本报讯 截至2月15日，长庆气田老井侧钻井冬季保供阶段平均日产气量达100万方，阶段累产气达9000余万方，持续保障天然气安全稳定供应，有效助力了下游用户温暖过冬。

近几年来，长庆气田长停井、枯竭井等低产低效井数量呈逐年递增态势，针对这一难题，长庆气田研发单位油气工艺研究院紧密围绕油田公司“率先实现高质量发展”的总体目标，开展了多项老气井进攻性措施试验，结果表明，侧钻井挖潜技术是挖潜井间层间未动用剩余储量的有效手段，应用前景广阔。前期气田侧钻水平井主体以裸眼完井方式为主，采用裸眼封隔器分段压裂改造工艺，但受裸眼井眼不规则、井径变化大、段间封隔有效性差等影响，侧钻水平井产能未得到完全释放。对此，长庆气田油气工艺研究院加大技术攻关力度，结合老气田低压致密、砂体连续性差、多层系、非均质性强等开发难点，依托集团公司重大科技专项，开展了侧钻水平井、定向井等多井型侧钻挖潜技术攻关，通过对窄间隙固井、低坐封力可溶桥塞和二氧化碳增能压裂等关键技术组合攻关试验，形成了气田侧钻水平井、定向井固井桥塞分压技术，在国内首次成功进行了现场试验，实现了侧钻井钻完井技术的升级换代。

同时，长庆气田通过与各单位协同合作，侧钻剩余储量挖潜效果逐年持续提升，2022年完试11口井，平均无阻34.5万方/天，较前期提升28%。并结合2023年气田产能建设侧钻井57口工作量部署，针对不同储层类型特征，通过加强室内基础评价和现场攻关试验，持续深化钻完井改造技术研究，不断升级迭代侧钻井挖潜技术系列，进一步提高单井产量，实现老气田碎片化剩余储量效益开发动用，助力老气田稳产“压舱石”工程。

据统计，目前，长庆气田老井侧钻已累计实施91口井，措施后全部投入生产，累产气量达到8.2亿方，恢复产能7.5亿方/年，老井侧钻水平井前三年单井平均日产气1.7万方，实施效果明显。老井侧钻技术已成为老气田效益稳产的新途径，焕发了老气井的增产活力。（张峰 韩巧荣 李紫莉）