截至4月8日，苏里格项目经理部天然气产量达到5.45亿方，同比超产533万方，正以平均日产550万方的产量超计划节点平稳运转。

在苏里格风险合作区块资源品质劣质化，储量资源接续难，稳产稳效难度进一步加大等现状下，近年来，苏里格项目经理部坚持地质工程一体化，着力提高单井产量和降低开发成本，形成了以“井位优选、储层改造、排水采气、数智化管理”等关键举措为主体的核心技术，支撑“稳中拓西”战略取得实质性进展。

在“中区”桃7区块，该项目部加大“加密井部署”关键技术研发，使得精准预测剩余气分布规律成为可能。通过地质建模与气藏数模等手段，科学指导加密井的部署，有效提高了二、三类区储量动用率和气藏最终采收率。近三年来，桃7区块已完钻加密井26口，提高区域内采收率接近9%。针对“西区”高含水气藏现状，该项目部地质工程一体化团队综合地质、地震研究成果，建立了基于含气丰度、构造、断层三要素的“高含水致密砂岩气藏富集区筛选”关键技术，为西区井位部署提供了有力的理论和实际指导。2020年至今，西区动静态评价I+II类比例较以往分别提高12.9% 、17.1%，西区建亿方产能井数由30口降至23口。

在产能建设板块，围绕年度建产任务目标，产建板块形成了一套成熟可行的“储层改造”及“试气配套”关键技术举措。在532”关键技术系列的加持下，该项目部采用岩性分段、物性分簇、裂缝控距的改造思路，制定了“重点层段高强度暂堵转向改造+致密层段适度改造+高含水层段高导疏水工艺”的精细化压裂方案，有效保障了储层的充分改造和压后快速投产。目前，钻-压-试-投各作业面有序推进，年度产建井钻井开钻及完钻井数量超过60%，已完成压裂施工作业井7口，测试投产的2口单井均完成了从静态II类到动态I得效果升级。同样，为积极挖掘试气阶段降本增收空间，自2017年开始试验的试气流程密闭输气项目，2018年全面推广后，现已成熟应用。今年更是加大了流程密闭输气应用力度，有效提高了放空天然气回收率。截至目前，历年累计开展天然气密闭回收300余井次，回收天然气1.2亿方，创造综合经济效益超8600万元，已然成为该项目部创效增收的重要手段之一。

“气井全生命周期精细化管理技术”作为项目部实现气田科学稳产的重要关键举措，是延长气井连续生产期，稳定间歇生产期的重要方式。今年，该项目部重点着力于深挖老井潜力，在科学扩大措施规模的基础上，将提升排采工艺自动化程度的工作纳入重点事项，高效组织柱塞气举、自动间开及自动注剂三项自动化设备现场实施，气井自动化管理程度不断攀升。同时，在全生命周期管理模式下，“三项主体、四项配套、四项挖潜措施”的气井增产挖潜关键技术也得到进一步提升，系统性、针对性开展滚动式优化排查，为深挖气井潜力注入强劲动力，挖潜成效明显。截至目前，项目部利用“排水采气工艺技术”已累计实施措施井423口，增产气量达到8740万方，弥补气田‘先肥后瘦’滚动开发所带来的影响核心地位进一步显现。

同时，苏里格风险合作区数智化气田建设正驶入快车道。苏里格油气田采输管理平台和信息控制平台和自动化控制系统等多项关键应用技术的强力加持，不仅大幅度减少人工劳动强度，还显著提升了管线数据检测的精准度。今年，推进数智化管控系统升级，构建经营生产一体融合平台和油气田投资分析管理系统等具有苏里格油气开发特点的智能建设的重点工作也正在稳步推进中，目前，该项目部采输作业板块通过采输智慧管理平台发布执行任务已达8012项，通过无人机巡线完成所辖区块220公里集气支线的巡线管理及数据采集工作，快捷高效的数智化举措，正在不断给项目部提质增效工作带来新的生机、释放出新的活力。