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　　2000年8月26日，長慶油田蘇6井噴出日產120萬立方米的高產工業氣流，宣布了蘇里格氣田“橫空出世”。 

　　幾年后，蘇里格地區形成了具有萬億立方米儲量的特大型氣田，但儲層致密、薄而分散、儲層非均質性強、單井控制儲量小等特點也逐步顯現，成為世界罕見的低滲、低壓、低豐度氣田。在常規技術條件建設模式下，蘇里格氣田不具備經濟開發價值。

　　長慶油田打破傳統的氣田開發思路，全力組織開展多學科聯合攻關，幾年來集成創新了“井位優選、快速鉆井、井下節流、分壓合采、井間串接、遠程控制、滾動建產、快速投產、穩產接替、排水采氣、分類管理、增壓開采”12項開發配套技術，其中“井位優選、快速鉆井、井下節流、分壓合采、地面優化、遠程控制”6項關鍵技術有效突破了制約蘇里格氣田經濟有效開發的瓶頸，顯著降低了氣田開發成本，大幅提升了開發管理水平，為蘇里格氣田的規模有效開發創造了條件。井位優選技術提高氣田采收率

　　根據氣井鉆遇儲層的發育情況，結合氣井生產動態特征，將氣井由好到差分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類井，提高Ⅰ+Ⅱ類井的比例是井位優選的核心目標。

　　從大量完鉆井來看，蘇里格氣田地質條件十分復雜，不同類型的氣井其地質特征有所不同，主要表現在：主要儲層盒8段至山西組為多期辮狀河沉積，各單砂體縱向上相互疊置，橫向上相互搭接,復合連片；有效儲層橫向變化大、厚度小、富集程度差，有效砂層厚度與砂層總厚度關系不明顯等。

　　由此，采氣三廠充分應用前期地質資料刻畫復合砂體帶，篩選出相對富集區，應用高精度二維地震技術預測有效儲層，優選井位。2005年以前開展的二維地震、三維地震、二維多波、三維多波地震試驗，較好地解決了復合砂體的預測問題，砂體總厚度的預測符合率達到90％以上；2005年以后，主要針對有效儲層預測，在地震采集、處理、解釋方法上進行了重大改進，實現了砂體預測基礎上的有效厚度預測，井位優選技術趨于成熟，在布井方法上做到了“看地質、看地震、看地質和地震相結合”。

　　以高精度二維地震技術為基礎的井位優選技術在蘇14區塊試驗成功后，迅速在蘇里格氣田得到了推廣應用，效果十分顯著，Ⅰ+Ⅱ類井的比例由評價初期的60％提高到目前的80％以上。快速鉆井技術大幅度降低成本

　　蘇里格氣田平均井深在3400米左右，傳統上每口氣井的鉆井時間約在35天左右，鉆井周期長造成鉆井成本高和儲層污染兩個技術難題。

　　2003～2004年，采氣三廠進行了氣體欠平衡鉆井技術試驗，未能實現提高鉆井速度的目的�？蒲腥藛T提出了利用PDC鉆頭提高鉆速的技術思路，以PDC鉆頭為核心的快速鉆井技術包含了PDC鉆頭的個性化設計、井身結構優化、國產油套管應用、優化泥漿體系等技術。

　　在2005年試驗的基礎上，遼河油田的技術隊伍率先應用PDC快速鉆井技術，創造了鉆井周期14天13小時的紀錄。長慶局加強技術攻關，連續刷新指標，創造了9天23小時的最快紀錄。

　　以PDC鉆頭應用為基礎的快速鉆井技術，使蘇里格氣田單井平均鉆井時間大幅降低，鉆井成本減少了三分之一以上，不僅解決了制約蘇里格氣田開發的儲層保護難題，也有效降低了開發成本。通過開展以PDC鉆頭為核心的提高機械鉆速試驗的成功，大大降低了鉆井綜合成本，形成了適應蘇里格氣田的集成創新技術。井下節流技術創新添助力

　　井下節流技術實現了蘇里格氣田中、低壓集氣模式，成為蘇里格氣田經濟有效開發的核心技術。

　　井下節流工藝依靠井下專用設備（節流器）實現井筒節流降壓，利用地溫加熱，節流后井口氣流溫度基本恢復到節流前的溫度，從而有利于解決氣井生產過程中井筒及地面諸多技術難題。天然氣通過節流器的流動可近似為可壓縮絕熱流動，其流動狀態可分為亞臨界流與臨界流。當節流器氣嘴直徑一定時，流量取決于節流器入口壓力，蘇里格氣目前正是利用這一原理進行單井配產且生產穩定。

　　井下節流技術大大降低了井筒及集氣管線壓力，從而改變了水合物形成條件，達到了預防水合物堵塞的目的；節省注醇系統、取消井口加熱爐，降低了開發成本，提高了開井時率，實現了控壓穩產；節流后平均油壓3.88兆帕，不到節流前的20%，使地面管線運行壓力大幅降低，實現了中、低壓集氣，為簡化和優化氣田地面流程奠定了堅實的基礎。

　　長慶油田自主研制的井下節流器及配套工具，膠筒密封性能良好，提高了攜液能力，為提高最終采收率創造了條件，目前已有95％以上的開發井投放了節流器。

　　井下節流技術的成功，促使科研人員進一步探索形成了井下節流、井口不加熱、不注醇、中壓集氣、帶液計量、井間串接、常溫分離、二級增壓、集中凈化、中低壓集氣的地面建設新模式。這一模式大大降低了工藝技術難度，大幅提高了安全等級（地面系統設計壓力4兆帕，運行壓力1.5兆帕），大幅降低了單井地面投資（由原規劃方案的200多萬元降低到100萬元左右）。