11月8日，记者从长庆油气工艺研究院采访获悉，长庆油田自主研发的核心技术，全力推进规模化应用。目前，在苏里格气田以苏东南区的多个主力产建区块相继擒获35口超百方方的高产气井，创造了长庆今年经济效益指标和天然气日产量2项历史新纪录，成为大气田持续稳产和高效开发的风向标。
长庆油田作为我国第一大油气田，攻克“磨刀石”的利器是科技创新释放的无限能量，在量变与质变的运行法则中，科技人员身兼重任迎难而上，以“转变思维引导技术创新”为己任，攻克了以优快建井、高效压裂、排水采气的多项关键技术瓶颈，攻关形成了一批工程技术利器和自主拳头产品，在实践中持续优化和完善，并规模化应用，促进了致密气藏跨越式发展，单井产量突飞猛进，全面提升了气田的开发效果。
快速钻完井技术 气田提速提效显著
长庆油田所开发的是典型的致密气藏,“边致密边成藏”的地质演化历程，致使纵向上“多层复合含气、层层低产”，单层采气时极易出现“上气不接下气”的被动局面。“先天”条件决定了长庆气田单井产量低、建井成本高，经济有效开发难度大。
据专家测算，目前，长庆苏里格气田单井投资控制在800万元以内才能实现经济有效开发，降低钻井成本是关键。针对气田井深、岩石可钻性差、钻井速度慢、成本高等难点，长庆油田开展了长寿命耐磨PDC钻头设计、“四合一”导向钻具优化、强抑制防塌钻井液体系研制等技术攻关，形成了二开“一趟钻”快速钻井技术。单井钻井周期由40天缩短至20天，钻井投资由800万减少至550万，推动了气田的规模效益开发。
同时，为进一步提高气田开发水平，长庆油气院针对大井组井眼轨迹复杂，防碰难度大等难题，技术人员以预分防碰轨迹设计技术，变被动防碰为主动分离，全面提高了钻井效率；技术的集成应用使气田实现了由直井到多层系、多井型、大井组的开发模式的转变。实钻最大单井组井数达到23口，三维水平井最大偏移距达到766米，最长水平段长达到3056米，创气田之最。
目前，长庆气田大井组的开发模式，已累计应用井组数达1200余个，节约土地2万余亩，既保护了当地环境，减少了搬迁时间和建井周期，也为致密气藏开发提供了强力技术支撑。
高效压裂技术 气田单井产量猛增
众所周知，长庆气田致密气藏的“低孔、低渗、低丰度”特征明显，区块差异性较大，东部多薄层发育，西部和北部气、水关系复杂，南部储层埋藏深，平均投产产量直井1万方/天、水平井3万方/天，单井产量低，提产难度较大。
油气院专家介绍，长庆气田经过十几年的技术攻关试验，储层改造技术从初期的笼统压裂，发展到以直井机械封隔器分层压裂，以及水平井裸眼完井不动管柱水力喷砂分段压裂，形成多层多段压裂技术，逐步完善的技术系列覆盖直井、水平井、压裂液体系、工厂化作业、碳酸盐岩酸压等5大技术系列、17项主体技术，有力保障了气田上产和稳产。
近几年来，随着气田开发的深入，井位部署由富集区向次富集区转移，储层物性变差，原有的多层多段压裂技术不能满足提产需求，同时由于地质条件的差异和开发成本的限制，决定了长庆气田只能自行拥有非常规油气藏的改造模式。对此，油气工艺研究院攻关形成了直井连续油管带底封分层压裂、水平井固井完井桥塞分段压裂等一批新一代致密气高效压裂技术和低成本压裂材料，实现了储层改造技术的升级换代。
同时，为了满足气井全生命生产周期需求、提高丛式井组作业效率，又攻关形成了直井连续油管带底封分层压裂技术，压裂作业效率提高了1倍以上；目前随着直井完井井身结构向小井眼方向转变，也降低了钻完井成本，减少了钻井液、岩屑废弃物的排放，作业成本整体下降了40%。其次为了提高水平井分段压裂的段间封隔有效性，长庆气田改变水平井完井方式，从裸眼完井向套管固井完井转变，攻克了致密气水平井套管固井完井桥塞分段压裂技术，应用了一系列低成本滑溜水压裂液和支撑剂等压裂材料，通过现场试验，作业效率显著提升。
排水采气技术 气田稳产青春永驻
长庆致密气藏气井在生产运行中，没有明显的稳产期，气井进入积液生产阶段较快，一般生产3年后，均为排水采气措施井，气井生产80%以上的时间需要排水采气，排水采气工作井数多、规模大、费用高，且呈逐年增加趋势。另一方面，长庆投产气井占中石油气井总数的80%，产量贡献率38.7%，加之自动化程度相对不高，井多人少的矛盾日益突出。
油气院科研人员针对以上生产难题，找准症结，持续改进采气工艺技术，形成了“泡沫排水、柱塞气举、速度管柱”为三大主体的排水采气工艺技术系列。研制了适用于多井型、复杂井筒环境的系列化柱塞装置，开发了具有数据传输、分析优化、远程控制等功能的站控..，实现了柱塞调参由人工向智能的转变。通过悬挂器、操作窗等关键装置和工具的研发，实现了速度管柱整套设备国产化，完成了连续油管作为速度管柱的相关配套工具研制，满足了苏里格气田高压期井下节流、低压期排水采气、枯竭期带压起管的气井全生命周期生产技术需求。
据统计，去年至今，长庆气田三大项主体工艺已累计实施7000余井次，增产气量达到17.9亿方，占增产气量的88.2%，实施效果显著。
