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长庆：五个“越来越”创纪录
长庆油田公司采气四厂苏36—11区块，投产水平井产量占到全厂气井总产量的33%，在苏里格气田各区块处于领先水平。
为规模高效开发苏里格气田，承担苏里格中部气田开发与管理的长庆采气四厂矢志不渝地坚持探索推广水平井开发技术。早在开发初期，这个厂就高度重视水平井开发技术运用，逐步形成水平井快速钻井配套技术、综合地质导向技术和储层改造配套技术三大系列。
2009年首试水平井获得日产天然气无阻流量百万立方米后，采气四厂连续两年开展大规模水平井开发，成为苏里格气田技术创新和管理创新的实验田和示范区，2011年以五个“越来越”，创造苏里格气田水平井开发新纪录：水平井钻井周期越来越短，最短钻井周期26.96天，实现水平井钻井周期控制在30天以内；单队水平井钻井速度越来越快，六开六完，总进尺2.8万米；压裂段数越来越多，裸眼水力喷射分压15段工艺一次成功，刷新长庆水力喷射改造段数纪录；水平井开发方式越来越优，实施5组丛式水平井组10口水平井，并首次在苏里格气田自营区块实施双分支水平井施工；水平井开发效果越来越好，平均单井日产天然气无阻流量为45.7万立方米，最高一口井达到127.5万立方米。
截至目前，苏36—11区块水平井平均日产气量达到5.5万立方米，最高日产气量达到15万立方米，水平井平均日产气量是直井的5至6倍。2009年投产的首口无阻流量百万立方米的水平井目前累计产气量超过6000万立方米。实践进一步表明，水平井开发已成为苏里格气田提高单井产量的“撒手锏”。
塔里木：让和田今冬不再冷
2011年12月31日，新疆和田地区气温降至零下20摄氏度。地处塔克拉玛干大沙漠西南部的塔里木和田河气田正加紧生产，让和田百姓过一个温暖的冬天。
随着和田地区天然气需求量不断增加，今年塔里木在这一地区新投产气井4口，和田河气田二期装置扩建工程入冬前建成投运，气田日处理能力由40万立方米提高至120万立方米。产量的提高主要得益于和田河气田水平井规模开发。
和田河气田为裂缝型碳酸岩气藏，储层基质物性差，发育高角度裂缝，裂缝沟通性好，适合采用水平井开发。2010年至2011年，和田河气田完钻新井5口，其中4口为水平井。水平井实施过程中，增加了水平段长度。
有效的钻井地质跟踪方法确保储层钻遇率。研究人员采取将导眼井部署在构造低部位，水平段由低向高钻进，且钻井过程中采取“边打边调”的策略，保证了水平段储层钻遇率，5口井储层钻遇率为100%。
为有效改造储层，提高单井产能，新井完钻后均采用连续油管水力喷射酸压技术进行储层分段改造。对玛4—6水平井水平段分15段实施体积改造，对玛5—1水平井分16段采取连续油管拖动旋转喷射酸化+定点喷射酸压改造等。
开发实践证明，和田河气田水平井单井产量为直井的2.5倍，平均单井日产量达到32.3万立方米。连续油管水力喷射酸压技术以有效封隔、一趟管柱多段改造、施工工序简单等优势成为和田河气田水平井高效开发的关键技术。
西南：“组合拳”换来高峰年
2011年12月31日，西南油气田公司研究川东石炭系稳产工程时，决定组合应用精细气藏描述、水平井和储层改造技术，在低渗区再钻10口水平井，提高单井日产量，进一步提高采气速度。
信心来自技术和实践创新。2006年1月起，陆续在川东石炭系低渗区钻获35口高产井，100%是水平井，单井平均测试产量是直井的5倍以上，使川东石炭系低渗区采气速度从0.56%提高到2.1%。
开采川东石炭系低渗区取得的科技成果主要有：精细气藏描述，主要是精细刻画储层及剩余储量分布，为开发方案设计、优选井位创造了条件；地质导向技术提高了储层钻遇率；钻井提速加快了工程进度；水平井技术和储层改造技术提高了单井日产量。
在川东石炭系探明储量中，约1/5处于低渗区，难以规模效益开发，储量难以转化为商品量，加之地层条件复杂、埋藏深，曾被视为水平井应用的禁区。
西南油气田启动老气田稳产工程后，积极组织工程和地质联合攻关，大力推广水平井分段酸压技术，采用斯伦贝谢地质导向控制井眼轨迹，提高储层钻遇率，突出长水平井段和分段压裂技术应用，近几年连续实施水平井挖潜，见到良好效果。
无论从川东石炭系低渗区的水平井数量、有效储层钻遇率还是产气效果看，2010年、2011年都是高峰年，水平井数量分别为16口、21口，有效储层钻遇率超过80%，水平井日产气量占低渗区总量的70%以上。 新疆：克拉美丽供气乌市挑大梁
最新数据显示，乌鲁木齐市目前日供气近300万立方米，克拉美丽气田日产气达170万立方米，稳居气源的半壁江山。
水平井技术的规模应用对气田实现高效开发功不可没。目前气田完钻水平井11口，累积建产能4.98亿立方米，占35口开发井总建产能的55%。
近年来，新疆油田公司按“整体部署，分步实施”开发原则，在克拉美丽气田部署54口井，其中水平井17口。借助于股份公司重大试验项目——陆东五彩湾火山岩气藏提高单井产量攻关试验项目，开展以水平井开发为主提高气藏单井产量的现场攻关试验，在气田取得较好开发效果。一是精细刻画火山岩内幕，提高了火山岩有效储层预测精度。二是借助攻关试验，实现水平井轨迹空间部署。创新发展“平面选井、纵向选层、裂缝定向、空间选体优化轨迹”方法，建立基于复杂内幕结构的水平井井位优选技术。三是首次在深层火山岩气藏试验5级分段压裂技术和开展欠平衡水平井先导试验，取得良好效果。四是老井侧钻水平井、小井眼分段压裂获得成功，为气藏稳产开辟了新途径。
“今后我们将不断扩大水平井技术的应用领域，在裂缝性火山岩、低渗特低渗砂岩、致密砂岩气藏开展水平井应用攻关，力争使剩余难采天然气储量得以有效开发动用。”新疆油田公司开发处副处长戴勇说。
克拉美丽气田水平井规模化应用，不但提高了气田单井产量和整体开发效益，而且证明了应用水平井是开发火山岩类复杂气藏的有效手段。这无疑为准噶尔盆地火山岩气藏高效开发趟出条新路。
长城钻探：从300到38的跨越
1月1日8时，长城钻探苏里格采气项目部巡井组组长梁宏群来到苏53—78—40H井场，“照顾”眼前他格外喜欢的水平井。
这些井外表虽普通，单井产量却是普通直井的5倍到10倍。别看这个区块目前只有38口水平井，但建成10亿立方米产能——与苏10区块的300口直井相当。
苏53—4区块是长城钻探也是苏里格合作开发中第一个水平井整体开发区块。长城钻探科研人员历经多年，开展3次重要阶段试验，破解了一系列技术瓶颈，在低压、低孔、低渗、低丰度的苏里格气田实现水平井经济有效开发。
基于对苏10区块的再认识，长城钻探采用有效储层分布预测、井位优选和地质导向等技术解决了第一个难题。2008年11月，长城钻探将新型裸眼分割压裂技术引入水平井开发，通过压裂改造技术，使单井产量得到大幅度提高。苏10—31—48H投产后日产量一直稳定在10万立方米左右。2009年，为解决建井周期长、单井成本高这个难题，长城钻探有针对性地开展水平井钻完井技术集成研究，强化生产组织管理，着重解决影响钻井提速的瓶颈问题，最终将建井周期控制在60天内。
成功破解水平井开发难题，长城钻探获得这样的启示：少井高产、少井高效也适用于苏里格气田部分区块。在这样的背景下，苏53—4区块水平井整体开发方案出炉：建成10亿立方米天然气生产能力稳产10年。整体开发苏53区块需部署直井710口，换成水平井却只需122口。
截至2011年12月底，苏53—4区块投产水平井38口，平均水平段长度900余米，有效储层钻遇率超过60%，平均单井日产气8.2万立方米。
西南：磨溪缘何大幅增产
连续稳产15年的磨溪气田，日产量2009年起稳步增长，至今已超过170万立方米，增幅约40%，关键在于应用水平井技术。
磨溪气田地跨四川省遂宁市、重庆市潼南县，是我国第一口水平井磨3井的诞生地。1961年发现须家河组气藏后，陆续发现嘉陵江组气藏、雷口坡组气藏，并相继开始产气。
由于磨溪气田西端雷口坡组气藏储层低孔低渗，单井产量低，1995年探明储量后，没能规模开发。2002年6月，西南油气田公司在磨75—H井进行水平井工艺技术先导试验，探索分段压裂酸化储层改造新技术并取得成功，测试日产量达到17万立方米。之后，部署钻探水平井磨38—H井，测试日产量约7万立方米。两口水平井的测试日产量是同一地区直井的3倍以上。从此，逐步加大投资工作量，钻水平井，开采磨溪气田雷口坡组气藏低渗区储量。至2008年12月，水平井增至13口，日产气约50万立方米，弥补了气田产量的自然递减，使磨溪气田连续稳产时间增至15年，远远超过开发方案设计的9年。
进入2009年，西南油气田聚焦磨溪气田更难采的区域西端低渗区。应用三维地震等资料，准确刻画储层和储量分布，优化水平井井位、入靶点和水平井段长度及轨迹形态等设计；应用转向酸对裸眼水平段实施分段酸化等新技术实施储层改造，使单井日产量大幅度提高，西端储量全部动用。
2011年12月底，磨溪气田雷口坡气藏的水平井达到36口，占总生产井数的45%，产量贡献率高达68%。同时，这些探索丰富了安全清洁开发含硫气藏的理论和实践。
青海：台南气田开发显水平
“从已投产的39口水平井来看，2011年平均单井产量13万立方米，是周围直井的2.7倍。”青海油田公司勘探开发研究院天然气开发项目部副主任李清介绍。
水平井规模应用给青海台南气田带来巨大产量和效益提升,既创新了多层疏松砂岩气藏开发思路，又提高了单井产量，缓解了峰值供气压力，还减少了钻井数量。2008年加大水平井应用力度以来，实施水平井35口，与原计划相比，减少总井数62口、进尺8万米。
在规模应用水平井工程中，青海油田公司在开发部署上做了五方面的优化工作。
在目的层优选上，对于台南气田54个小层进行模糊评判，按照模糊综合评判值的高低依次进行优选。
在井位部署上，井位选择在高或中高部位，布井时首先考虑布在Ⅰ类层，其次为Ⅱ类层，再次为Ⅲ类层。
在水平段长度优化上，依次通过数值模拟、经济评价、钻井技术水平、开发效果、离边水距离等方面确定最优长度。
在井型优选上，注重在比较均质的储层用常规水平井，在有隔夹层的小层中用多靶点水平井，在出水较严重的储层用微上翘水平井。
在井眼轨迹优化上，先加载到地质模型中进行分析，轨迹尽可能在储层中部穿过含气饱和度较高部分，再修改靶点进行优化，直到满意为止。
吉林：牵住气井单产“牛鼻子”
1月1日，虽然气温是零下20多摄氏度，在吉林油田英台采油厂龙深2平1井现场，员工却干得热火朝天。
这里远在塞外科尔沁草原深处白城市镇赉县五棵树乡，是吉林油田高效开发气田的主战场之一。
为推进水平井在气田开发中的突出作用，地质与工程两套人马“合兵一处”，共同研究，并肩作战；依靠精细气藏描述摸清“家底”，做到了心中有数；通过优化方案设计，逐渐形成以水平井为主体追求“稀井高产”的气田开发模式。
提高气井的单井产量是一场科技硬仗，如何打赢这场硬仗？吉林油田摸索出“三选一定”的“突围”模式，即平面选井、纵向选层、空间选体和裂缝定向的深层火山岩气藏水平井地质设计模式，运用科技手段，打了一场漂亮的立体攻坚战。
与此同时，在满足随钻测量要求情况下，通过优化欠平衡钻井工作，既实现了安全钻井、保护储层，又满足了火山岩储层地质导向要求。
截至2011年年末，长岭气田火山岩气藏投产的7口水平井平均单井日产量30万立方米以上，是直井单井产量的5倍以上。不仅限于此，针对登娄库组致密砂岩气藏物性差、单井产量低的客观实际，展开科技攻坚战，形成规模应用小井眼水平井钻井技术等配套技术，最终攻克了致密砂岩气藏这一难啃的阵地。
2011年，在登娄库组完钻7口水平井，钻井成功率达到100%，特别是水平井压裂创造了国内第一口“千方砂、万方液”压裂水平井，单井初期日产量28万立方米至35万立方米，为致密砂岩气藏的有效动用提供了技术支撑。
