。

苏里格气田是长庆油田3大主力气田之一，今年年底，长庆油田生产油气当量将突破5000万吨，成为我国年产油气量最大的油气田，其中天然气占到半数，而致密气又是天然气未来油气增长的“主力军”。因此，苏里格气田的开发技术和管理模式，将引领和促进我国其他致密气田的有效开发，对减少我国天然气对外依存度，保障国家能源安全方面具有重大意义。

“低渗透”变身大气田

近10年，随着“三低”（低渗、低压、低丰度）油气藏开发技术的不断进步，陆续发现和规模有效地开发了一批大型致密气田，储量、产量不断增长，尤其是苏里格气田，累计探明（含基本探明）致密气储量3.49万亿立方米。

苏里格气田虽然储量巨大，但在早期动态评价中便认定为单井控制储量小、非均质性强、连通性差、压力恢复缓慢。之后的试验性生产中，也的确呈现出“单井产量低、开发效益差”的局面。

技术上不去，储量再大也只能“望气兴叹”。中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院副院长姚泾利告诉记者，“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。”

“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了国际先进水平，长庆油田成为国内致密气开发关键技术的引领者。

“经过2006年以来的规模建设，目前苏里格气田水平井平均单井产量5万立方米/天，达到了直井的5倍。2012年生产天然气169亿立方米，形成产能210亿立方米。”姚泾利说，未来苏里格气田将围绕提高单井产量、气田持续稳产、降低开发成本、提高最终采收率4个攻关方向，努力实现从效益开发到高效开发。

“5+1”模式盘活效益

我国致密气成藏条件复杂、开发难度大、前期投入高，在开采技术日臻成熟的情况下如何尽可能降低成本，实现效益化、规模化生产变得尤为关键。

由于苏里格气田储层呈现低渗、低压、低丰度和严重的非均质性特征，先导试验区建产头5年，28口气井总共才生产了3亿立方米天然气，而平均单井综合投资却高达1300多万元。高投入低产出，使苏里格气田开发毫无效益可言。正是在这一背景下，长庆油田公司探索出了“5+1”合作开发模式，短时间内汇集数倍于自身的优势资源，以市场化破解了这一难题。

所谓“5+1”模式，就是将苏里格气田划分成若干个相对独立的区块，由中国石油集团内部5家未上市企业通过竞标，与长庆油田公司合作开发，模式中的“5”指集团公司参与开发的5家未上市企业，“1”指长庆油田公司。

在气田开发采用“5+1”合作开发模式的同时，长庆油田又向社会公开招标引入工程技术队伍，充分利用社会资源参与气田开发。运用市场机制组织大规模石油会战，成为苏里格气田成功的保障，目前长庆甚至已将“市场化”从地面建设延伸到试油、压裂、钻井等高端技术工程领域。

市场竞争机制的引入，使得原来棘手的队伍配置、技术引进等一系列制约苏里格气田有效开发的瓶颈问题迎刃而解。“目前，建成一口气井的投资已由之前的1200万元降至800万元，钻井时间从60天降到20天。得益于市场竞争机制，长庆油田在内部没有新购一部钻机、没有增加员工队伍的情况下，形成了一个数万人参与的油气大会战，仅参加会战的中国石油以外的钻井队就达90多个。”中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心副主任韩兴刚说。

好资源还需好政策

“要实现高效益的大规模开发，归根到底还得提高单井产量，其中单井气藏采收率高低是关键。虽然通过技术进步，苏里格气田的单井气藏采收率已经提高到35%，但同一些发达国家比还是太低。”韩兴刚告诉记者，常规气田的采收率通常能达到90%，低采收率就意味着低效益，苏里格下一步希望通过加大水平井钻井力度、井网加密等措施，将采收率提高至50%。

与常规气相比，致密气开采另一大难题是产量不稳定。韩兴刚介绍说，致密气层与常规气不同，致使致密气气井气流速度低，后期递减快、产量小，因而企业在保证气田稳产方面压力巨大。赖以提升开发水平的主要途径水平井钻井完井工艺急需要进一步攻关；用于压裂的储层改造工具，急需加快国产化研究与应用。

虽然苏里格气田储量较大，但单井产量小于0.5万立方米的低产井占据相当大的比例，如何做到有效开发低产井至为关键。姚泾利说，“苏里格气田需要非常高的单井产量才能盈利，单靠企业挖掘内部潜力很难实现，需要国家给予补贴、税收倾斜等政策扶持。”