问题——“三低”气藏制约规模效益开发 苏里格气田地处沙漠腹地，资源条件呈现典型的低渗透、低压力、低丰度特征。气藏“藏得深、流得慢、富得少”，常规开发方式难以产量、成本和效率之间取得平衡。对这类资源而言，一旦组织分散、技术路线各自为战、建设节奏衔接不紧，就容易出现重复投入、周期拉长和单井效益波动，进而成为上产稳产的主要瓶颈。 原因——传统管理链条长、专业分割与现场响应滞后 低渗透气田开发是一项高度耦合的系统工程：地质认识、井位部署、钻完井、压裂改造、地面集输与站场建设环环相扣。过去各环节多头管理、跨单位协同成本高，决策链条偏长、信息反馈偏慢，现场问题常在“汇报—等待—再协调”中消耗最佳处置时间。此外，技术方案如果缺少数据闭环和联合论证，容易出现设计与地质不匹配、工程参数迭代不及时等问题，更加大成本控制与产能建设压力。 影响——从单井到系统的“效率差”直接映射到投资与产量 在非均质强、产能差异大的气田，效率损失往往不是单点失误，而是系统性折损：井位不优会降低有效储层钻遇率，组织不顺会拉长建井周期，压裂设计不精准会影响改造体积与产量释放，地面配套滞后则可能出现“井等站、站等管”。最终表现为单井投资偏高、达产时间偏长、产量爬坡不稳，难以形成规模开发的综合效益。 对策——以项目化统筹打通链条，用一体化技术把“每一米井筒”变成产量 为提升组织效率与工程质量，长庆油田将原本分散在多个采气单位的地质、钻井、固井、压裂、场站建设、地面集输等关键环节，统一纳入苏里格天然气开发项目组，建立以“统一政策、统一技术、统一流程”为核心的统筹机制，并将资源、规模应用与考核等要素集中配置，形成从方案到实施的闭环管理。项目化统筹让跨专业协同从“各管一段”转为“同题共解”，现场决策和问题处置效率明显提升。 在技术路径上，项目组强调地质先行与随钻跟踪，融合地震、测井与气藏研究成果，对井位部署开展多轮论证，提高优质井比例和钻遇效果。在井型上，采用更契合低渗透储层动用的井组组合与水平井技术，持续延伸水平段长度、优化方位部署，提升储量动用效率；部分井水平段长度与产能指标上实现突破，说明了井型创新与精细地质认识叠加带来的效果。 压裂改造是释放低渗透气藏产能的关键环节。项目组推动地质与工程融合办公，将压裂设计由经验主导转向数据主导，围绕工艺、液体与工具协同优化，提高改造规模与有效裂缝体积，使产量释放更稳定、更可预测。依托“地质认识—工程参数—生产效果”的连续反馈，压裂方案迭代速度加快，实现单井产能提升与投资控制同步推进。 在成本治理上，项目组将预算细化到多个责任单元，下沉至专业组室实行切块包干与对标考核，推动成本管理从“事后核算”转为“事前测算、过程管控”。同时组合应用小井眼钻井、老井侧钻、井深优化等技术，并通过材料替代、工序优化等方式降低单井成本，上半年实现较大幅度降本，逐步形成“投资更精准、过程更可控、效率更突出”的管理方式。 清洁生产也被纳入工程合同与现场管理的硬性要求。通过泥浆不落地、岩屑闭环转运、返排液处理回用等措施，固体废弃物实现较高比例无害化利用，液相回收后回注形成循环链条，在提升环保水平的同时降低处置成本与环境风险。建设区块保持安全稳定、社会影响可控，为沙漠区能源开发与生态保护联合推进提供了可参考的做法。 前景——形成可复制的低渗透气田开发“方法论”，支撑稳产增供与绿色转型 苏里格的探索表明，低渗透气田要实现规模化、高效化开发，关键不在单一技术“突围”，而在组织方式、技术体系、成本治理与绿色标准的系统优化。随着地质工程一体化深化、数据驱动设计能力增强以及清洁生产要求固化，对应的经验有望在同类型气田复制推广，提升我国非常规与低渗透天然气资源的动用效率与供应韧性。下一步，在提高单井最终可采、延长稳产周期、优化地面系统能效以及强化全生命周期碳与环境管理各上，仍有进一步提升空间。
苏里格气田的实践表明，资源条件偏弱并不必然意味着难以开发。通过管理机制优化与技术集成应用，低品位油气资源同样可以实现更高效率的动用。该案例为天然气稳产增供提供了支撑，也显示出在科技创新推动下，传统能源开发仍具提升空间与绿色转型的现实路径。