苏里格气田已经探明储量5336亿立方米，长期无法实现规模有效开发。因为苏里格气田是低渗、低压、低产、低丰度的“四低”气田。有人算过一笔账，该气田3500米井的综合建井成本高达1200万元，加上采气费用，单井总投资1500多万元，平均单井最终采出量不到2000万立方米。按照国家核准的井口气价开采肯定是亏损的。
8月30日,记者从苏里格气田联席会议上获悉，目前气田日产量已达450万立方米。9月中旬，制约产量上升的三台压缩机组投运后，日产量将迅速增至1000万立方米。同时，通过合作开发单井综合建井成本降至800万元以内，平均单井最终采出量将达到2200万立方米。这“一减一增”，使苏里格气田2010年建成年产100亿立方米的大气田成为现实。
“5+1”模式——构建和谐环境
中国石油集团内部重组后，工程技术服务企业与油田公司成为两个相对独立的经营实体，前者通过向后者提供服务赢得生存与发展的空间。由于油田公司的成本是工程技术服务企业的利润来源，所以工程技术服务企业降低成本缺乏原动力。苏里格气田前期开发评价，综合建井成本较高是制约开发成本的关键性问题。
2005年年底，长庆、辽河、四川、大港、华北五家的工程技术服务企业分别中标苏里格气田苏6、苏36-11等7个区块，与长庆油田公司自主开发苏14区块形成了我国油气开发独一无二的“5+1”合作模式。技术服务企业的工程技术优势和长庆油田公司开发技术优势同时得到发挥。五家技术服务企业生产的天然气以内部结算价卖给长庆油田公司。技术服务企业打井是给自己打的，所花的钱都来自从气井生产的效益。如果气井的产量很高，成本高点也许不算什么。可问题的关键是，苏里格气田单井产量低是不争的客观事实，各个环节降低成本成为惟一的选择。
“5+1”模式，参加苏里格气田开发各合作方形成同一个价值取向：增加天然气产量，提高开发效益，实现整体利润的最大化。在这个前提下,苏里格气田形成了“六统一，三共享”的运行机制，即“统一规划部署、统一组织机构、统一技术政策、统一外部协调、统一生产调度、统一后勤保障”，将合作各方变为一个有机整体，而“资源共享、技术共享、信息共享”则让“5+1”体制充满和谐。
苏里格气田单井控制储量少，开发产量低，每年建井数量较多，整个气田要有上万口生产井，装备需求数量巨大，虽然5家参与合作开发的技术服务企业都是独立的法人实体，但和谐的内部环境使统一产品选型与集中采购得以实现，由于批量采购使许多装备和材料价格下降了10%以上。
参与合作开发技术服务企业与长庆油田在行政上没有隶属关系，各自有自己的施工队伍、装备制造企业，如果都站在自身利益考虑问题，那么，苏里格气田将变成各种技术标准难以统一，安全和效率将难以保证。
建设和谐的内部环境实现了“标准化设计，模块化建设”。苏里格气田的开发模式，经过安全管理部门评估，安全系数高于传统的开发模式，开发风险也降到了最低点。
技术创新——拉动成本下降
“5+1”合作开发使苏里格气田成为一个技术创新的舞台。苏里格气田降低开发成本是从应用PDC快速钻井技术等系列技术开始的。
钻井周期是决定总费用的主要依据，钻井周期越长费用越高。合作开发前，苏里格气田平均钻井周期45天，成本居高不下。为解决这一问题，长庆油田与技术服务企业合作开展技术攻关，PDC快速钻井技术取得成功，形成了以PDC钻头为核心，涵盖井身结构、泥浆体系等系列快速钻井技术，苏里格气井钻井周期缩短到15天以内，成本大幅降低。2006年12月，由辽河石油勘探局组成的第二项目部首先把单井钻井周期缩短到14天，接着由长庆石油勘探局组成的第一项目部又把这一纪录改写为11天3小时。此后，第一项目部在苏36-5-18井创造了最短钻井周期9天23小时的历史纪录。国内目前的钻井日费一般在5万元左右，以此计算，钻井周期缩短30天，直接节约费用高达150万元。
2000年8月，苏6井在实施压裂后，强大的地层压力驱动着天然气喷薄而出，计算无阻流量高达120万立方米。此后，苏6井压力便迅速下降，5年累计产气量只有1866万立方米。这就是苏里格的现实：初期产量高，压力高，但单井控制储量少，压力下降快，产量递减快。这给气田开发带来的直接影响是，投产前期井口和集输装置性能要求高，投资大，但后期压力下降后，装置剩余功能大，造成很大的浪费。如果采用高压集输，由于集输管道需要高强度进口管材，同时还要配备压缩机，以满足气井开发后期增压外输的需要，势必带来成本的增加。更重要的是，在高压集输中，井口气由于含有水分，会形成天然气水合物堵塞管道，造成气井停产。为了防堵和解堵，必须在井口部位增加注入解堵剂甲醇的装置长期注醇，同样增加开发成本。
如果是采用中低压集输，上述一系列问题可以迎刃而解。但新的问题又出现了：中低压集气系统如何确保气井前期的高压或超高压的安全生产。又是靠技术创新解决了这一问题。由长庆油田油气技术研究院和第三采气厂主导研究的井下节流技术取得成功，使气井压力平稳释放，不加热、不注醇、中低压集输技术投入工业化应用，价格昂贵的进口管材被国产管材取代，管道投资大幅降低；与之配套的紧急截断装置实现国产化，系统的安全性能不降反升，气井采气时率由67%提高到97.2%，单井地面投资由220万元降至110万元。
解放思想——开发效益凸显
2005年2月，蒋洁敏作出“引入市场竞争机制，加快苏里格气田开发步伐”的指示，引发了“解放思想，实事求是，一切从实际出发”在苏里格气田的实践，而市场化配置资源是这一实践带来的第一个重大突破。
记者在采访中深切体会到，苏里格气田的规模有效开发是解放思想的结果。在苏里格气田一切都是新的，管理体制和运行机制、PDC快速钻井技术、井位优选技术、井下节流技术等一系列创新技术，使苏里格气田实现规模有效开发。同时，市场资源优化配置成为苏里格气田降低成本、提高效益的重要途径之一，这仍然是解放思想的结果。
气井和油井一样都要下套管和油管，由于天然气开发往往要面对高压、含硫等带来的高风险，在国内大部分气田都采用进口的油管和套管，但进口管材价格远远高于国产的。如果实现管材国产化，每米套管可节约400多元，3500米深的气井，每口井可降低成本160万元，油管可降低成本40余万元。但关键是采用国产管材能否满足苏里格气田开发的技术要求。长庆油田打开思路，引入市场竞争机制。当“苏里格气田气井管材国产化”的信息传向市场，国内众多厂家纷纷行动起来。长庆油田公司、中国石油管材研究所与多家厂商合作，在较短时间内研制出适合苏里格气田的油管和套管，取代了进口管材。仅此一项，苏里格气田平均单井可节约投资200余万元。
苏里格气田开发很多产品的定型甚至科研项目都是靠市场化来完成的。以限额设计为例，通过限额设计每米钻井进尺费用由1000元降至816元；井下节流器、无线传输系统、紧急截断阀等关联装置原来单件投资超过5万元，限额设计使三者组合价格降至10万元。
解放思想也给苏里格气田带来了平均单井产量的提高。苏里格气田属大型岩性气藏，但储层非均质性极强，有效储层与围岩没有固定波阻抗关系。因此，开发井选井难度不亚于探井。为此，人们把累积产量达到2000万立方米以上的气井称为一类井或二类井，达不到这一要求的井称为三类井。一类井和二类井是有经济效益的井，而三类井是亏损井。合作开发前，苏里格气田一类、二类井比例只有62%。为提高一类、二类井比例，长庆油田邀请多家技术服务企业到苏里格气田施展才华。而今，苏里格一类、二类井比例达到80%以上，有的区块达到90%。苏里格气田平均单井累积产量提高到2200多万立方米，开发效益凸显出来。
