低滲透氣田開發是個難題，長慶油田人卻不畏懼這個難題。
鄂爾多斯盆地的天然氣田都有著低滲、低壓、低產特性，有的還存在嚴重的非均質性。長慶人創新應用新技術新成果，形成一系列古生界低滲透氣田開發技術，使該油田的天然氣產量以每年10億立方米的速度增長。
酸化改造酸若飴
1993年靖邊氣田開始進行試采，直到1995年，對儲層的認識還相當模糊。在此情況下，以這些前期評價為依據，最初人們只為靖邊氣田制訂了一個年產量為10億立方米的開發規劃。然而，12年后今天，靖邊氣田的年產量已經達到55億立方米。這其中，酸化改造工藝起到至關重要的作用。
長慶氣田自1989年大規�？碧揭詠�，由于儲層的低滲、低壓，酸壓工藝技術在氣田勘探中發揮了重要作用，同時也促進了氣井酸壓工藝技術的巨大發展。經過探索，針對靖邊氣田中部下古生界白云巖儲層,長慶已形成以普通酸酸壓、稠化酸普通酸組合酸壓、變黏酸酸壓工藝，有效解決了氣田中部物性相對較好的一、二類儲層的改造問題。首先，長慶油田通過室內實驗評價，確立了古潛臺東碳酸鹽巖儲層酸壓的酸液配方。其次是建立了適宜古潛臺東一、二類儲層的稠化酸與普通酸組合注入工藝。
通過這些措施，長慶確定了古潛臺東一、二類儲層酸壓改造工藝及參數，酸量最高達到150立方米。這一技術體系，在實踐中得到驗證。2004年一、二類儲層的平均試氣無阻流量11.26萬立方米。2005年針對古潛臺東側一、二類儲層充填特點，以增加酸蝕縫長和適度酸蝕導流能力為技術思路，技術人員對酸壓工藝及參數進行調整和優化，共實施酸壓改造50口井，平均試氣無阻流量達到17.31萬立方米。
加砂壓裂砂成金
對于相對致密的古潛臺東側下古生界白云巖儲層采用酸壓改造后，卻無法收到滿意的效果。于是長慶人把探索的目光投向了加砂壓裂。起初，技術人員采用四川磨溪氣田加砂壓裂工藝，因出現不同程度的砂堵而宣告失敗。
為此，科技人員探索針對相對致密白云巖儲層增產改造的適宜有效的措施。在進行了支撐劑優選、產量模擬分析、施工壓力分析、壓裂液體系研究、酸壓工藝及參數的調整等研究工作后，技術人員在白云巖儲層加砂壓裂工藝技術方面獲得突破。首先，選用低密度陶粒作為主支撐劑降低加砂難度，選用復合陶粒段塞技術減少液體的濾失和降低多裂縫效應，提高加砂規模。其次，通過壓力分析，建立了古潛臺東側不同區塊注入模式，在靖邊氣田選用較大的31/2″油管，榆林氣田選用31/2″+27/8″組合油管注入，形成適應長慶下古生界馬家溝組三類儲層的加砂壓裂工藝技術及模式，有效提高了單井產量。至此，加砂壓裂整體技術逐步配套成熟，現已成為上古生界氣田致密白云巖儲層改造的一項主體技術。
砂層里面“撿芝麻”
蘇里格氣田是我國目前陸上儲量規模最大的氣田。但該氣田的開發卻面臨著一個尖銳的矛盾：鉆井成功率低、單井產量低，相對應的卻是開發成本高。通過技術創新和管理模式的體制創新，目前，蘇里格氣田的日產氣量已經突破500萬立方米，今年年底將達到1000萬立方米。
Ⅰ+Ⅱ類井比例達80%以上才有開發價值。蘇里格氣田屬于大型巖性地層氣藏，非均質性強、低滲、低壓、低產、豐度低，雖然四低背景下存在相對高滲區，卻又往往被致密圍巖所隔斷。如果一口開發井不能打到相對高滲區的有效儲層，那么這口井將注定是虧損的。如何搞好井位優選，提高Ⅰ+Ⅱ類井比例成了蘇里格氣田實現規模有效開發的關鍵。
在其他氣田，找到儲集砂體就等于找到有效儲層，然而蘇里格氣田是找到砂層不一定找到儲層，而且由于氣藏非均質性強、氣層連通性差，導致單井控制儲量少，壓力下降快，單井產量低。在前期開發評價中，蘇里格氣田開展了水平井、欠平衡鉆井、大規模壓裂等各種先進工藝技術試驗，都未達到預期效果。因此，有人形象地比喻，在蘇里格氣田，井位優選就好比在沙堆里面撿芝麻，其難度可想而知。
長慶人知難而進，開展地震技術攻關，自主創新了高精度二維數字地震技術，在蘇14區塊重大開發試驗中，30口試驗井全部應用了以這一技術為核心的井位優選方案，其中Ⅰ+Ⅱ類井27口，達到90%�，F在，這一技術已經在蘇里格各合作項目部得到推廣。
虎口拔牙降成本
制約蘇里格氣田實現規模有效開發的另一只攔路虎是綜合建井成本。在其他氣田，一口氣井動輒幾十萬立方米的日產量，根本不用考慮綜合建井成本問題，也許一口井的投資幾天或幾十天就可以收回。但蘇里格氣田單井控制儲量少，累計產量低，即使是Ⅰ類井，單井累計產量也只能達到3000萬立方米的數量級，而Ⅱ類井則只有2000萬立方米，至于Ⅲ類井，能達到1000萬立方米就不錯了。就儲層性質和單井產量而言，世界上只有美國的圣胡安氣田與蘇里格氣田最相似，但圣胡安氣田的儲層埋藏深度只有600米左右，開發成本與儲層埋藏深度達3500米的蘇里格氣田不可同日而語。
長慶人把目光再次投向了技術創新。PDC鉆頭快速鉆井技術研究取得成功，大大縮短了建井周期，3500米單井純鉆井時間基本控制在15天以內，最快純鉆井時間為9天23小時。在實行鉆井日費制的今天，縮短鉆井周期就意味著降低鉆井成本。如今這一技術已經在蘇里格氣田大范圍推廣應用。
油套管國產化是長慶人在蘇里格氣田先導試驗中取得的又一重大成果。通過可行性研究和現場試驗，蘇里格氣田所用油管和套管全部實現國產化，按照目前市場價格、平均單井按3500米計算，單井可節約成本205萬元。而單井地面投資則由211萬元降低到110萬元。目前，蘇里格氣田的國產化率已經達到95%。
如今，整個蘇里格氣田的綜合建井成本已經降至800萬元以內。
到9月底，承擔長慶油田公司氣田勘探開發的96部鉆機，已完成617口氣田勘探、開發井的鉆探任務。今年，長慶油田公司部署天然氣產能建設超過30億立方米。隨著天然氣產能建設力度的不斷加大，長慶年內天然氣產量將歷史性地突破100億立方米，達到107億立方米。
知識卡片
一、二類儲層
一、二類儲層是根據對天然氣儲層滲透率、孔隙度等多項指標來評價儲量的品質，對于不同區域有不同的標準。一類儲層指品質相對較好的儲量；二類儲層指能夠實現有效開發的儲量。
Ⅰ+Ⅱ類井
長慶油田公司在蘇里格氣田開發試驗中把最終采出量能達到3000萬立方米的井劃分為一類井，2000萬立方米的為二類井，最終采出量在1000萬立方米左右的井歸為三類井。前期開發評價中，把日產量能達到1萬立方米、可以穩產三年、最終采出量在2000萬立方米以上的井定義為Ⅰ+Ⅱ類井。有關專家通過計算后得出結論，如果一個區塊的Ⅰ+Ⅱ類井達不到80%，那么這個區塊的開發將無經濟效益可言，甚至是虧損的。在鉆井成本大幅度下降后，關鍵就是如何提高Ⅰ＋Ⅱ類井的比例。
小貼士
鄂爾多斯盆地
鄂爾多斯盆地東起呂梁山，西到六盤山麓，南接秦嶺之巔，北至陰山山脈。面積37萬平方公里的古老的黃土地，荒涼的戈壁灘，蒼茫的大沙漠，遼闊的大草原，是長慶油田油氣勘探開發的主戰場。
這里是華夏五千年文明的圣地，其歷史和黃河一樣源遠流長。這里是新中國的搖籃，中國石油工業從這里起步。1907年，中國陸上第一口油井在這里誕生，當年原油產量還不足50公斤。2007年，長慶油田在鄂爾多斯盆地年產油氣當量突破2000萬噸。中國石油第二、全國第三的地位進一步鞏固。
鄂爾多斯盆地石油總資源量達85億噸，截至2006年年底，長慶油田已探明石油總儲量15億噸，累計為國家生產原油超過一億噸，累計探明天然氣1.4億立方米,累計生產天然氣470億立方米。
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