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，2012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。　（宋鹏）


　　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。