在鄂尔多斯盆地的辽阔土地上，一场历时十六年的致密气效益开发实践正在进行，绘就了中国石油合作开发的华彩篇章。自2008年进入苏里格气田苏75区块以来，华北油田凭借创新思维和精细管理，在非均质、低压力、高水气比的复杂地质环境下，探索出了一条独特的致密气高质量经营开发之路，铸就了业内知名的“华北品牌”。

决策部署有序，目标达成“高分答卷”

时光倒回至2005年，中国石油天然气集团有限公司党组作出了“引入市场竞争机制，加快苏里格气田开发步伐”的战略决策。2008年5月，长庆油田分公司与华北石油管理局有限公司正式签署了苏75井区天然气开发风险作业服务合同。次年，《苏里格气田苏75区块初步开发方案》顺利通过集团公司审定。

　　该项目严格遵守审批流程，投资控制得当，动用探明储量、完钻投产井数、新建产能、累计产气量等核心指标与方案高度契合。截至2025年底，区块累计产气量达到127亿立方米，采出程度为25.6%，税后内部收益率为7.24%，实现了富含水致密砂岩气藏的效益开发，为集团公司提交了一份出色的成绩单。

模式创新破题，“油公司”机制激发活力

面对传统“大而全、小而全”的机构弊端，华北油田勇于突破，成立苏里格项目部，后逐步发展成为苏里格勘探开发分公司。创新建立了“机构扁平化、实施一体化、运营市场化、服务社会化”的油公司运行机制。在大部室制下，实现了一人多岗、一专多能的常态。

　　华北油田还探索形成了“五大五同”融合管理机制：大党建、党建同抓;大生产、生产同管;大安全、责任同担;大经营、效益同创;大外协、外协同推。产建方与施工方齐心协力，真正实现了“一家人、一盘棋”的高效协同。

　　在气藏管理上，华北油田颠覆了传统的“以集气站为单元”的模式，提出了“块内分区、区内分带、带内分藏”的开发单元管理新理念，推动气藏管理从“粗放式”向“精细化”转变。苏75区块综合递减率始终保持在18%左右，气井管理成效处于行业领先水平。

技术序列成型，“华北特色”攻克世界级难题

苏75区块气藏90%的气井产水，规模效益开发难度极大。华北油田经过十五年的钻研，形成了涵盖地质研究、钻井工程、压裂试气、气井管理、排水采气的“华北特色”致密气开发技术序列。

　　在地质研究方面，创新了以气藏单元分析为核心的富集区优选技术，获得2件国家发明专利，发布1项企业标准。在钻井工程领域，配套技术持续迭代升级，“十四五”期间井身质量合格率达100%，钻井提速23.8%。在试气压裂方面，形成了直井多层、水平井压裂等六大技术系列、十五项主体技术，改造理念从“少段+适度切割”升级为“少段+密切割”。

　　措施增产亮点纷呈。自2011年起，华北油田先后试验9类排水采气工艺，逐步优化形成以泡排、柱塞为主，智能化管控的低成本排采序列，年措施增产规模提升至1.7亿立方米以上，为区块连续14年稳产8亿立方米提供了坚实支撑。

效益显著，稳产愿景展望至2046年

开发成效以数据为证，展现了其非凡实力。在初步开发方案阶段，实际钻井数量较方案减少了13口，累计产气量较方案增加了7.18亿立方米，所有指标均达到或超过了设计预期。直井的平均单井首年日产达到了1.34万立方米，水平井的表现更是超出了预期，效果达到了直井的三倍以上。

　　尽管在开发调整阶段，部分直井的指标略低于方案预期，但通过优化配产、强化井筒治理、查层补孔、老井侧钻等多项挖潜措施，整体开发效果依然保持稳健。水平井的各项指标基本达到了直井三倍的目标，区块的综合递减率也从2020年的17.1%降至16.9%。

　　未来，根据苏里格气田300亿立方米/年的规划调整方案，苏75区块将继续维持稳产至2032年。依据正在编制的后续调整方案，预计从2009年至2046年，区块累计产气量将达到233.75亿立方米，税后内部收益率为6.84%，效益开发的可持续性得到进一步增强。

经验启迪未来，“黑格兰精神”引领新航程

十七年的不懈努力，华北油田在苏75区块的成功并非偶然。其背后的“忠诚担当、高效实干、守正创新、进取争先”的大漠黑格兰精神，是这支队伍的真实写照。

　　从“三年任务两年完成”的卓越速度，到连续14年稳产8亿立方米的持久耐力;从气井前三年平均日产较方案提升14.5%、单井EUR较方案提升35%的精细管理，到“经营生产、地质工程、建设施工”三位一体协同发展模式的不断深化，华北油田用实际行动证明了致密气不仅能够实现效益开发，更可以打造出具有核心竞争力的行业标杆。

　　在下一阶段，华北油田将继续发挥其资源基础扎实、开发技术成熟、队伍素质优良的核心优势，在保障国家能源安全的道路上，书写更多“华北品牌”的辉煌篇章。

【责编 李媛】