石油壹号网消息     辽河油区赵6CH井正在准备投产。此前，长城钻探工程公司应用自主研发的随钻测井仪和地质工程一体化技术，使这口井钻遇率达81%以上。

这只是长城钻探助力难动用油气藏开发的一项特色技术。

储量硬骨头呼唤“特精优”

随着国内主力油田进入中后开采期，单井产量持续下降，新发现油气储量80%以上品质差、难动用。经济高效地开发低压低渗油气藏、边际断块油气藏、薄层油藏等难采区块，提高油气藏最终采收率，对钻完井及其系列配套技术提出了更高要求。

一方面常规技术市场饱和，一方面难动用储量开发亟须经济高效技术。面对这样的局面，长城钻探瞄准油气田中后期开发面临的一系列难题，开展科研攻关，并储备一批特色优势技术。这些技术围绕施工难点攻关，实现多层油藏立体动用，显示出独特的技术优势。

其中，长城钻探发明了多分支水平井完井装置和鱼刺水平井钻完井工艺；国际顶尖装备GW-LWD随钻电磁波电阻率测井仪器使辽河油区的油层钻遇率从76%提高到90%以上；自主研发了低渗透砂岩气藏水平井裸眼封隔器完井、多段压裂、投产一体化技术，实现了不动管柱分压13段，单井日产量是直井的3至6倍，成本较国外同类技术降低30％。这项技术的规模化应用，转变了苏里格气田开发方式。苏53区块采用原丛式井开发方案，建10亿立方米产能，需钻井200口；稳产10年，需累计钻井766口，采出程度35%。

难采油藏钻探谁与争“分”

单井产量是直井的3倍，普通水平井的1.5倍。长城钻探这项多分支井技术在实现“少井高产”的同时，对于经济高效开发难采区块及老区挖潜增产、提高储层动用程度和采收率提供了性价比较高的解决思路。

分支水平井技术使传统的一个井口对应一个地下井眼变为一个井口对应多个地下井眼，从而可实现多个地下井眼共用上部井段的目的，显著增加井眼与油气藏的接触面积，提高采收率。目前，长城钻探分支井技术达到国际TMAL4级水平，成为世界少数几大分支井系统之一。

长城钻探依托多分支井钻完井配套技术，对剩余油藏进行多层位开采，在特种油藏开发和老区剩余油藏挖掘潜力方面，形成独具特色的技术。在辽河油田兴古潜山使用直井和分支水平井开采，3年时间用110口井建成产能100万吨，其中分支水平井61口，年产原油80万吨，实现了2300米跨度7层油藏1.27亿吨储量立体开发。在边台潜山用7口双层鱼刺水平井和10口单层鱼刺水平井，建成产能6.5万吨。

目前，这项技术已应用于国内外油气田130多口井，成功推广到稀油、稠油、超稠油等特种油气藏。

侧钻井升级攻坚剩余油

11月初，长城钻探在苏里格地区完成的5英寸半侧钻小井眼水平现场试验井——苏10-36-21CH井，采用深层小井眼套管一体化开窗和陀螺定向技术，在700米水平段，开窗点井深3002米处定向操作一次成功，仅用一趟钻、一个铣锥、耗时10个小时就优质高效地完成了侧钻开窗任务。这项技术获得试验成功,为苏里格气田持续稳产上产、挖潜井间剩余气储量积累了经验。

苏10-36-21CH井是集团公司重点科研项目——五英寸半侧钻小井眼水平现场试验井。目的是利用侧钻水平井技术提高产能，挖潜井间剩余气储量，提高部署区储量动用程度。

侧钻水平井是在侧钻井、水平井的基础上发展起来的一项油气开采技术。这项技术可钻达油气层中任何部位的剩余油气富集区。由于其在油气层中揭露面积大，可有效提高油气井产能和采收率，是老油气区挖潜增效的有效途径。同时，侧钻水平井充分利用老井筒，与垂直井和常规水平井相比大幅降低油气开采成本，是油气田开发中后期稳产增产的重要技术手段。

苏里格气田是我国西气东输的重要气源之一，目前有5英寸半套管完井的深直井7200口。随着开采时间延长，进入低压低产阶段的油气井逐渐增多。仅苏10区块300多口井就有90多口处于间开或关井状态。侧钻水平井技术在三低气藏中挖潜增效效果明显。

2011年开始，长城钻探先后针对这一技术立项攻关。施工后的苏10-34-46CH井产量是周边直井的3倍。目前，长城钻探针对苏里格气田老井低产、后期开发低效的问题，在前期研究成果基础上，将侧钻水平井技术与增产改造措施相配套，缩短侧钻水平井钻井周期、降低开发成本，盘活老区油气井，实现油区立体式高效开发。