会计学汇报内容2011年，长庆油田完成钻井8582口、进尺2063.94万米，其中：完成油井7336口，进尺1621.7万米；完成气井1246口，进尺442.2万米；完成水平井181口、进尺61.71万米；完成欠平衡井15口。1、2011年钻井指标完成情况其中：油田钻井：气井钻井：2、油井水平井完成情况3、气井水平井完成情况油田水平井：阳平2水平段长度1555米，创最好纪录；桥平9井钻井周期8.6天，创最短纪录；丹平2井单只钻头进尺达到1863米，创油田水平井单只钻头进尺最高纪录。气田水平井：苏36-23-10H井钻井周期26.96天创最短纪录。苏东67-07H1井建井周期39.67天创最短纪录。川庆50673钻井队首次实现6开6完，平均钻井周期33.2天。汇报内容2011年主要在华庆长6、安塞长6、黄57长8、塞392长6、安83长7、庄73长3及侏罗系油藏完钻开发水平井95口。2011年油田水平井实施效果（分层）庆平24井身轨迹及油藏剖面姬塬油田长7油藏完钻水平井5口，平均水平段长度597m，油层569m，钻遇率95.2％；采用分段多簇压裂改造，试油井5口，平均射孔段数7.5段，试油平均日产油56.9m3；投产井5口,初期日产油4.9t、含水53.1％，目前日产油4.8t，含水53.4％，为周围直井产量3.1倍以上，单井产量大幅提高。合水地区长3油藏完钻水平井7口，平均水平段370m，平均油层322m，钻遇率87.7%，完试5口，平均单井试排日产油65.1m3，投产5口，初期平均单井日产油13.2t，含水11.0%，目前平均单井日产油9.3t，含水10.3%，初期产量为相邻直井的4.5倍。庄平15井井身轨迹及油藏剖面姬塬油田元85井区延10油藏综合成果图2011年完钻水平井86口，平均水平段长942.5m，有效储层钻遇率60.5%，平均钻井周期79.8天。完试64口，平均无阻流量51×104m3/d（较2010年提高10%），其中百万方以上井10口，最高无阻流量219.3×104m3/d。2011年投产水平井生产情况统计表苏里格气田生产运行曲线苏里格气田自营区2011年完钻水平井72口，水平段长度932m，有效储层钻遇率达到63.5%，较2010年提高了6.5%。针对大斜度井段井壁不稳定、轨迹控制难度大，穿越长泥岩段能力弱等难点，通过2011年进一步攻关，逐步形成了水平井快速钻井技术系列。井身结构优化“三增”剖面设计及轨迹控制技术PDC钻头优化水平井钻井液体系PDC钻头优选（2）钻井速度大幅提高2011年天然气水平井“六开六完”钻完井数据统计表汇报内容1、2011年欠平衡钻井完成情况近三年欠平衡钻井完成情况2、2011年充气钻井指标与上年对比余探2井井身结构示意图充氮气钻井主体设备表井口示意图几点认识：通过余探2井的成功应用，进一步完善了充氮气钻井技术和扩大了该技术的适用范围。克里摩里组溶蚀孔洞和裂缝较为发育，容易发生井漏，漏失钻井液量一般在100～500m³，最多达1700m³（鄂8井），余探2井在该层采用充氮气泥浆，钻进、取心过程中未发生井漏，体现了欠平衡技术在解决严重漏失地层的优势。与余探1井相比，三开井段平均机械钻速由1.38m/h提高到2.54m/h，提高了84%，提速效果明显。充气钻井降低了储层伤害，同时提高储层含气层探明率，余探2井发现含气层和气层25层，气测最高19.8%。在充气井段进行取心，降低了对岩心的污染，从而能更准确和真实地进行岩心分析。汇报内容2012年长庆油田钻井部署情况：2012年500万吨产能建设主要分布在姬塬、志靖～安塞、华庆、西峰～合水、马岭、镇北、吴起、南梁、白豹等地区，新钻井4748口（含水平井170口），进尺1132万米，建采油井3486口、注水井1295口，地质设计单井产能2.8吨/天。2012年油田500万吨产能建设部署（分单位）2012年油田水平井部署表油田部署水平井开发示范区：示范区部署马岭油田长8油藏整体部署水平井48口，华庆油田长6油藏整体部署水平井65口。示范目标集成应用成熟技术，探索应用新工艺、新技术，突出提高单井产量、提高采收率和降低成本，打造华庆长6整体水平井开发试验示范区和马岭长8致密油高效开发示范区。靖边气田2012年产能建设部署图建产能：5×108m3/a钻井：82口水平井数：16口水平井建产能：2.4×108m3/a建产能：1.0×108m3/a钻井：11口水平井数：2口水平井建产能：0.4×108m3/a靖边南2012年产能建设部署图苏6、36-11苏东41-33区块水平井：6口苏里格西区2012年产能建设部署图苏里格南区部署苏东南2012年产能建设部署图3、水平井钻机准备及落实情