苏里格气田是我国目前唯一储量规模超万亿的特大气田，基本探明储量4.23万亿，2014年产量达到235.33亿方。今年产量计划为249亿方，规划2015至2035年产250亿方，稳产20年。是长庆油田稳产5000万重要组成部分，是中石油天然气最大的开发工程。据统计，2014年底累计钻井8454口，其中直井7430，水平井1024口。单井产量平均为0.95万方，其中直井0.64万方/天，水平井2.34万方/天，日产量小于0.3万方气井3100口，占36.6%且以3至5%速度逐年增加，预计2020年达到7660口。低于0.5万方/天达3726口，占44%。为稳产250亿产量，计划2015至2020年钻井8164口，年均1361口。为稳产20年，总计钻井29000口，年均1500口。
12月30日，从苏里格气田项目部现场传来好消息，由长城钻探公司承担的集团公司重大现场试验项目“侧钻水平井/分支井新工具现场试验”取得了重大突破，工程院的科研人员通过对苏10区块的苏10-36-21CH进行5-1/2〞侧钻水平井试验，并应用侧钻水平井技术，完井周期44天，与同区块相比节省钻井投资32%。该井在试验前日产0.1万方，六年累产量230万方，目前通过实施侧钻后日产5.5万方。目前开采93天累产达508万方，产量是其6年产量2倍还多。
提高认识，宣传鼓动，做好多方协调
（科研人员通过检查钻头的磨损情况，来判断分析井下的具体情况）
该工程自今年启动以后，长城钻探公司副总经理、总工程师刘乃震对该项目给予高度重视：“苏里格稳产250亿需要钻大量直井、水平井，但是直井单井产量递减快，低产井数量多。水平井需要降低成本，每年有数百口井的工作量，未来5年可能有1000至2000口井，是一个相当大的市场。此次试验成功，将是苏里格气田焕发青春，是一次转换开发方式的革命。”公司负责该项目的负责人多次在工程院组织召开相关单位参加的协调会。工程院领导也精心布局，调兵遣将，优选经验丰富，技术水平高，责任心强的专业技术人员，组成各专业强强联手的项目组，副院长、总工程师余雷亲自担任项目的负责人。院长高远文多次强调：此项目是集团公司的重大试验项目，也是我们发挥特色技术的示范工程，我们一定要肩负起公司领导赋予我们的重任，现场实验不能出现任何差错，保证万无一失，顺利完成此次试验任务。党委书记李锦辉也多次打电话询问现场试验的进展情况，为现场的科研人员鼓劲加油，要求科研人员把此次示范工程做好。
打造金刚钻，突破瓶颈，集中兵力打“攻坚战”
（科研人员优选合适的钻头，加快钻井周期）
苏里格气田是一个典型的低孔、低压、低渗、低丰度的“四低”气藏，平均埋深3200至3500m。储层为冲击背景下的辫状河沉积体系，储集砂体非均质性强，连续性角差，具有单井控制储量低，产量压力递减快的特点。据统计，苏里格气田东、中、西区直井数6328口，日产量小于1万方的井占61.4%，且以3%至5%的速度逐年增加。其中苏10区块2006年9月投产以来，经过四年多生产，部分井已进入低压低产阶段，而且随着开采时间延长，低压低产井逐渐增多。截至2010年年底，该区块共有306口井，其中90多口井处于间开或关井状态。因此，迫切需要找到开发的新思路、新对策恢复老井产能，延缓产量递减进程，提高油气采收率，降低油气开采综合成本。
针对这些瓶颈难题，工程院科研人员早在2010年就对苏10区块的苏10-36-21CH和苏10-39-21CH两口井进行了5-1/2〞侧钻水平井技术的先导性现场试验。并对该区块开窗点深，老井套管壁厚；侧钻井井眼小，泵压高、排量受限携砂效率低，钻具摩阻扭矩大，定向困难；地层复杂泥页岩互层水化膨胀缩颈、易掉块、坍塌，井眼不规则多次划眼后易形成台阶，下完井管柱困难等技术瓶颈进行技术攻关。但是由于诸多原因导致施工周期长，成本高，效果不明显，甲方不认可。
为了使该项目的试验成功，针对苏10区块的生产情况及老井剩余储量，各级领导面临巨大风险及多方的压力，把握方向，科学分析，并结合现有的钻井技术，大胆决策，给项目组的科研人员吃了“定心丸”。工程院积极组织科研人员进行大量的技术攻关，通过科研人员的奋力拼搏，攻克了一个又一个技术难关，扫平了一个又一个试验路上的绊脚石。几年来，科研人员付出了巨大的艰辛和努力！并明确目标“缩短周期、降成本、见效果”，这是对施工单位和科研人员一次高标准的历练。
科技护航，挑战极限，铸造长城丰碑
（施工过程中，技术人员不放过任何细小的问题，做的到精益求精）
在苏里格现场的试验过程中，实施侧钻水平井科研人员攻克多项极限困难，面临五方面的巨大考验：一是开窗点深，开窗难度大。二是井眼小，泵压高，钻具摩阻扭矩大，钻头加压困难，拖压频繁，机械钻速低。三是地层复杂，石盒子组地层含有灰褐色泥岩，水化分散强，易掉块造成井壁坍塌，井眼不规则。四是目的层深，裸眼段长，井眼轨迹控制难度大。五是水平段分段压裂数多、施工规模大，施工风险增大，一旦砂堵后砂埋入井工具，小井眼解卡打捞处理异常复杂。
为进一步提高钻井效率、缩短建井周期、降低钻完井成本，项目组技术人员结合该区块临井钻完井数据，对苏10-36-21CH进行可行性分析、研究和设计工作。针对试验过程中的施工难点，科研人员采取优化井眼轨迹设计、优选PDC钻头、螺杆型号、钻井参数及钻具组合提高小井眼钻井效率，使用聚氨抑制剂加KCL钻井液体系解决苏里格泥页岩易坍塌、井漏的钻井难题，水平段首次采用双稳定器钻进提高复合钻进频次保证井眼轨迹平滑提高机械钻速。
试验中，技术人员通过使用高强铣锥一趟钻开出地层，优化钻井水力参数，克服泵压高、环空间隙小、携砂难度大等难点。水平段提高复合钻进频次保证井眼轨迹平滑，优化钻井液体系，调节钻井液体系各材料配伍性，优选了新型聚氨抑制剂加入KCL钻井液体系。采用双模单模复合通井，顺利完成完井管柱下入。
现场施工各环节无缝对接，完井周期由以往的98天缩短至44天，试验项目实现“安全无事故钻进”，从而实现44天完井的任务目标。产量与同区块新井相当，大大提高了单井采收率，经济效益显著。从而形成了一套成熟可推广的新工艺、新技术。同时，“侧钻水平井/分支井新工具现场试验”项目的试验成功，揭开了复活老井、提高苏里格区块整体产能的新篇章。
集团公司钻井技术顾问、原集团公司科技局副局长、钻井工程技术研究院院长孙宁教授，曾经在苏里格气田开发新思路分析和设想中提到：“侧钻水平井/分支井新工具现场试验”是苏里格气田新的开发模式，走出一条既有水平井的产量，又能降低成本的新路子，值得探索，此项技术将形成苏里格开发稳产新的模式。
试验证明：此项技术是苏里格气田稳产、上产、环保的重要手段，该井的成功实施将会为下一步扩大试验范围，积累该类井的钻井规范、标准和数据，为进一步开发苏里格气田具有重要意义。
编辑 制作 ▌邵讴
