长庆油田扁平化管理机构设置
今年前4个月，长庆油田计划在苏里格地区新增3000亿立方米天然气基本探明储量规模，目前正有序推进。2007年至今，长庆人经过8年不懈的理论探索和勘探技术攻关，每年新增储量5000亿立方米，相当于每年再造一个“苏里格气田”。
苏里格到底有多大?
理论创新催生大气田
上世纪80年代，随着煤成气理论的引入，长庆天然气勘探从盆地周缘寻找构造气藏转向盆地本部寻找岩性气藏。这使长庆油田勘探工作者们对古生界的天然气勘探再度燃起希望。
1999年，通过重翻老资料、重上野外露头综合分析，长庆人完善了河流—三角洲成藏理论，认识到上古生界广覆性展布的气源岩和三角洲储集砂体良好配置，指出盆地西北部苏里格等地区有利于形成大型砂岩气藏。在苏里格庙部署的苏2井、桃2井和桃3井，在上古生界石盒子组盒8、山西组山1段，试气均获工业气流。首战告捷，苏里格大气田初见端倪。
2000年年初，长庆人围绕桃5井进行“南北展开，重点突破”勘探部署，部署苏6井、苏5井，试气分别获得日产120万立方米和28万立方米的高产气流。苏6井的高产使苏里格天然气勘探的星星之火形成燎原之势，揭开了苏里格大气田神秘的面纱。截至2003年，苏里格提交探明地质储量5336亿立方米。
2006年，集团公司提出“鄂尔多斯盆地苏里格地区新增天然气基本探明地质储量两万亿方规划”整体方案，要求4年新增2万亿立方米天然气规模储量。当时，对于长庆油田来说，这无疑是天文数字。长庆天然气勘探40多年，总共提交天然气储量才1万多亿立方米，4年找到2万亿立方米似乎是天方夜谭。
深入细致的地质综合研究是打开地下油气宝库的金钥匙。长庆人通过系统开展盆地构造、物源和沉积古环境等分析，应用高分辨率层序地层沉积理论，首次创建了上古生界大型缓坡型浅水三角洲沉积模式，认为盒8期在缓坡浅水湖盆背景下，多物源供给、多水系输砂，畅流型湖平面大范围多期波动，控制了河道砂体垂向上相互叠置、横向上复合连片，揭示了盒8段砂体大面积网毯状分布的规律，指明了苏里格地区大面积含气的分布格局，坚定了在苏里格周边再找“苏里格”的信心。
长庆油田综合地质研究和水槽模拟实验认为，只要找到砂体和有效储层，就可能找到岩性气藏。理论创新再度激发勘探热情。2007年，苏里格东一区提交基本探明储量5652.23亿立方米;2009年，苏里格东二区提交基本探明储量5570.13亿立方米;2010年，苏里格西二区提交基本探明储量5518.32亿立方米……苏里格新增2万亿立方米储量的勘探梦想如期实现。
苏里格气田天然气年产量
开发瓶颈如何破解?
“5+1”模式解难题
作为当时我国陆上最大的整装气田，苏里格气田的发现备受关注。然而，世界上罕见的“低渗、低压、低丰度”的气田特性，使苏里格气田的勘探开发一度陷入困境。
“苏里格气田能否实现有效开发，不是储量问题，而是技术、队伍、资金和体制方面的问题。”长庆人一语点中苏里格气田的开发瓶颈。
2005年6月，集团公司果断做出“引入市场竞争机制，加快苏里格气田开发步伐”的重大决策，竞标引入中国石油内部5家单位同长庆油田一起(简称“5+1”)合作开发苏里格气田。
长庆油田公司通过招标确定与长庆局、辽河、四川、大港和华北五家企业合作开发苏6等7个区块，由长庆油田公司开辟苏14重大开发试验区，形成“5+1”开发模式，全面打响规模开发苏里格气田的战役。
2008年5月，为加快实现苏里格气田既定产量目标，长庆油田公司又与川庆钻探、长城钻探、渤海钻探、西部钻探和华北油田在苏里格东西区6个区块开展第二期合作开发，形成新的“5+1”合作开发模式，开发规模进一步扩大。
市场开放为苏里格气田有效开发打开了通道。多方技术人才到苏里格气田施展才华。参与各方各展其能，亮出看家本领，不设技术壁垒，开展技术共享和交流，仅钻井周期就由平均45天缩短到15天。
按照“5+1”合作开发模式，长庆油田充分发挥管理创新和技术开发的“试验田”优势，通过全面实施“建设标准化、施工模块化、管理数字化、服务市场化”的气田开发建设模式，促使气田快速进入效益开发轨道。
长庆油田勘探部经理席胜利向记者介绍，苏里格气田在勘探开发中，实行项目管理。为精细项目结构，长庆油田采用决策层、管理层、执行层三级扁平化管理机构设置，减少了中间环节，保证了项目运行的及时、高效和准确。
储量如何变成效益产量?
技术创新提高单井产量
2007年以前，在苏里格气田，一口3000多米深的探井，钻井周期超过60天。面对前所未有的储量和产量任务挑战，长庆人提出用钻井新技术提速。通过对召30井等3口井试验，优选PDC钻头和相配套的钻井参数，研发出PDC钻头下录井的捞样、洗样和描样新工具。推广应用后，钻井周期缩短一半，3个月内完钻40口探井。
在物探方面，苏里格气田通过规模应用全数字地震勘探，批量进行叠前反演，含气性检测成了井位部署的“拐棍”，井位预测符合率达到75%。在测井方面，引进红外光谱、感应—侧向测井联测等技术，准确判识气水层，使勘探成功率达60%以上。首次使用多级组合下沉剂与变排量的控缝高组合压裂工艺、束水支撑剂压裂技术、化学转向式下沉剂压裂、直井水力多级喷砂射孔等技术，有效提高了单井产量。苏里格气田的技术创新实现了由一枝独秀向百花齐放的跨越。
今年年初以来，为加快苏里格气田天然气生产步伐，力促气田实现“直井—丛式井—水平井规模应用”的开发模式转变。4月9日，随着最后一口三维水平井顺利完钻，标志着苏里格气田大井组钻井技术应用再拓新领域。目前，苏里格气田形成了以“预分防碰+三维绕障+扇形标准化轨迹控制”为核心的多井型大井组整体优化技术，实现了大井组安全快速钻井，形成了“多层系、大井组、多井型”的开发新路。
苏里格地区天然气勘探大致分三个阶段。
第一阶段
始于2000年，苏6井在上古生界石盒子组盒8段钻遇中—粗粒石英砂岩48米，揭开气田大规模勘探的序幕。截至2003年年底，累计提交天然气探明地质储量5336.52亿立方米。
第二阶段
2007年至2010年，按照“整体研究，整体勘探，整体评价，分步实施”的勘探思路，对苏里格气田展开整体评价勘探，在苏里格东部和苏里格西部共新增基本探明地质储量22544.62亿立方米。
第三阶段
2011年至今，按照“规模、效益、科学”的勘探原则，在苏里格地区加大甩开力度，同时坚持上、下古立体勘探，苏里格地区新增基本探明地质储量13759.4亿立方米。
