截至6月23日，中国石油长庆苏里格气田今年已累计生产天然气98.54亿立方米，同比增长10%。苏里格气田分公司经理余浩杰说：“通过‘新井科技增气，老井间开聚气，躺井水中救气’三管齐下，使气田稳步成长。”

　　对具有世界级开发难题的苏里格气田来说，这里不仅找气难、开发难，稳产更难。从苏里格气田探明正式投入开发开始，长庆油田针对气田不同时期出现的低产、递减快、气井水淹等影响气田持续发展的问题，分门别类，对症下药，持续创新，力保“新井提产、老井不老、躺井不躺”，使气田产量稳步上升。

　　苏里格气田属于典型的“低压、低渗、低丰度”致密气藏，传统的常规技术无法实现效益开采。2008年开始，长庆油田先后推出适应苏里格气田水平井开发的储层预测、部署设计、快速钻井、地质导向及多段压裂改造等一系列配套技术，从根本上提升了新投井单井产量。

　　目前，常规井日产无阻流量在2万至20万立方米之间，而水平井日均无阻流量达到45万立方米，最高日产达到100多万立方米。水平井日产量是常规井的3至5倍，彻底实现了“多井少产”向“少井多产”的转变。

　　气田的长期开发，使一部分气井“疲劳作战”，进而造成井底压力和气井产量逐年下降，导致地下能量不足，气井产量递减快。这些问题不解决，就会拖气田上产的后腿。长庆油田在对不同气藏、不同气井研究分析的同时，对一些底气不足的老井果断采取“长关短开”或“短关长开”措施，利用间歇开井给气井积蓄能量，以此实现气井“欠能就关井”“有能就开采”的良性循环。目前，苏里格气田300多口低压老井通过间开聚气，单井日产量不降反升。

　　由于特殊的地层环境，在采气过程中，井筒积液过多而导致无法开采的气井（俗称水淹井），在苏里格气田占相当一部分比例。

　　“能否在地下3000多米的地层中把气从水中救起来，关系着气田单井采收率的高低，更关系着苏里格气田能否持续有效发展。”主管苏中气田开发的采气四厂厂长杨志伦说。近几年，采气四厂每年通过“排水采气”的增产量均在1亿立方米以上。

　　今年年初以来，称为苏里格气田开发技术“试验园”的采气三厂，面对水淹井多的实际，通过采取人工泡沫、速度管柱、涡流工具等不同排水措施，救活了371口水淹井，共从水中救出天然气3074.35万立方米。