2011年12月31日，新疆和田地區氣溫降至零下20攝氏度。地處塔克拉瑪干大沙漠西南部的塔里木和田河氣田正加緊生產，讓和田百姓過一個溫暖的冬天。

　　隨著和田地區天然氣需求量不斷增加，2012年塔里木在這一地區新投產氣井4口，和田河氣田二期裝置擴建工程入冬前建成投運，氣田日處理能力由40萬立方米提高至120萬立方米。產量的提高主要得益于和田河氣田水平井規模開發。

　　和田河氣田為裂縫型碳酸巖氣藏，儲層基質物性差，發育高角度裂縫，裂縫溝通性好，適合采用水平井開發。2010年至2011年，和田河氣田完鉆新井5口，其中4口為水平井。水平井實施過程中，增加了水平段長度。

　　有效的鉆井地質跟蹤方法確保儲層鉆遇率。研究人員采取將導眼井部署在構造低部位，水平段由低向高鉆進，且鉆井過程中采取“邊打邊調”的策略，保證了水平段儲層鉆遇率，5口井儲層鉆遇率為100%。

　　為有效改造儲層，提高單井產能，新井完鉆后均采用連續油管水力噴射酸壓技術進行儲層分段改造。對瑪4—6水平井水平段分15段實施體積改造，對瑪5—1水平井分16段采取連續油管拖動旋轉噴射酸化+定點噴射酸壓改造等。

　　開發實踐證明，和田河氣田水平井單井產量為直井的2.5倍，平均單井日產量達到32.3萬立方米。連續油管水力噴射酸壓技術以有效封隔、一趟管柱多段改造、施工工序簡單等優勢成為和田河氣田水平井高效開發的關鍵技術。　

　　西南：“組合拳”換來高峰年

　　2011年12月31日，西南油氣田公司研究川東石炭系穩產工程時，決定組合應用精細氣藏描述、水平井和儲層改造技術，在低滲區再鉆10口水平井，提高單井日產量，進一步提高采氣速度。

　　信心來自技術和實踐創新。2006年1月起，陸續在川東石炭系低滲區鉆獲35口高產井，100%是水平井，單井平均測試產量是直井的5倍以上，使川東石炭系低滲區采氣速度從0.56%提高到2.1%。

　　開采川東石炭系低滲區取得的科技成果主要有：精細氣藏描述，主要是精細刻畫儲層及剩余儲量分布，為開發方案設計、優選井位創造了條件；地質導向技術提高了儲層鉆遇率；鉆井提速加快了工程進度；水平井技術和儲層改造技術提高了單井日產量。

　　在川東石炭系探明儲量中，約1/5處于低滲區，難以規模效益開發，儲量難以轉化為商品量，加之地層條件復雜、埋藏深，曾被視為水平井應用的禁區。

　　西南油氣田啟動老氣田穩產工程后，積極組織工程和地質聯合攻關，大力推廣水平井分段酸壓技術，采用斯倫貝謝地質導向控制井眼軌跡，提高儲層鉆遇率，突出長水平井段和分段壓裂技術應用，近幾年連續實施水平井挖潛，見到良好效果。

　　無論從川東石炭系低滲區的水平井數量、有效儲層鉆遇率還是產氣效果看，2010年、2011年都是高峰年，水平井數量分別為16口、21口，有效儲層鉆遇率超過80%，水平井日產氣量占低滲區總量的70%以上。　　 新疆：克拉美麗供氣烏市挑大梁

　　最新數據顯示，烏魯木齊市目前日供氣近300萬立方米，克拉美麗氣田日產氣達170萬立方米，穩居氣源的半壁江山。

　　水平井技術的規模應用對氣田實現高效開發功不可沒。目前氣田完鉆水平井11口，累積建產能4.98億立方米，占35口開發井總建產能的55%。

　　近年來，新疆油田公司按“整體部署，分步實施”開發原則，在克拉美麗氣田部署54口井，其中水平井17口。借助于股份公司重大試驗項目——陸東五彩灣火山巖氣藏提高單井產量攻關試驗項目，開展以水平井開發為主提高氣藏單井產量的現場攻關試驗，在氣田取得較好開發效果。一是精細刻畫火山巖內幕，提高了火山巖有效儲層預測精度。二是借助攻關試驗，實現水平井軌跡空間部署。創新發展“平面選井、縱向選層、裂縫定向、空間選體優化軌跡”方法，建立基于復雜內幕結構的水平井井位優選技術。三是首次在深層火山巖氣藏試驗5級分段壓裂技術和開展欠平衡水平井先導試驗，取得良好效果。四是老井側鉆水平井、小井眼分段壓裂獲得成功，為氣藏穩產開辟了新途徑。

　　“今后我們將不斷擴大水平井技術的應用領域，在裂縫性火山巖、低滲特低滲砂巖、致密砂巖氣藏開展水平井應用攻關，力爭使剩余難采天然氣儲量得以有效開發動用。”新疆油田公司開發處副處長戴勇說。

　　克拉美麗氣田水平井規模化應用，不但提高了氣田單井產量和整體開發效益，而且證明了應用水平井是開發火山巖類復雜氣藏的有效手段。這無疑為準噶爾盆地火山巖氣藏高效開發趟出條新路。　（宋鵬）


　　長城鉆探：從300到38的跨越

　　1月1日8時，長城鉆探蘇里格采氣項目部巡井組組長梁宏群來到蘇53—78—40H井場，“照顧”眼前他格外喜歡的水平井。

　　這些井外表雖普通，單井產量卻是普通直井的5倍到10倍。別看這個區塊目前只有38口水平井，但建成10億立方米產能——與蘇10區塊的300口直井相當。

　　蘇53—4區塊是長城鉆探也是蘇里格合作開發中第一個水平井整體開發區塊。長城鉆探科研人員歷經多年，開展3次重要階段試驗，破解了一系列技術瓶頸，在低壓、低孔、低滲、低豐度的蘇里格氣田實現水平井經濟有效開發。

　　基于對蘇10區塊的再認識，長城鉆探采用有效儲層分布預測、井位優選和地質導向等技術解決了第一個難題。2008年11月，長城鉆探將新型裸眼分割壓裂技術引入水平井開發，通過壓裂改造技術，使單井產量得到大幅度提高。蘇10—31—48H投產后日產量一直穩定在10萬立方米左右。2009年，為解決建井周期長、單井成本高這個難題，長城鉆探有針對性地開展水平井鉆完井技術集成研究，強化生產組織管理，著重解決影響鉆井提速的瓶頸問題，最終將建井周期控制在60天內。

　　成功破解水平井開發難題，長城鉆探獲得這樣的啟示：少井高產、少井高效也適用于蘇里格氣田部分區塊。在這樣的背景下，蘇53—4區塊水平井整體開發方案出爐：建成10億立方米天然氣生產能力穩產10年。整體開發蘇53區塊需部署直井710口，換成水平井卻只需122口。

　　截至2011年12月底，蘇53—4區塊投產水平井38口，平均水平段長度900余米，有效儲層鉆遇率超過60%，平均單井日產氣8.2萬立方米。

　　西南：磨溪緣何大幅增產

　　連續穩產15年的磨溪氣田，日產量2009年起穩步增長，至今已超過170萬立方米，增幅約40%，關鍵在于應用水平井技術。

　　磨溪氣田地跨四川省遂寧市、重慶市潼南縣，是我國第一口水平井磨3井的誕生地。1961年發現須家河組氣藏后，陸續發現嘉陵江組氣藏、雷口坡組氣藏，并相繼開始產氣。

　　由于磨溪氣田西端雷口坡組氣藏儲層低孔低滲，單井產量低，1995年探明儲量后，沒能規模開發。2002年6月，西南油氣田公司在磨75—H井進行水平井工藝技術先導試驗，探索分段壓裂酸化儲層改造新技術并取得成功，測試日產量達到17萬立方米。之后，部署鉆探水平井磨38—H井，測試日產量約7萬立方米。兩口水平井的測試日產量是同一地區直井的3倍以上。從此，逐步加大投資工作量，鉆水平井，開采磨溪氣田雷口坡組氣藏低滲區儲量。至2008年12月，水平井增至13口，日產氣約50萬立方米，彌補了氣田產量的自然遞減，使磨溪氣田連續穩產時間增至15年，遠遠超過開發方案設計的9年。

　　進入2009年，西南油氣田聚焦磨溪氣田更難采的區域西端低滲區。應用三維地震等資料，準確刻畫儲層和儲量分布，優化水平井井位、入靶點和水平井段長度及軌跡形態等設計；應用轉向酸對裸眼水平段實施分段酸化等新技術實施儲層改造，使單井日產量大幅度提高，西端儲量全部動用。

　　2011年12月底，磨溪氣田雷口坡氣藏的水平井達到36口，占總生產井數的45%，產量貢獻率高達68%。同時，這些探索豐富了安全清潔開發含硫氣藏的理論和實踐。

　　青海：臺南氣田開發顯水平

　　“從已投產的39口水平井來看，2011年平均單井產量13萬立方米，是周圍直井的2.7倍。”青海油田公司勘探開發研究院天然氣開發項目部副主任李清介紹。

　　水平井規模應用給青海臺南氣田帶來巨大產量和效益提升,既創新了多層疏松砂巖氣藏開發思路，又提高了單井產量，緩解了峰值供氣壓力，還減少了鉆井數量。2008年加大水平井應用力度以來，實施水平井35口，與原計劃相比，減少總井數62口、進尺8萬米。

　　在規模應用水平井工程中，青海油田公司在開發部署上做了五方面的優化工作。

　　在目的層優選上，對于臺南氣田54個小層進行模糊評判，按照模糊綜合評判值的高低依次進行優選。

　　在井位部署上，井位選擇在高或中高部位，布井時首先考慮布在Ⅰ類層，其次為Ⅱ類層，再次為Ⅲ類層。

　　在水平段長度優化上，依次通過數值模擬、經濟評價、鉆井技術水平、開發效果、離邊水距離等方面確定最優長度。

　　在井型優選上，注重在比較均質的儲層用常規水平井，在有隔夾層的小層中用多靶點水平井，在出水較嚴重的儲層用微上翹水平井。

　　在井眼軌跡優化上，先加載到地質模型中進行分析，軌跡盡可能在儲層中部穿過含氣飽和度較高部分，再修改靶點進行優化，直到滿意為止。

　　吉林：牽住氣井單產“牛鼻子”

　　1月1日，雖然氣溫是零下20多攝氏度，在吉林油田英臺采油廠龍深2平1井現場，員工卻干得熱火朝天。

　　這里遠在塞外科爾沁草原深處白城市鎮賚縣五棵樹鄉，是吉林油田高效開發氣田的主戰場之一。

　　為推進水平井在氣田開發中的突出作用，地質與工程兩套人馬“合兵一處”，共同研究，并肩作戰；依靠精細氣藏描述摸清“家底”，做到了心中有數；通過優化方案設計，逐漸形成以水平井為主體追求“稀井高產”的氣田開發模式。

　　提高氣井的單井產量是一場科技硬仗，如何打贏這場硬仗？吉林油田摸索出“三選一定”的“突圍”模式，即平面選井、縱向選層、空間選體和裂縫定向的深層火山巖氣藏水平井地質設計模式，運用科技手段，打了一場漂亮的立體攻堅戰。

　　與此同時，在滿足隨鉆測量要求情況下，通過優化欠平衡鉆井工作，既實現了安全鉆井、保護儲層，又滿足了火山巖儲層地質導向要求。

　　截至2011年年末，長嶺氣田火山巖氣藏投產的7口水平井平均單井日產量30萬立方米以上，是直井單井產量的5倍以上。不僅限于此，針對登婁庫組致密砂巖氣藏物性差、單井產量低的客觀實際，展開科技攻堅戰，形成規模應用小井眼水平井鉆井技術等配套技術，最終攻克了致密砂巖氣藏這一難啃的陣地。

　　2011年，在登婁庫組完鉆7口水平井，鉆井成功率達到100%，特別是水平井壓裂創造了國內第一口“千方砂、萬方液”壓裂水平井，單井初期日產量28萬立方米至35萬立方米，為致密砂巖氣藏的有效動用提供了技術支撐。