（记者 杜嘉 通讯员 李阳 陶静 张杰）4月15日，从长庆油田苏里格气田开发分公司产能建设项目组传来喜讯：位于气田东北部的苏东05-134H1井组3口水平井，经测试求产，最高无阻流量达52.5万立方米/日，打破该区域近3年来单井无阻流量最高纪录。
这意味着，曾经因区域储层致密、地层压力低等“先天不足”，而被认定为气田开发的“差等生”，历经10余年的“卧薪尝胆”，如今扬眉吐“气”，迎来了效益开发的“春天”。
作为我国陆上最大整装致密气田，长庆苏里格气田拥有典型致密气藏特性。“如果苏里格中部的高产气藏是10车道的高速公路，我们渗透率小于0.1毫达西的非常规致密气藏，就是荆棘丛生的羊肠小道。”苏里格气田开发分公司总地质师杨顺智介绍说。历经20多年的勘探开发，随着苏里格老气田普遍进入低压、低产、高产水阶段，产建目标也逐步向致密、富水、次产层转移。特别是苏东北区域，虽然资源丰富，但储量动用程度仅为23%，采出程度更低，只有2.1%。
针对老气田开发难题，长庆油田打破“大锅饭”开发模式，推行“因材施教”的差异化开发策略。坚持地质工程一体化理念，集合地震、钻井、录井、测井、固井、压裂等专业优势，通过应用“地震大方向、地质小尺度”综合导向方法，精细开展单砂体构型及储层展布规律研究，合理部署水平井段。创新实施的以“单层旋回精细对比、优势含气位置精准定位”为核心的精细化导向方法，使水平井平均水平段长1367米，砂岩钻遇率达100%，有效保障了效益建产及储量动用最大化。
“压裂施工好比压轴大题，效果好坏直接影响最终成绩。”有着丰富现场作业经验的总工程师白鹏说。不仅如此，气田还充分发挥科技赋能作用，不断深化不同领域技术队伍的现场融合，针对气藏特质开展不同层位、厚度、物性等多维度分析，围绕“降低水锁伤害、提高返排效率”两个核心，在数次开展压裂方案桌面推演的基础上，最终制定“二氧化碳泡沫减水增砂+纤维高导流支撑”压裂改造施工方案，成功打通地下气藏“经络”，将压裂改造增产效能发挥到最大。通过对区域内一个井组3口水平井实施改造段数、增大加砂量、注入液态二氧化碳等措施，平均日产达8.4万立方米、无阻流量达39.8万立方米/日。
“下一步，我们将继续深化苏东北区块基础理论研究，加强储层含气性分布相关规律探索，科学统筹交井投产、试采跟踪、工艺评价等各项后续工作，为该区块未来产建部署与效益开发决策提供坚实依据。”苏里格开发分公司负责人冯强汉说。