蘇里格氣田已經探明儲量5336億立方米，長期無法實現規模有效開發。因為蘇里格氣田是低滲、低壓、低產、低豐度的“四低”氣田。有人算過一筆賬，該氣田3500米井的綜合建井成本高達1200萬元，加上采氣費用，單井總投資1500多萬元，平均單井最終采出量不到2000萬立方米。按照國家核準的井口氣價開采肯定是虧損的。

　　8月30日,記者從蘇里格氣田聯席會議上獲悉，目前氣田日產量已達450萬立方米。9月中旬，制約產量上升的三臺壓縮機組投運后，日產量將迅速增至1000萬立方米。同時，通過合作開發單井綜合建井成本降至800萬元以內，平均單井最終采出量將達到2200萬立方米。這“一減一增”，使蘇里格氣田2010年建成年產100億立方米的大氣田成為現實。

　　“5+1”模式——構建和諧環境

　　中國石油集團內部重組后，工程技術服務企業與油田公司成為兩個相對獨立的經營實體，前者通過向后者提供服務贏得生存與發展的空間。由于油田公司的成本是工程技術服務企業的利潤來源，所以工程技術服務企業降低成本缺乏原動力。蘇里格氣田前期開發評價，綜合建井成本較高是制約開發成本的關鍵性問題。

　　2005年年底，長慶、遼河、四川、大港、華北五家的工程技術服務企業分別中標蘇里格氣田蘇6、蘇36-11等7個區塊，與長慶油田公司自主開發蘇14區塊形成了我國油氣開發獨一無二的“5+1”合作模式。技術服務企業的工程技術優勢和長慶油田公司開發技術優勢同時得到發揮。五家技術服務企業生產的天然氣以內部結算價賣給長慶油田公司。技術服務企業打井是給自己打的，所花的錢都來自從氣井生產的效益。如果氣井的產量很高，成本高點也許不算什么。可問題的關鍵是，蘇里格氣田單井產量低是不爭的客觀事實，各個環節降低成本成為惟一的選擇。

　　“5+1”模式，參加蘇里格氣田開發各合作方形成同一個價值取向：增加天然氣產量，提高開發效益，實現整體利潤的最大化。在這個前提下,蘇里格氣田形成了“六統一，三共享”的運行機制，即“統一規劃部署、統一組織機構、統一技術政策、統一外部協調、統一生產調度、統一后勤保障”，將合作各方變為一個有機整體，而“資源共享、技術共享、信息共享”則讓“5+1”體制充滿和諧。

　　蘇里格氣田單井控制儲量少，開發產量低，每年建井數量較多，整個氣田要有上萬口生產井，裝備需求數量巨大，雖然5家參與合作開發的技術服務企業都是獨立的法人實體，但和諧的內部環境使統一產品選型與集中采購得以實現，由于批量采購使許多裝備和材料價格下降了10%以上。

　　參與合作開發技術服務企業與長慶油田在行政上沒有隸屬關系，各自有自己的施工隊伍、裝備制造企業，如果都站在自身利益考慮問題，那么，蘇里格氣田將變成各種技術標準難以統一，安全和效率將難以保證。

　　建設和諧的內部環境實現了“標準化設計，模塊化建設”。蘇里格氣田的開發模式，經過安全管理部門評估，安全系數高于傳統的開發模式，開發風險也降到了最低點。

　　技術創新——拉動成本下降

　　“5+1”合作開發使蘇里格氣田成為一個技術創新的舞臺。蘇里格氣田降低開發成本是從應用PDC快速鉆井技術等系列技術開始的。

　　鉆井周期是決定總費用的主要依據，鉆井周期越長費用越高。合作開發前，蘇里格氣田平均鉆井周期45天，成本居高不下。為解決這一問題，長慶油田與技術服務企業合作開展技術攻關，PDC快速鉆井技術取得成功，形成了以PDC鉆頭為核心，涵蓋井身結構、泥漿體系等系列快速鉆井技術，蘇里格氣井鉆井周期縮短到15天以內，成本大幅降低。2006年12月，由遼河石油勘探局組成的第二項目部首先把單井鉆井周期縮短到14天，接著由長慶石油勘探局組成的第一項目部又把這一紀錄改寫為11天3小時。此后，第一項目部在蘇36-5-18井創造了最短鉆井周期9天23小時的歷史紀錄。國內目前的鉆井日費一般在5 萬元左右，以此計算，鉆井周期縮短30天，直接節約費用高達150萬元。

　　2000年8月，蘇6井在實施壓裂后，強大的地層壓力驅動著天然氣噴薄而出，計算無阻流量高達120萬立方米。此后，蘇6井壓力便迅速下降，5 年累計產氣量只有1866萬立方米。這就是蘇里格的現實：初期產量高，壓力高，但單井控制儲量少，壓力下降快，產量遞減快。這給氣田開發帶來的直接影響是，投產前期井口和集輸裝置性能要求高，投資大，但后期壓力下降后，裝置剩余功能大，造成很大的浪費。如果采用高壓集輸，由于集輸管道需要高強度進口管材，同時還要配備壓縮機，以滿足氣井開發后期增壓外輸的需要，勢必帶來成本的增加。更重要的是，在高壓集輸中，井口氣由于含有水分，會形成天然氣水合物堵塞管道，造成氣井停產。為了防堵和解堵，必須在井口部位增加注入解堵劑甲醇的裝置長期注醇，同樣增加開發成本。

　　如果是采用中低壓集輸，上述一系列問題可以迎刃而解。但新的問題又出現了：中低壓集氣系統如何確保氣井前期的高壓或超高壓的安全生產。又是靠技術創新解決了這一問題。由長慶油田油氣技術研究院和第三采氣廠主導研究的井下節流技術取得成功，使氣井壓力平穩釋放，不加熱、不注醇、中低壓集輸技術投入工業化應用，價格昂貴的進口管材被國產管材取代，管道投資大幅降低；與之配套的緊急截斷裝置實現國產化，系統的安全性能不降反升，氣井采氣時率由67%提高到97.2%，單井地面投資由220萬元降至110萬元。

　　解放思想——開發效益凸顯

　　2005年2月，蔣潔敏作出“引入市場競爭機制，加快蘇里格氣田開發步伐”的指示，引發了“解放思想，實事求是，一切從實際出發”在蘇里格氣田的實踐，而市場化配置資源是這一實踐帶來的第一個重大突破。

　　記者在采訪中深切體會到，蘇里格氣田的規模有效開發是解放思想的結果。在蘇里格氣田一切都是新的，管理體制和運行機制、PDC快速鉆井技術、井位優選技術、井下節流技術等一系列創新技術，使蘇里格氣田實現規模有效開發。同時，市場資源優化配置成為蘇里格氣田降低成本、提高效益的重要途徑之一，這仍然是解放思想的結果。

　　氣井和油井一樣都要下套管和油管，由于天然氣開發往往要面對高壓、含硫等帶來的高風險，在國內大部分氣田都采用進口的油管和套管，但進口管材價格遠遠高于國產的。如果實現管材國產化，每米套管可節約400多元，3500米深的氣井，每口井可降低成本160萬元，油管可降低成本40余萬元。但關鍵是采用國產管材能否滿足蘇里格氣田開發的技術要求。長慶油田打開思路，引入市場競爭機制。當“蘇里格氣田氣井管材國產化”的信息傳向市場，國內眾多廠家紛紛行動起來。長慶油田公司、中國石油管材研究所與多家廠商合作，在較短時間內研制出適合蘇里格氣田的油管和套管，取代了進口管材。僅此一項，蘇里格氣田平均單井可節約投資200余萬元。

　　蘇里格氣田開發很多產品的定型甚至科研項目都是靠市場化來完成的。以限額設計為例，通過限額設計每米鉆井進尺費用由1000元降至816元；井下節流器、無線傳輸系統、緊急截斷閥等關聯裝置原來單件投資超過5萬元，限額設計使三者組合價格降至10萬元。

　　解放思想也給蘇里格氣田帶來了平均單井產量的提高。蘇里格氣田屬大型巖性氣藏，但儲層非均質性極強，有效儲層與圍巖沒有固定波阻抗關系。因此，開發井選井難度不亞于探井。為此，人們把累積產量達到2000萬立方米以上的氣井稱為一類井或二類井，達不到這一要求的井稱為三類井。一類井和二類井是有經濟效益的井，而三類井是虧損井。合作開發前，蘇里格氣田一類、二類井比例只有62%。為提高一類、二類井比例，長慶油田邀請多家技術服務企業到蘇里格氣田施展才華。而今，蘇里格一類、二類井比例達到80%以上，有的區塊達到90%。蘇里格氣田平均單井累積產量提高到2200多萬立方米，開發效益凸顯出來。