2001年9月10日，长庆油田公司成立了第三采气厂，全面负责实施解决在苏里格气田低丰度、低渗透、低产出地质条件下，如何进行经济有效开发难题的现场科技攻关试验和先导性试采评价工作。
先导性实验带来认识的深化
苏里格气田犹如一双巨手在鄂尔多斯盆地撒下的一大把金子，沉寂沙海，踪迹难寻。气层分布广、单井产量低、开采难度大的现实，一度让石油人望而生畏。如此规模的大气田，能不能得到规模开发，成为长庆人心中的重负。
时任中国石油勘探板块副总经理的冉新权指出：“苏里格气田的各项评价过程也是一个认识不断进步、技术不断取得突破的过程。”
为此，长庆油田开辟了苏6井区先导性开发试验区，逐步钻开发评价井、开发井，从那时起，针对苏里格气田的各种试验就从未停止，对苏里格气田的认识也在一步步地加深。
2002年9月20日17时30分，长庆油田公司重点产能项目建设工程——苏里格气田3亿立方米先导性开发试验工程正式投入运行；
截至2003年7月22日，苏里格气田开展了5口井更换φ60.3毫米油管生产试验；
2003年8月19日到9月19日，对苏38-14井进行柱塞气举排水试验。经过一个月的试采证明，该井能稳定生产，油套压差减小，井底基本无积液，对于发展低压、低产、小水量气井的排水采气工艺技术有重要意义；
2003年9月，油气院与江汉油田合作，首次在苏里格气田苏36-11井实施Y241封隔器分压合采试验，此次试验第一次实现了一次性不动管柱分压合采，实现了苏里格气田盒8上及山1的共同开采。对苏里格实现上古两层或两层以上储层合层开采开发具有极其重要意义；
2004年2月，采气三厂在油气工艺研究院、采气一厂测试中心的协作下，在苏6井区进行2口加密气井井下节流工艺技术应用试验；
2004年3月28日，苏15-19井分层压裂施工，2004年油气院继续推广完善Y241-115双封隔气分压二层合采一体化管柱，并能实现了分层压裂、完井管柱一体化的目的；
2004年6月8日采气三厂项目组在苏42-18井组织了简易井口不压井更换阀门试验，填补了国内气田在高压不压井更换气井1#、2#、3#阀门的空白，为苏里格气田低成本开发实施简易井口装置提供了坚实的证明；
2004年4月，苏里格气田苏39-20井完成压裂、压井下油管，目前已进入排液后期，这标志着苏里格气田4"小套管气井气层改造试验已经顺利完成；
通过简易井口试验简化了井口采气树的结构，大大降低了井口成本；井下节流试验在防治天然气水合物的同时简化了地面工艺；废旧油管浅埋、不注醇、不加热、不保温试验进一步拓展了节约成本的空间；井间串接、混相计量试验达到了高效集气的目的，较大幅度地节约了采气管线成本；快速投产、长距离集气试验的成功，成为低成本开发的重要成果；单井计量仪表简化试验为流量计的选型提供了依据；紧急截断阀的应用为完善井下节流工艺提供了安全保障；高精度二维地震试验对井位优选起到了至关重要的作用。
经过多年的攻关试验，油田公司结合苏里格气田低渗、低压、低丰度、低产的现实，不断调整目标，树立了“坚定信心，面对现实，依靠科技，创新机制，走低成本开发路子”的思想认识。并通过开展多项科技攻关和先导试验，最终确定了“井口加热、中压集气、管线保温、带液计量、多井串联、外加冷源制冷脱水脱烃、增压外输”的地面工艺技术。
通过对苏里格气田局部生产区域的试采评价以及对评价井实钻和综合地质分析，使技术人员及员工对苏里格气田储层的认识水平再进一步提高，苏里格气田开发的主体工程技术和配套工艺技术模式正在逐步形成，打开苏里格气田开发的效益之门将指日可待。
先导性实验取得丰硕的成果
众人瞩目的苏里格气田开发前期评价工作，在众多石油人的不懈努力下，经过多项科技攻关以及工艺技术实验的成功应用，从地震、地质研究、钻井、测井、井下作业、地面配套工艺等方面均取得了阶段性成果。
两项突破分别是在气层改造方式和地面配套工艺氨制冷脱烃、脱水技术上的突破。先导性实验中，通过不断的对比优化，筛选出了适合苏里格气田开发的双封隔器分层、油套环空注入、光套管、高砂比等压裂技术及工艺参数；通过对氨制冷与小压差大换热板式换热器脱烃、脱水的对比，低温分离效果较为明显，可以有效满足低温分离的要求，产品气质指标达到或超过国家二类气质标准，且能达到国标二级A类气质标准。
先导性实验中，还形成了四项重要成果：
——简易井口现场应用成果。简易井口的应用不仅降低了投资，且使带压更换井口阀门成为现实；同时，实现了地面配套工艺采用井口加热、中压集气、采气管线保温的生产方式。
——国产天然气压缩机的成功应用。国产压缩机的选型和应用，不仅有效保证了低产、低压气井在较低压力下连续生产的能力，且能有效降低开发建设投资。
——气井不压井作业成果。气井不压井更换小油管作业，不但减少了对气层的伤害，且增强了气井生产过程中的携液能力，并为苏里格气田今后不压井作业积累了宝贵经验。
——钻井新工艺的成功应用。通过采用小井眼钻井完井、小口径套管固井等工艺技术，充分体现了钻井安全、快速、简化的施工原则，并较大幅度地降低了钻井成本。
这两项工艺技术的突破和四项科技攻关实验成果揭开了长庆气田开发史上的新篇章，并为今后经济有效的开发苏里格气田奠定了良好的基础。
先导性实验成为一种攻关模式
现在苏里格气田开发中的每一项技术都是采气三厂试验和积累的结果，优化钻井技术也是如此。什么样的钻头最适合苏里格气田的岩层，什么样的套管尺寸及井身结构更合理，什么样的泥浆配比更能保护储层、更有利于提高钻井速度等等，每一个参数都凝聚着采气三厂人的心血。在技术攻关的过程中，领导干部和专业技术人员带头学习钻研地质、采气等相关理论知识，带头将理论与开发实践相结合；岗位操作人员学习新技术、新工艺、新设备、新装备蔚然成风。就是在这种艰苦的探索中，各项技术一步步走向成熟。
2005年，就在苏里格即将进入合作开发的前夕，油田公司又开辟了苏14重大科技攻关试验区，围绕“Ⅰ类井+Ⅱ类井比例达到80%、单井综合成本降低到800万元以内”两大目标，在前期技术攻关的基础，开展了一系列先导性试验。探索形成了“技术集成化、材料国产化、设备撬装化、服务市场化”的低成本开发途径，集成创新了气藏工程、钻采工程、地面工程三大系列12项开发配套技术，其中：井位优选技术得到规模化应用；井下节流技术创新，使中低压集输技术在苏里格气田投入工业应用，单井地面投资由原来的220万元降低到110万元；地面优化技术的集成创新，形成苏里格气田独有的集气模式。
先导性实验，是苏里格气田开发主战场对的一个强劲音符。作为甲方的油田公司，在合作开发的今天，只有苏14井区这块“自留地”由在苏里格奋战了5个春秋的第三采气厂负责开发，开发区域缩小了，但是责任更大了。苏14区块位于苏里格气田中南部，是油田公司自主评价的区块，是探索实施“技术集成化、材料国产化、设备撬装化，服务市场化”的试验场。而他们探索总结出的技术路线、开发思路和技术创新成果，都将无偿推广到合作开发的其他区块。通过机制创新和技术培训创新，开展井位优选技术攻关，提高Ⅰ类井+Ⅱ类井比例的重大试验成果，就是这个重大科技试验区成功的典范之作。
苏里格气田历经5年的开发前期准备，各项工作取得重大进展，进入了规模开发的新时期，展示了美好的开发前景：对于这些充满蓝色畅想的旋律，苏里格采气人有着更为清醒的认识：苏里格气田5年来的前期开发评价和试采，完成的只是初创阶段的工作和任务，在现阶段，苏里格气田才真正进入了规模有效合作开发的大发展时期。
