侧钻水平井技术是老井措施挖潜的一项关键技术，具有降低开发成本、盘活老井资产、提高剩余油气动用程度、提高采收率等优势。20世纪30年代，美国率先开展了侧钻井技术探索，苏联、加拿大等国家相继开展了研究和试验，位移均不超过15m。90年代以来，随着连续管、膨胀管、水平井分段压裂改造等技术取得突破，侧钻水平井提高储量动用、降低成本的优势越发明显，成为老油气田挖潜增效的技术途径。2003—2005年，bp公司在阿拉伯联合酋长国某气田采用连续管实施欠平衡侧钻，侧钻井眼最长1326m。据美国得克萨斯油田统计：与常规新井相比，常规侧钻井的成本约为新井的73%，用连续管进行老井侧钻成本只有常规新井的31%左右，具有较强的成本优势。中国石油通过“八五”水平井、“九五”侧钻水平井科技攻关，有力推动了国内侧钻水平井技术的快速发展^[1]。近年来，随着剩余资源动用、降本增效等开发需求，国内侧钻技术正在不断完善发展^[2]。

2011年开始，中国石油集团长城钻探工程有限公司率先在苏里格气田风险作业区块开展侧钻水平井攻关，经过两年的先导试验、三年的探索改进以及多年的试验突破，从根本上解决了地质选井难、工程开窗难、轨迹控制难、携砂难等技术难题，施工速度和质量大幅提升，气井产量稳步增长，施工成本得到有效控制，形成了一套成熟的致密砂岩气藏侧钻水平井配套技术，在苏里格地区具有很好的推广前景，对国内非常规油气资源挖潜具有很好的借鉴意义。

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，勘探面积约为5.5×10⁴km²，总资源量约为5.0×10¹²m^3[3]。气田含气层为上古生界二叠系石盒子组8段（盒8段）和山西组1段（山1段），储层岩性主要为岩屑石英砂岩、岩屑砂岩以及少量的石英砂岩，气藏主要受控于近南北向分布的大型河流、三角洲砂体带，是典型的岩性气藏，由多个单砂体横向复合叠置而成，属于低孔、低渗、低产、低压、低丰度的大型气藏^[4-6]。在苏里格气田开展侧钻水平井剩余气挖潜主要有两点地质依据：（1）河道多期叠置，纵向上多层系复合含气。目前已发现上古生界盒4段、盒6段、盒7段、盒8段、山1段、山2段、太原组、本溪组和下古生界马五₁₊₂亚段、马五₄亚段等多套含气层段，主产层盒8段—山1段厚约100m，分为3个砂组、7个小层、9套砂体，纵向储量分散，动用程度低。（2）平面上有效砂体零散分布、非均质性强，剩余储量丰富；含气砂体主要为河道心滩、边滩等，砂体规模小，连续性差，井间动用程度低。

苏里格气田以直斜井开发为主，直斜井分层压裂技术发展经历了4个阶段^[7-8]：（1）探索试验阶段（2001—2003年）：填砂分层、可捞式桥塞；（2）试验突破阶段（2004—2006年）：机械封隔器分压2—3层。（3）攻关提升阶段（2007—2011年）：机械封隔器分压5—8层，同时开展套管滑套先导性试验。（4）规模应用阶段（2012年至今）：机械封隔器分压8—11层；套管滑套无限级。苏里格气田于2006年投入规模开发，开发初期井型均为直斜井，单井纵向最多只能动用3层，无法满足多层系开发需求，导致部分气井纵向上储量剩余，为后期老井侧钻提供了资源基础。

2000年至今，苏里格气田经历了前期评价、快速上产和高效稳产3个阶段^[9]。2005年，为化解投资风险，实现低成本开发，中国石油做出了“引入市场竞争机制，加快苏里格气田开发”的决策，中国石油未上市钻探企业与长庆油田公司形成了“5+1”开发模式^[10]。开发初期，由于参战单位行业背景、技术优势等方面差异，导致开发理念和开发方案设计存在较大差异，加之苏里格气田在当时是世界级开发难题，缺乏可借鉴的成功开发经验，各家在探索中求发展，开发井网、开发井型、管理方式差异性较大，为后期老井侧钻挖潜剩余气奠定了基础。

精细剩余气认识是地质选井的重要前提^[11]。通过引入小井组建模数模一体化技术，不断提高地质模型质量，结合高精度数值模拟技术，建立四维储层品质评价体系，不断细化剩余气分布规律^[12]。在剩余气分布研究基础上，综合考虑井网、工程技术难点等开展侧钻水平井选井，主要原则包括^[13-15]：（1）选区。①地质认识清楚、井控程度高。②位于沉积有利相带，砂体横向展布相对稳定，平均有效储层厚度大于9m。③储量丰度大于1.4×10⁸m³/km²。④相邻直（斜）井试采产量大于1.0×10⁴m³/d。（2）选井。①利用井为长停井或日产量低于1000m³的低产井。②利用井控制储量采出程度低于40%，侧钻水平井控制储量大于5000×10⁴m³。③开窗点固井质量合格，上部有一定厚度泥岩且套管完好。④具备实施侧钻水平井的井网条件，不存在井间干扰风险。（3）选层。以高产为首要条件，储层类型主要为以下3种：①纵向上砂体叠置、集中发育或厚度较大的主力层。②多套互相叠置、直井难以充分动用的薄互层。③可动水饱和度小于5%的低含气饱和度致密砂岩储层。

苏里格气田侧钻水平井采用118mm钻头在φ139.7mm套管内侧钻，钻完井施工过程中面临轨迹难控制、易卡钻、完井工具下入困难等诸多难题，同时由于侧钻水平井是在井间动用剩余气，受井网控制，靶前距不易超过400m^[16-17]。综合工程地质因素，优化钻井剖面设计，采用“双增”剖面，造斜率(4°~5°)/30m，靶前距为350~400m，斜井段轨迹平滑、摩阻扭矩低。在保证合理的靶前位移情况下，解决了钻井施工和完井管串顺利下入的问题（图 1）。

图 1

图 1 侧钻水平井“双增”剖面示意图 Fig. 1 Schematic diagram of"double increase"section of sidetrack horizontal well R1、R2—曲率半径；S—靶前距/位移；K—开窗点；O1、O2—曲率中心；A—水平段入靶点；B—水平段终点

侧钻水平井开窗指在目的层上部选取稳定开窗点，利用开窗工具在原井眼φ139.7mm气层套管中打开侧钻通道的作业。主要工序包括斜向器下入及坐封，套管开窗、修窗等阶段。开窗、修窗一般分初级阶段、骑套阶段、出套阶段、修窗阶段和试钻阶段^[18]。苏里格气田侧钻水平井优先使用一体化开窗工具，实现坐封、开窗、修窗一趟钻，井均开窗时间为1.61天，较分体式开窗工具减少0.42天。

一体化开窗工具主要包括周向/轴向双套卡瓦锚定结构的斜向器、旋转/上提双保险结构的丢手机构和高强度硬质合金铣锥（图 2）。同时配合陀螺摆方位技术，实现一趟钻精准、高质量开窗，保证开窗后井斜方位符合设计要求。一体化开窗钻具组合：φ114mm/118mm高效一体式开窗工具+陀螺定位接头+φ105mm钻铤+φ211mm×85mm特变扣+φ88.9mm加重钻杆1~2根+φ88.9mm钻杆。

图 2

图 2 一体化开窗工具示意图 Fig. 2 Schematic diagram of all-in-one window cutting tool

（1）个性化PDC钻头。通过对老井资料的统计分析，计算侧钻井段地层岩石力学参数和可钻性级值（表 1），针对苏里格气田地层特点，优选聚晶金刚石复合片，优化刀翼结构和水眼布局，设计个性化5刀翼PDC钻头，提高了钻头切削性能和使用寿命，大幅提高了单只钻头进尺与平均机械钻速，单井平均节约钻头7只，节省起下钻5~6天。

表 1

表 1 地层岩石力学参数及可钻性级值 Table 1 Formation rock mechanics parameters and drillability grade 井号 抗压强度/MPa 压入硬度/MPa 可钻性级值 研磨性指数 苏11-A $\frac{97^*}{(21.7 \sim 141.5)}$ $\frac{1480}{(125 \sim 2327)}$ $\frac{5.19}{(2.40 \sim 6.07)}$ $\frac{4.65}{(1.27 \sim 6.48)}$ 苏10-B $\frac{95}{(20.8 \sim 171.9)}$ $\frac{1440}{(114 \sim 2876)}$ $\frac{5.10}{(2.33 \sim 6.49)}$ $\frac{4.56}{(1.23 \sim 7.67)}$ 苏53-C $\frac{107}{(20.5 \sim 158.2)}$ $\frac{1670}{(111 \sim 2632)}$ $\frac{5.39}{(2.31 \sim 6.31)}$ $\frac{5.06}{(1.21 \sim 7.13)}$ *$\frac{{{\rm{\; \; \; \; \; \; \; \; 平均值\; \; \; \; \; \; }}}}{{\left({{\rm{最小值}} \sim {\rm{最大值}}} \right)}}$。

表 1 地层岩石力学参数及可钻性级值 Table 1 Formation rock mechanics parameters and drillability grade

（2）高性能等壁厚螺杆。优化设计并推广使用高性能等壁厚螺杆，压耗由常规螺杆的5MPa降低到3MPa，平均使用时间由52h提高到108h（最长使用寿命136h），提高了2倍（图 3、表 2）。

图 3

图 3 高性能等壁厚螺杆示意图 Fig. 3 Schematic diagram of high-performance screw with equal wall thickness

表 2

表 2 高性能等壁厚螺杆与常规螺杆使用对比情况表 Table 2 Performance comparison between high-performance screw with equal wall thickness and conventional screw 指标 常规螺杆 等壁厚螺杆 对比 平均使用时间 52h 108h 提高2倍 最长使用时间 78h 136h 提高1.7倍

表 2 高性能等壁厚螺杆与常规螺杆使用对比情况表 Table 2 Performance comparison between high-performance screw with equal wall thickness and conventional screw

（3）φ88.9mm小接箍钻杆。推广应用了双台阶式矮牙扣φ88.9mm小接箍钻杆，与φ73mm常规钻杆相比，内压耗降低30%，排量提高1~2L/s，泵压同比降低2~3MPa，提高了环空返速，增强了携岩效果（表 3）。

表 3

表 3 φ88.9mm小接箍钻杆与φ73mm常规钻杆排量、泵压对比表 Table 3 Comparison of displacement and pump pressure between φ88.9 mm pony collar drill pipe and φ73 mm drill pipe 钻具型号 造斜段 水平段 排量/(L·s-1) 泵压/MPa 排量/(L·s-1) 泵压/MPa φ88.9mm小接箍钻杆 8 18~19 9 20~22 φ73mm常规钻杆 8 20~21 7.2 22~24

表 3 φ88.9mm小接箍钻杆与φ73mm常规钻杆排量、泵压对比表 Table 3 Comparison of displacement and pump pressure between φ88.9 mm pony collar drill pipe and φ73 mm drill pipe

（4）水力振荡器。通过水力振荡器模拟实验分析，钻柱中连接两个水力振荡器将大大降低在轴向和屈曲方面所受的应力和摩阻影响（表 4）。针对侧钻水平井定向段易发生拖压、黏卡问题，优选水力振荡器等减摩降阻工具，改善井下钻压传递效果，提高机械钻速，目前应用两口井，平均钻井周期较之前缩短1~2天。当工具用于比较弯曲井眼中，或重力集中效应发生在离井底较远井段时，将工具组合在上部钻杆中能最大程度发挥工具功能，一般推荐离钻头240~300m位置。

表 4

表 4 水力振荡器参数表 Table 4 Parameters of hydraulic oscillator 工具外径/in 推荐排量/(m3·min-1) 地面压降/MPa 井下压降/MPa 频率/Hz 工作温度/℃ 连接扣型 89mm 0.45~0.65 2.0~3.0 1.5~2.0 10~30 150 NC $3{\scriptstyle{}^{1}\!\!\diagup\!\!{}_{2}\; }$—${\scriptstyle{}^{7}\!\!\diagup\!\!{}_{8}\; }$IF

表 4 水力振荡器参数表 Table 4 Parameters of hydraulic oscillator

优点：①在钻进中保持工具面稳定，提高机械钻速。②通过自身产生的轴向振动来提高钻进过程中钻压传递的有效性，减少底部钻具与井眼之间的摩阻, 在各种钻进模式中，特别是在使用动力钻具的定向钻进中改善钻压的传递，减少钻具组合黏卡的可能性，减少扭转振动。③在方位角变化很大的复杂地层中，平稳的钻压有利于对钻头工具面的调整，确保钻达更远的目的层。

针对石千峰组及石盒子组泥岩易发生剥落掉块，石盒子组因地层压力系数低及砂岩层微裂缝发育等原因易发生井漏问题^[19-20]，研制出高性能复合盐钻井液体系。该体系通过加入HY-260、乳化沥青、QS-1、FT-1A等强化广谱封堵材料，保持封堵剂含量6%以上，有效封堵泥岩地层微孔隙以减少滤液侵入地层；采用复合盐加重实现低固相、低钻井液活度、强抑制性能以稳定泥岩井壁（表 5）。在长泥岩段起下钻作业时，通过泵注高密度钻井液提高静液柱压力以防止井壁失稳等措施，确保侧钻水平井各井段顺利完工。

表 5

表 5 侧钻水平井各段钻井液性能表 Table 5 Drilling fluid performance in different sections of sidetrack horizontal well 钻井液性能 造斜段（石千峰组—石盒子组） 水平段（石盒子组） 常规性能 密度/(g·cm-3) 1.13~1.18 1.17~1.18 马氏漏斗黏度/s 38~50 47~55 滤失量/mL ＜3 ＜3 泥饼厚度/mm ≤0.5 ≤0.5 酸碱度 9~10 9~10 流变性能 初切力/Pa 1~3 2~4 终切力/Pa 2~6 3~8 塑性黏度/(mPa·s) 13~18 16~22 屈服强度/Pa 5~7 6~10 固相 含砂量/% ≤0.2 ≤0.2 摩阻系数 0.07 0.07

表 5 侧钻水平井各段钻井液性能表 Table 5 Drilling fluid performance in different sections of sidetrack horizontal well

受技术限制和降本理念的影响，2021年以前，苏里格侧钻水平井均为裸眼分段压裂完井。实践证明，裸眼完井分压封隔有效性差，水平井产能不能完全释放。随着苏里格气田侧钻水平井完井技术进步，借鉴川渝页岩气开发经验和套管完井技术，2021—2022年苏里格气田侧钻水平井完井方式实现由裸眼完井向套管完井转变。套管完井避免了裸眼完井管柱下入困难、井壁坍塌造成丢段和压裂效果差等劣势，同时套管完井增加了后期排水采气的可控性和多样性（图 4）。

图 4

图 4 侧钻水平井裸眼完井（左）与套管完井（右）井身结构示意图 Fig. 4 Schematic wellbore structure of open hole completion (left) and cased hole completion (right) of sidetrack horizontal well

（1）井眼尺寸小，地层不稳定，套管下入困难。（2）受上层套管内径的限制，完井套管扶正器的类型与尺寸选择范围受限，居中难度大。（3）地层承压能力低，钻进过程中有漏失，且一次性封固段长，水泥浆密度、黏度等性能较钻井液高，顶替过程中产生的环空循环压耗大，极易造成固井过程中发生漏失，造成低返以及漏层以上井段封固质量不佳。（4）套管环空间隙小（14.5mm），施工摩阻大，顶替施工压力高，存在异常高压憋泵留塞风险。（5）环空间隙小，造成水泥环薄，相比常规水泥浆，要求水泥石的抗冲击能力更高。

（1）裸眼段完井管柱下入。针对完井管柱下入摩阻大、安全风险高，通过优选开窗点、优化剖面设计、强化实钻轨迹控制、φ88.9mm套管下入摩阻分析等研究，目前采用常规固井工艺，能够实现小井眼套管安全下入。

（2）优化水泥浆性能，提高水泥石抗压强度与胶结质量。针对窄间隙顶替压力高、薄水泥环段间封隔有效性低，采用新型树脂水泥浆体系，提高侧钻水平井固井质量。

树脂固井液体系性能：①弹性模量降低60.5%；②泊松比提高71.4%；③可变形量提高了5倍；④改变常规硅酸盐水泥石脆性高的特点，保证了后期改造水泥环的完整性。

（3）配套完善固井工具、工艺，提高套管居中度与顶替效率。优选树脂旋转引鞋、一体化弹性扶正器，采用三段式固井，水平段一根套管加一个扶正器，套管居中度80%~90%，排量0.6L/s时，顶替效率最优。2021年试验5口井，固井合格率达100%，第一界面良好率达86.8%。

采用压裂完井一体化管柱，下入自主研发的φ110.4mm小直径裸眼封隔器，耐温149℃，承受压差70MPa，性能与常规裸眼封隔器相当。实现压差滑套、小级差投球滑套等配套工具全部国产化，形成小直径裸眼封隔器分段压裂工艺，不动管柱，工艺简单，最高可分压15段。施工完成后，压裂管柱可直接为后期排采利用^[21]（图 5）。

图 5

图 5 侧钻水平井裸眼封隔器分段压裂施工管柱示意图 Fig. 5 Schematic tool string of open hole packer staged fracturing construction in sidetrack horizontal well

以“甜点优选布缝、高强度压裂改造、高砂比控液增砂”为技术思路，采用差异化设计方法，建立了苏里格气田侧钻水平井不同类型储层改造技术模式（表 6），提高了压裂改造的针对性^[22]。

表 6

表 6 苏里格气田侧钻水平井不同类型储层改造技术模式表 Table 6 Reconstruction technical mode of different types of reservoirs in sidetrack horizontal wells in Sulige Gasfield 储层类型 储层示意 砂体类型 有效储层长度/m 有效砂体厚度/m 改造思路 参数设计 Ⅰ类 连续砂体 ≥600 ≥8 大段均匀布缝、高导流控液增砂 交联压裂 段间距180~200m 单段砂量40~60m3 砂比24%~28% 20目/40目陶粒 Ⅱ类 非连续砂体 400~600 5~8 加密集中布缝、提高改造规模 混合压裂 段间距120~150m 单段砂量50~70m3 砂比22%~24% 20目/40目石英砂 Ⅲ类 单点分布砂体 ≤400 ≤5 优选甜点布缝、高强度压裂改造 混合压裂 段间距120~200m 单段砂量60~80m3 砂比22%~24% 20目/40目石英砂

表 6 苏里格气田侧钻水平井不同类型储层改造技术模式表 Table 6 Reconstruction technical mode of different types of reservoirs in sidetrack horizontal wells in Sulige Gasfield

结合侧钻井储层低压和固井完井桥塞分压技术特点，形成以“分段多簇射孔+控液增砂+前置CO₂增能”为主要内容的侧钻水平井压裂工艺^[23]。攻关形成小尺寸耐高温可溶桥塞分段工具，首段采用套管传输射孔，完成射孔后进行第一层压裂施工，其余段电缆传输桥塞与射孔联合作业，完成射孔后，起出电缆，以小排量泵送可溶球，待可溶球落到可溶桥塞上时，开始进行第二层压裂施工，按照该方式依次完成所有层位的压裂施工，压裂施工结束后，用带压作业机下生产管柱。

排水采气目前处于摸索阶段。从全生命周期管理出发，将侧钻水平井分为自然连续生产、措施连续生产、措施间歇生产3个阶段。自然连续生产阶段主要采用井下节流生产，井口压力低于4.0MPa、日产气量低于1.5×10⁴m³时，调小节流器尺寸；当井口压力低于3.0MPa、日产气量低于1.2×10⁴m³时，进入措施连续生产阶段，主要采取泡排、强排收液、速度管柱、连续柱塞气举等措施；当井口压力低于2.0MPa、日产气量低于1.0×10⁴m³时，进入措施间歇生产阶段，根据生产规律制定间歇生产制度，辅助氮气气举、泡排、解水锁、柱塞气举等措施（表 7）。

表 7

表 7 侧钻水平井分类排水采气对策表 Table 7 Countermeasures for classified drainage gas recovery in sidetrack horizontal wells 气井类型 自然连续生产阶段 措施连续生产阶段（井筒积液） 措施间歇生产阶段 Ⅰ+Ⅱ类井 合理配产，井下节流生产 主体应用泡排、速度管柱，配合强排收液、氮气气举 间歇开井，优化泡排制度 Ⅲ类井（高含水） 辅助泡排投产，预留柱塞流程 泡排持续助排，积液前期投放柱塞，配合强排收液、氮气气举等措施 优化柱塞、泡排加注制度，间开排液，辅助强排收液、氮气气举等措施

表 7 侧钻水平井分类排水采气对策表 Table 7 Countermeasures for classified drainage gas recovery in sidetrack horizontal wells

截止到2022年6月，苏里格气田57口侧钻水平井平均井深为4248.5m、水平段长度为743.7m、最长为1000m，平均钻井周期为36.3天，完井周期为53.8天，砂岩钻遇率达91%，砂体高钻遇率保障了钻完井提速^[24]。2011年、2012年在苏10区块开展两口井试验，平均钻井周期为63.7天，平均完井周期为91.5天，其中苏10-32-ACH井钻井周期达到了91.7天，事故复杂率超过50%，两口井丢段率为41.8%。经过多年技术攻关和现场试验，推广应用阶段平均钻井、完井周期分别降到了35天、52.6天，较初期分别提速45.1%、42.5%，其中苏10-30-BCH井钻井周期为15.88天，为同气区最低；事故复杂率为4.3%，降低40.8个百分点；近两年实现零丢段，钻完井技术得到大幅度提升，学习曲线基本形成（表 8）。

表 8

表 8 苏里格气田侧钻水平井钻完井关键参数表 Table 8 Key parameters of drilling and completion of sidetrack horizontal wells in Sulige Gasfield 阶段划分 井数/口 完井方式 平均井深/m 平均水平段长度/m 平均钻井周期/d 平均砂体钻遇率/% 平均事故复杂率/% 压裂方式 平均完井周期/d 平均丢段率/% 先导试验 (2011—2012年) 2 裸眼 完井 4130.2 614.2 63.7 98.9 45.1 裸眼封隔器 分段压裂 91.5 41.8 探索改进 (2013—2015年) 2 裸眼 完井 4168.0 627.0 42.2 79.8 21.8 裸眼封隔器 分段压裂 47.9 37.8 推广应用 (2016—2022年6月) 48 裸眼 完井 4256.0 753.0 35.0 91.1 4.3 裸眼封隔器 52.6 6.6 5 套管 完井 分段压裂 小尺寸 可溶桥塞 平均/合计 57 — 4248.5 743.7 36.3 91.0 6.3 — 53.8 8.9

表 8 苏里格气田侧钻水平井钻完井关键参数表 Table 8 Key parameters of drilling and completion of sidetrack horizontal wells in Sulige Gasfield

截止到2022年6月，投产时间满1个月的侧钻水平井共42口，首月井均日产气3.8×10⁴m³，平均单井累计增产114.8×10⁴m³；生产时间满1年的井34口，平均单井日产气2.8×10⁴m³，首年平均单井增产1021.7×10⁴m³。近年来，天然气产量稳中有升，首月平均日产量由先导试验阶段的2.0×10⁴m³增加到推广阶段的4.0×10⁴m³，增产效果显著（表 9）。

表 9

表 9 苏里格气田侧钻水平井关键生产数据表 Table 9 Key production data sheet of sidetrack horizontal wells in Sulige Gasfield 阶段划分 生产时间满1个月井 生产时间满1年井 井数/口 井口压力/MPa 单井日产量/ 104m3 单井增产/ 104m3 井数/口 井口压力/MPa 单井日产量/ 104m3 单井增产/ 104m3 先导试验 (2011—2012年) 2 9.4 2.0 59.5 2 7.9 2 762.5 探索改进 (2013—2015年) 2 10.0 3.7 109.7 2 7.4 1.7 587.9 推广应用 (2016—2022年6月) 38 13.3 4.0 118.2 30 8.5 2.9 1069.6 平均/合计 42 12.9 3.8 114.8 34 8.4 2.8 1021.7

表 9 苏里格气田侧钻水平井关键生产数据表 Table 9 Key production data sheet of sidetrack horizontal wells in Sulige Gasfield

综合考虑经济评价参数，取气价0.78元/m³、平均单位操作成本120元/10³m³，建立内部收益率达到8%时侧钻水平井极限投资与单井EUR关系图版，测算气井不同投资对应EUR值。在当前侧钻水平井单井成本1580万元的情况下，对应的EUR约为3600×10⁴m³（图 6）。应用递减曲线积分法、数值模拟等方法计算投产满1年井平均单井EUR为3769×10⁴m³，能够实现经济效益开发。

图 6

图 6 苏里格气田侧钻水平井EUR与极限投资相关性图 Fig. 6 Correlation between EUR of sidetrack horizontal well and limit investment in Sulige Gasfield

整体看，侧钻水平井技术在苏里格气田部分区块实现了经济效益开发，但在整个气田还没有全面铺开；长远看，侧钻水平井还处于发展的初级阶段，在苏里格气田具有广阔的应用前景，主要依据以下几点^[25-27]: （1）侧钻水平井是提高采收率的必然要求。苏里格气田地质特征和开发经历决定其具有丰富的井间、层间剩余气。实践证明，侧钻水平井是目前挖潜剩余气、提高采收率最为有效的老井进攻性措施。（2）侧钻水平井是走低成本开发路线的必然选择。侧钻水平井可以盘活老井资产，降成本、提效益，既符合苏里格气田走低成本开发路线的初衷，也符合中国石油当前提质增效要求。（3）侧钻水平井是气田高效稳产的有力保障。苏里格气田于2014年进入230×10⁸m³/a稳产期，根据气田发展规划，2022年生产能力为285×10⁸m³，2023年上产300×10⁸m³/a，稳产10年。目前苏里格气田投产直斜井12540余口，约占总井数的88%，是气田上产、稳产的主体，但是能够实现连续生产井不足60%，作为直斜井措施的有力手段，侧钻水平井是气田老井高效稳产的有力保障之一。（4）配套技术仍有提升空间。套管完井实现了钻完井技术突破，配套的储层改造、全生命周期管理等仍有很大进步空间。

近年来，侧钻水平井平均单井开发成本约是直斜井的2.1倍，单井EUR约是直斜井的2.3倍。要想进一步体现侧钻水平井开发优势，必须通过技术进步，不断在“降本”和“提产”上下功夫。下一步攻关方向^[28]: （1）方案设计多元化。为提高侧钻井与储层分布匹配度，开展分支侧钻水平井、台阶式水平段等设计和攻关试验，最大程度提高储量动用和单井产量。（2）工程技术智能化。走数字化转型、智能化发展路线，逐步向智能钻井、智能压裂方向发展。（3）地质工程一体化。从设计、施工到生产，实现地质工程的有效结合，提高开发效果。（4）核心技术配套化。将三维地质建模、钻完井、储层改造、排水采气等核心技术作为一个整体，共同研究、配套发展。（5）生产管理全生命周期化。以提高单井EUR为终极目标，研究侧钻水平井全生命周期生产规律，制定分类、分阶段生产管理方案，提高生产效果。

苏里格气田资源零散分布特征和复杂的开发历程，为剩余气挖潜和小井眼侧钻水平井技术发展提供了资源基础。经过10余年的攻关实践，苏里格气田小井眼侧钻水平井技术逐步提升，形成了一套以地质选井、钻完井、储层改造、排水采气等为主体的小井眼侧钻水平井配套技术。尤其是套管完井的实现，标志着苏里格气田小井眼侧钻水平井技术再上新台阶。

应用效果表明，随着技术进步，侧钻水平井钻完井周期大幅度降低，单井产量稳步增长，增产增效显著，在苏里格气田具有广阔的发展前景。下一步将围绕“降本”和“提产”目标，强化方案设计多元化、工程技术智能化、地质工程一体化、核心技术配套化、生产管理全生命周期化等，进一步彰显侧钻水平井技术优势，扩大侧钻水平井应用规模。