2000年8月26日，长庆油田苏6井喷出日产120万立方米的高产工业气流，宣布了苏里格气田“横空出世”。 

　　几年后，苏里格地区形成了具有万亿立方米储量的特大型气田，但储层致密、薄而分散、储层非均质性强、单井控制储量小等特点也逐步显现，成为世界罕见的低渗、低压、低丰度气田。在常规技术条件建设模式下，苏里格气田不具备经济开发价值。

　　长庆油田打破传统的气田开发思路，全力组织开展多学科联合攻关，几年来集成创新了“井位优选、快速钻井、井下节流、分压合采、井间串接、远程控制、滚动建产、快速投产、稳产接替、排水采气、分类管理、增压开采”12项开发配套技术，其中“井位优选、快速钻井、井下节流、分压合采、地面优化、远程控制”6项关键技术有效突破了制约苏里格气田经济有效开发的瓶颈，显著降低了气田开发成本，大幅提升了开发管理水平，为苏里格气田的规模有效开发创造了条件。井位优选技术提高气田采收率

　　根据气井钻遇储层的发育情况，结合气井生产动态特征，将气井由好到差分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井，提高Ⅰ+Ⅱ类井的比例是井位优选的核心目标。

　　从大量完钻井来看，苏里格气田地质条件十分复杂，不同类型的气井其地质特征有所不同，主要表现在：主要储层盒8段至山西组为多期辫状河沉积，各单砂体纵向上相互叠置，横向上相互搭接,复合连片；有效储层横向变化大、厚度小、富集程度差，有效砂层厚度与砂层总厚度关系不明显等。

　　由此，采气三厂充分应用前期地质资料刻画复合砂体带，筛选出相对富集区，应用高精度二维地震技术预测有效储层，优选井位。2005年以前开展的二维地震、三维地震、二维多波、三维多波地震试验，较好地解决了复合砂体的预测问题，砂体总厚度的预测符合率达到90％以上；2005年以后，主要针对有效储层预测，在地震采集、处理、解释方法上进行了重大改进，实现了砂体预测基础上的有效厚度预测，井位优选技术趋于成熟，在布井方法上做到了“看地质、看地震、看地质和地震相结合”。

　　以高精度二维地震技术为基础的井位优选技术在苏14区块试验成功后，迅速在苏里格气田得到了推广应用，效果十分显著，Ⅰ+Ⅱ类井的比例由评价初期的60％提高到目前的80％以上。快速钻井技术大幅度降低成本

　　苏里格气田平均井深在3400米左右，传统上每口气井的钻井时间约在35天左右，钻井周期长造成钻井成本高和储层污染两个技术难题。

　　2003～2004年，采气三厂进行了气体欠平衡钻井技术试验，未能实现提高钻井速度的目的。科研人员提出了利用PDC钻头提高钻速的技术思路，以PDC钻头为核心的快速钻井技术包含了PDC钻头的个性化设计、井身结构优化、国产油套管应用、优化泥浆体系等技术。

　　在2005年试验的基础上，辽河油田的技术队伍率先应用PDC快速钻井技术，创造了钻井周期14天13小时的纪录。长庆局加强技术攻关，连续刷新指标，创造了9天23小时的最快纪录。

　　以PDC钻头应用为基础的快速钻井技术，使苏里格气田单井平均钻井时间大幅降低，钻井成本减少了三分之一以上，不仅解决了制约苏里格气田开发的储层保护难题，也有效降低了开发成本。通过开展以PDC钻头为核心的提高机械钻速试验的成功，大大降低了钻井综合成本，形成了适应苏里格气田的集成创新技术。井下节流技术创新添助力

　　井下节流技术实现了苏里格气田中、低压集气模式，成为苏里格气田经济有效开发的核心技术。

　　井下节流工艺依靠井下专用设备（节流器）实现井筒节流降压，利用地温加热，节流后井口气流温度基本恢复到节流前的温度，从而有利于解决气井生产过程中井筒及地面诸多技术难题。天然气通过节流器的流动可近似为可压缩绝热流动，其流动状态可分为亚临界流与临界流。当节流器气嘴直径一定时，流量取决于节流器入口压力，苏里格气目前正是利用这一原理进行单井配产且生产稳定。

　　井下节流技术大大降低了井筒及集气管线压力，从而改变了水合物形成条件，达到了预防水合物堵塞的目的；节省注醇系统、取消井口加热炉，降低了开发成本，提高了开井时率，实现了控压稳产；节流后平均油压3.88兆帕，不到节流前的20%，使地面管线运行压力大幅降低，实现了中、低压集气，为简化和优化气田地面流程奠定了坚实的基础。

　　长庆油田自主研制的井下节流器及配套工具，胶筒密封性能良好，提高了携液能力，为提高最终采收率创造了条件，目前已有95％以上的开发井投放了节流器。

　　井下节流技术的成功，促使科研人员进一步探索形成了井下节流、井口不加热、不注醇、中压集气、带液计量、井间串接、常温分离、二级增压、集中净化、中低压集气的地面建设新模式。这一模式大大降低了工艺技术难度，大幅提高了安全等级（地面系统设计压力4兆帕，运行压力1.5兆帕），大幅降低了单井地面投资（由原规划方案的200多万元降低到100万元左右）。