7388米刷新长庆气区最深钻井纪录，油气工艺技术支撑持续上产

近期，长庆致密气开发示范区再传捷报——顺利完井的靖*井，以4118米的水平段长度刷新了该区7月22日创造的3321米中国陆上气田最长水平段纪录，并以7388米再度刷新了长庆气区的最深钻井纪录。水平井开发是提高单井产量、推进提质增效、保护生态环境的重要手段，但超长水平段水平井施工存在一系列难题。为了解决开发难题，长庆油田充分集成地质、地震、测井、工程多学科优势技术，集中专家骨干进行重点攻关，详细编制了从井位部署、施工方案、随钻导向等设计方案。运用旋转导向系统、漂浮接箍、窄间隙固井水泥浆添加材料等技术创新成果，确保了超长水平井顺利完成。

　　长庆油田公司油气工艺研究院坚持“面向生产、贴近生产、服务生产”，建立集中+分散相结合的支撑模式，每年选派100余名技术骨干常驻生产一线，设计方案5000余井次，现场服务上千井次，实现对油田公司勘探评价、产能建设、致密油气、万口油井、千口气井等重点项目组及油气生产单位的技术支撑全覆盖，为长庆油田持续上产发挥了重要作用。

　　50年来，油气工艺技术系统瞄准油气田开发面临的技术“瓶颈”，以提速、提效、提产为目标，加大自主创新，攻关形成了一大批科技利器，在集团公司上游板块科研单位中靠前。在工艺技术领域先后获集团公司技术利器4项，分别是水力喷射压裂技术、套管滑套压裂技术、DMS可溶球座压裂工具、EM30滑溜水压裂液；获集团公司自主创新重要产品17件，近三年累计应用2万余井次。

　　长庆油田紧密围绕勘探增储、稳产上产、智能油田建设及提质增效技术需求，以提高单井产量、提高施工效率、提高采收率、降低投资成本为目标，不断强化油气工艺技术攻关研究与现场试验工作，攻克关键瓶颈技术，长庆低渗透油气田特色钻采工艺技术体系逐步形成。钻井工程机械钻速不断提升，钻井周期持续缩短。压裂工程水平井压裂段数、压裂裂缝密度持续增加，改造强度渐进式提高；采油工艺机采指标持续向好，呈现“三升、两稳、一降”良好态势。采气工艺采气时率、排水采气措施有效率、缓蚀剂加注完成率、气井完好率、阴极保护有效率等主要采气工艺指标不断提升。形成了鄂尔多斯盆地油气工艺技术系列（提高单井产量、油气田稳产、钻采配套、数字化、安全环保）二十二项关键技术，在油气田生产建设中得到规模推广，取得了较好的经济效益和社会效应。

　　长庆油田打造“三维水平井优快钻技术”保障油田快速建产。为适应油田快速建产需求，油田初步形成强化钻井参数、加强工具配套、优化钻井液体系、大井组整体设计等四项提速提效主体技术措施。以致密气钻井、页岩油钻井为代表，大幅度提高了钻井能力，页岩油水平井最短钻井周期9.88天，最长水平段长4118米，两项指标均创造了国内新纪录。并以7388米再度刷新了长庆气区的最深钻井纪录。

　　水平井开发是提高单井产量、推进提质增效、保护生态环境的重要手段。油田瞄准地下油层发育情况，合理优化水平井井距，采用多层系立体布井技术，最大限度提高平台井数和储量动用。仅此一项，百万吨产能节约土地1400亩。正在建设的国内陆上页岩油最大水平井平台——长庆陇东华H60平台，以探索大井丛效益建产模式为目的，开展“超小井场、超大井丛”钻井技术攻关和平行最大主应力方向水平井布井试验，在一个平台上部署22口水平井，是长庆油田实现“多井低产”到“少井高产”转变的典型代表。

　　打造“丛式钻井技术、丛式采油技术”实现了油田从“多井低产”到“少井高产”转变。鄂尔多斯盆地油气资源丰富，但油气藏具有典型的“三低”（低渗、低压、低丰度）特性，勘探开发属于世界级难题。由于储层致密、物性差，导致单井产量低，多井低产一直制约着气田高质量发展。针对黄土塬地貌特征，长庆油田探索形成了黄土塬地貌工厂化作业新模式，推广“多层系、立体式、小井场、大井丛”的开发理念，大幅提高了作业效率，并且节约用地用水。以白**大井丛定向井平台为例：通过优化井场布置、高效作业技术、技术共享、钻井液重复利用等措施，实施大斜度井32口，平均钻井周期由15.7天下降至8.9天。实施定向井41口，钻井周期由6.4天下降至5天。平台建井周期(171天）较前期缩短60%，减少井场及道路征地74亩，提速提效显著。

　　打造“老油气田措施挖潜技术系列”为稳产上产提供重要支撑。数万口老油气井是长庆油田稳产上产的基础。自然递减是油田开发避不开的规律。如果按油田10%、气田20%的递减速度计算，维持5000万吨油气田稳产，意味着每年要额外找到上千万吨产能来弥补缺口。可以说，油气生产犹如逆水行舟，不进则退。油田大力开展多单位联合研究、多专业一体化运行、多技术集成应用，组织万口油井、千口气井评价挖潜工程复产效果显著，低产油井治理技术有力支撑措施增产。老井侧钻技术为剩余油气挖潜提供新方向，套损井防治技术规模应用有效遏制套损高发，排水采气技术强力支撑了气田稳产。

　　油田老油气井侧钻水平井技术试验取得突破，攻关形成侧钻小井眼固井完井+分段压裂改造为主体技术的侧钻水平井技术，已试验6口，日单井产量3.67吨，达到定向井的2.5倍；气田扩大试验侧钻水平井+裸眼封隔器分段压裂技术，已完钻20口，水平段长度由689增加到770m，钻井周期59.7下降34.7天，投产井日产2.9万方/天，较前期上升20%。智能油气水井技术持续攻关，智能间开技术得到推广，已应用600余口井，实现了“无人化”运行，泵效由20.5%提升到41.7%，单井日均节电23度。