中国石油西部钻探油气合作开发公司（简称合作开发公司）承担着苏里格油气风险合作区苏77、召51、苏19三大区块油气开发工作。多年来，以打造苏里格富水致密气藏开发典范为目标，锚定开发关键，深化精准施策，通过实施高效建产、稳产保产、技术增产三大核心举措，形成了“部署避水、钻后识水、压裂疏水、采中排水”的开发技术系列，累计生产天然气115.1亿立方米，其开发经验为同类企业提供了可复制的管理创新和技术实践样本。

一、高效建产：全链条提速新井投产

合作开发公司锚定效益开发目标，打破求稳守成藩篱、及时调整开发思路，形成地质—工程—生产一体化协作链。

一是超前筹划组织，优化产建节奏。牢固树立“只有提前才能按时，只有超产才能完成”的生产组织理念，严格按照“一季度高点起步、二季度快速上产、三季度受控运行、四季度平稳收官”的生产节奏，“靠前指挥、服务一线”，构建“同频共振、精准契合”的大生产格局，全面提升生产服务保障能力和服务水平。针对新井接替不足的挑战，坚持“效率优先”原则，通过“三提前”机制（提前勘察搬迁路线、提前协调外协问题、提前制定技术方案）压缩非生产时间。2月8日，2025年首口新井苏19—19—18H3井在寒风中鸣机开钻，以奋斗姿态开启产建工作新征程。随后，13部钻机在合作区块摆“钢”布阵，钻井进尺突破5万米大关。

二是技术闭环管理，提升部署成功率。大力弘扬“三否”精神，深度开展气井大调查、工艺再评价、开发再认识、管理再反思，井位部署由常规井区向地障区转移，储层改造由大段多簇向单段单簇转变，开发从注重静态到动静结合转变，管理由“管理+服务”向“管理+技术+服务”转变。推行“钻完一轮、复盘一遍、调整一批”的动态优化模式，结合地质数据与实时钻井反馈，迭代优化井位部署。地质甜点刻画、超长水平井钻井、无限级滑套压裂等一系列新工艺试验获得成功，新井平均无阻流量同比提高1.7%，斩获百万方井5口。

三是集中力量攻关，提升产建效能。将能否准确研判解决集输瓶颈作为制约持续上产的关键。集中力量“啃骨头”。成立六个专项工作领导小组，完成召51—2集气站扩建、苏47—2站技改及联络线建设。抓住关键促外输。开创性地接管了苏东17集气站，有效释放气井产能10万方/天，并为后续气井预留提产空间。信息化基础更牢。完成325套单井设备升级，生产井全部实现数字化远传，单井数据传输率由65%提升至98%。持续优化信息平台，基本实现数据实时监控、历史数据查询、数据异常报警、远传阀门调控等功能。

二、精细管理：践行稳产保供“方气必争” 

合作开发公司坚持“精益管理出更大效益”理念，把握好气井生产和携液之间的平衡，想方设法降低气井综合递减率。

一是动态监控与精准施策。建立“日跟踪、周分析、月调整”机制，将11亿立方米年度产量目标分解至单井、单日。各作业区以技术分析为基础，优化参数为导向、措施治理为手段，认真分析每口气井生产动态，严密监控设备设施工艺参数，不断强化气井动态精细管理。技术人员每日对开关井、产量任务计划、各集气站隐患排查等重要信息及时掌握汇总，实时保障生产平稳有序“不掉队”。采气作业二区以“诊断分析早发现，规范实施提效率，优化制度保效果”为重点，使召51区块年商品气量率先突破1亿立方米，达到1.83亿立方米。

二是隐患治理与设备保障。油气合作开发公司坚守“安全生产七条红线”，全面落实“三管三必须”要求，狠抓风险管控与责任落实，统筹推进安全治本攻坚三年专项行动，加强重点领域整治，首次系统评估边远井风险隐患，治理高套压井74口，有效降低井口刺漏风险；推行“参数异常即预警、隐患发现即整改”的标准化流程，首次引进管道带压补强技术，对漏点检测腐蚀严重的19.4公里外输管线集中治理；引进推广无人机巡线、机器人巡检、激光甲烷遥测等项目，隐患发现处置能力大幅度提升。完善集气站标准化建设评比帮扶机制，9座集气站全部达标。

三是精细设计与质量效应。针对部分天然气井出现能量下降、地层水淹等“老年病”，再加上历年上措施作业，基本已“吃干榨尽”，要在保产量、保效益前提下，开展措施作业的难度越来越大。困难面前，地质、工艺技术人员直面选井难度大、产量效益双重考核压力大等考验，按照“调结构、提单产、保质量、降成本、促效益”的工作思路，坚持“地质工艺一体化”“效益优先、少干多增”的工作原则，着眼于藏、着眼于井、着眼于层、着眼于砂开展细致研究，并结合井况、井史等资料，精心编制措施井的地质、工艺方案，使每口被摸排出来的气井都具备较好的增气潜力，气井措施有效率达86.7%，累计增产8060万立方米，气田综合递减率保持18%。

三、技术增产：创新驱动老井焕新

油气合作开发公司坚持问题导向、创新引领，聚焦“小切口”技术攻关，实现“大效益”产能释放。

一是智能技术赋能生产。将科技增产作为核心战略，以创新驱动和技术突破为引擎，全力打造智能化、高效化的开发新模式。地质、工艺、作业区技术骨干联合组成攻关团队，围绕生产中的技术难题进行深入研究，改进生产工艺，提高生产效率。智能注剂、自动间开，打造数智井站线、“光伏+智能开关”等一批特色技术在现场成功应用。其中，优选降压混输排水采气工艺技术，使召51—51—14井组实现日增产1万立方米/天，井筒积液问题得到有效缓解，为稳产增产和可持续发展注入强劲动力。

二是老井挖潜成效显著。油气合作开发公司老井稳产的“压舱石”作用理念深入人心，“控递减、提高采收率”专项攻关取得重大突破，实现生产调控从追求初期高产向追求全生命周期EUR最大化转变。通过低产井治理投入产出比，实现单井增产向单元连片规模增产转变，措施治理和工艺改造，累计复产低产长关井45口，增产天然气780万立方米，验证了“技术增产”对可持续开发的关键作用。“最强单井”苏77—6—8H天然气累计产量突破1.3亿立方米。第三期风险合作苏19区块，开井时率保持在98.8%以上，负荷因子达到1.03，指标领先同区域水平。

三是提质增效彰显发展潜力。深挖管理创效潜力，从严从紧安排预算支出，返排液处理、增产稳产措施等46项专项成本得到有效控制；加强三年以上无动态物资处置力度，实现收益518万元；深入开展群众性挖潜增效活动，8个项目创效105万元。大力推广返排液重复利用，节约费用65万元；持续优化“砂代陶、限流压裂、控液增砂、天然气回收”等降本增效工艺，降本403万元、增效1580万元。