关于水平井完井技术的讨论与研究lj.docx

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关于水平井完井技术的讨论与研究lj

1绪论

随着石油钻井、完井、测井以及采油技术的不断进步，以水平井、侧钻水平井、大位移井和分支井等为代表的复杂结构井技术得到了迅速发展。

复杂结构井可以增大井眼与油藏的接触面积，加大泄油面积，减少渗流阻力，提高油田的整体开发效果。

胜利油田、冀东油田复杂结构井技术居国内领先水平。

截止到2004年底，国内水平井总数达700口左右，其中胜利油田330口，长庆油田120口，冀东油田87口。

胜利油田利用复杂结构井开发的油藏类型已从单一的砂砾岩稠油油藏扩大到非稠油的边底水断块油藏、裂缝性油藏、整装高含水油藏、地层不整合油藏和低渗透油藏等，从老油田挖潜转向新区产能建设和老区调整共同发展，特别是在油田高含水后期挖掘剩余油中发挥着越来越重要的作用。

冀东油田在浅层出砂油藏采用裸眼内滤砂管完井，配合滤砂管顶部注水泥分级固井完井技术，收到了很好的开发效果。

2水平井完井采油技术

2.1水平井完井技术

　　水平井的完井方法主要可分为裸跟完井、固井射孔完井技术、衬管完井技术和砾石充填完井等。

目前胜利油田根据油藏特点形成了带管外封隔器的衬管完井和衬管顶部注水泥完井的主导技术。

油田的疏松砂岩油藏、稠油油藏、低渗透油藏大都采用固井射孔完井。

固井射孔完井是以往国内水平井最为广泛的一种完井方式。

但由于该完井方式具有完井费用高，且不能有效保护油气藏和提高采收率的缺点，因此随着水平井完井技术的发展，水平井完井方式已由单一的固井射孔完井方式发展成衬管完井方式等适应不同油藏类型和储集层的配套完井工艺，这些完井方式具有完善程度高、完井成本低、防止油层二次污染、提高水平井产能的优点。

2.1.1带管外封隔器的衬管完井技术

带管外封隔器的割缝衬管完井技术是将管外封隔器与割缝衬管完井技术结合在一起。

该技术可用于造斜段须要卡封水层或气层的情况。

该技术多用于小井眼的侧钻水平井。

在完井管柱中，根据油藏胶结程度在水平段下人割缝衬管，上部接两级管外封隔器，一级卡封在目的层与上部水层或气层之间的夹层处；另一级封隔器卡封在上层套管内。

这种完井方式是依靠管外封隔器实施层段的分隔，可以按层段进行作业和生产控制。

目前，水平井发展到分支水平井，其完井方式也采用带管外封隔器的衬管完井。

套管外膨胀式封隔器是用于卡封水层或气层及分段开采、分段进行油层处理的重要工具，尤其适用于井眼直径小，无法采取注水泥固井射孔完井的各类油气井。

该工具随完井管柱一起下人到井中，将流体充填到封隔器的胶筒内，使胶筒膨胀，密封完井尾管于裸眼井壁之间的环形空间，达到封隔的目的。

封隔器结构主要有：

中心管、膨胀阀、胶筒及密封件等组成。

人到设计位置后，向管柱内投入钢球、胶塞或利用膨胀工具，使封隔器内外不连通，油管内加液压，在一定压差作用下，开启阀剪销被剪断，膨胀流体通过开启阀、单流阀和关闭阀进入胶筒，随着流体的不断增加胶筒逐渐被膨胀，在一定压力作用下胶筒变形与裸眼井壁紧密接触形成密封。

随着胶筒内压力的不断升高，当该压力达到一定值后，关闭阀剪销被剪断，使关闭阀关闭将进液孔堵死，实现可靠密封。

井口放压为零，打开阀回位自动锁紧，实现永久性关闭。

无论管柱内压力如何变化都不会对胶筒内的压力系统产生影响。

带管外封隔器的割缝衬管完井技术已经在国内多个油田的水平井和侧钻水平井上进行了成功的现场应用。

梁11—23侧平井侧钻前目的层含水98．7％，因高含水而关井，侧钻井眼轨迹穿过水层，应用带管外封隔器的割缝衬管完井技术，投产初期含水30％，日产油40t。

2.1.2衬管顶部注水泥完井技术

衬管顶部注水泥完井技术是将造斜段部分注水泥固井技术、带管外封隔器的衬管完井技术结合在一起。

其施工工艺是先将完井管柱下人到设计位置，首先座挂悬挂器，将完井管柱悬挂在上部直井套管上，然后膨胀造斜段下部管外封隔器，打开注水泥阀，对造斜段注水泥，封堵干扰层。

最后，下人冲洗丁具对水平段进行酸洗，解除钻井时产生的油层污染。

2.1.3管内砾石充填防砂工艺

（1）工艺原理：

　　该项技术是将不锈钢绕丝筛管下人油层部位，然后在筛管环空内充填高质量、高渗透的石英砾石，形成充填砾石阻挡地层砂、筛管阻挡砾石的多级挡砂屏障，以达到油井防砂的目的。

该工艺具有防砂效果好，油层伤害小等优点。

（2）工艺管柱及特点：

　　水平井管内砾石充填工艺管柱由充填工具、水平井绕丝筛管、丝堵等组成。

具有以下特点：

充填层渗透性好，产生的附加压降小，能最大限度发挥水平井产能。

克服了滤砂管因粉细泥质砂堵塞而使油井产能下降的问题，通过配合前期油层处理，可使油井长期稳产高产。

采用一次管柱完井技术，施工周期短。

工具性能可靠，完全能满足各类水平井砾石充填的要求。

2.2水平井分段卡封采油技术

　　对长井段、非均质严重的水平井，以及阶梯式水平井一般采用分段射孔的完井方案，即先射开下部井段生产，生产一段时间，射开井段含水上升后，由于水平井的结构特性，决定了不能用常规的打水泥塞的办法进行封堵，而采用以SPY441双向锚定封隔器和皮碗封隔器为主的两套水平井分段卡水采油工艺管柱，可以可靠的封堵水层，重新射开油层以后又可以正常生产。

（1）SPY441双向锚定封隔器分段卡封采油管柱。

　　管柱主要由SPY441型水平井封隔器、YDS丢手工具、导向头、分流开关等工具组成。

该管柱由SPY441封隔器提供双向锚定，通过液压坐封，液压丢手，密封压差可达25MPa，该工艺管柱操作简便，并可以在水平段内任意位置实现坐封、丢手需要取出时可以对扣打捞，满足了后期卡水、换层等生产需要。

皮碗封隔器卡封管柱主要由皮碗封隔器、YDS丢手工具、导向头、扶正器等组成。

全部管柱支承在人工井底，上部采用防落物管柱插入丢手接头，防止管柱移动。

该工艺管柱的优点是管柱无锚定点，便于后续作业，并可以实现水平段任意井段的卡封。

以上两种水平井分段卡封采油管柱已经在纯56一平2、临2一平3、永12一平4、辛151一平1等50多口水平井上进行了成功的应用，满足了水平井开发后期卡水、换层、分段生产的需要。

3侧钻水平井完井工艺

　　长庆油田地质条件复杂、油藏类型多样。

许多区块都是多层系油藏，油层及夹层薄，且有些油层已经高含水甚至完全水淹，要保证目的层正常生产，必须卡封水层；5×in。

套管内短半径侧钻水平井的井眼直径小、曲率半径小，采取注水泥固井射孔完井，技术难度大。

长庆油田经过研究攻关，目前研制成功了新型的系列完井工具，配套形成了适应油田不同油藏条件的侧钻水平井系列完井工艺管柱。

3.1钻孔／割缝衬管完井技术

　　该管柱主要应用于不需要封堵气层或水层的灰岩、碳酸盐岩和胶结致密不出砂的砂岩等油藏。

（1）管柱结构，自上而下为：

外管：

引鞋一密封套—筛管—油管—液压释放工具—钻杆

内管：

密封头—冲管—液压释放工具—钻杆

（2）管柱工艺特点：

整套管柱一次下入完成；避免因地层裸眼坍塌和井眼缩径而造成的裸眼报废；内、外管柱组合结构，可实现全水平井段有效的洗井和酸化作业；打压丢手，无须倒扣，丢手可靠。

3.2管外封隔器加筛管（或滤砂管}完并技术

　　主要用于胶结易出砂的油藏或产层上方须卡封气、水层的侧钻水平井完井。

管桂结构，自上而下为：

　　外管：

引鞋一洗井阀一密封套一筛管（或滤砂管）+扶正器一管外封隔器一油管一管外封隔器一悬挂器一液压释放工具一钻杆内管：

密封头一冲管一膨胀工具一冲管一膨胀工具液一冲管一压释放工具一钻杆

（2）管柱工艺特点：

整套管柱一次下人完成，实现一次管柱防砂；可有效地卡封气、水层，保证目的层正常生产；内、外管柱组合结构，可实现全水平井段有效的洗井和酸化作业；打压丢手，无须倒扣，丢手町靠；一277—避免因地层裸眼坍塌和井眼缩径而造成的裸眼报废；先悬挂后丢手，可防止丢手后留井管柱下滑至井底，保证封隔器卡封位置准确、可靠。

该完井工艺管柱已在胜利油田的梁11—23侧平1井、营12—100侧平1井及大港油田沈家铺油田家H2井、冀东油田G104—5P24井等不同油田的不同类型油藏的水平井及侧钻水平井中成功应片25口井，均取得成功，达到了国际先进水平。

4分支水平井完井采油工艺

　　分支井技术可以较大幅度降低油气开发成本，充分挖掘油田生产能力，提高油气采收率，从而提高油气开发的综合经济效益。

分支井使水平井的优势得到更为有效地发挥。

分支井技术可以利用多方向的多分支延伸，大大增加钻遇油层裂缝的机会，提高产层裸露范围和泄油面积，使许多在经济开采限以下的不可动用储量得以开发。

分支井的技术难点主要体现在完井技术方面：

连接性：

分支井尾管能够以机械方式回接到主井眼的套管上；密封性：

分支井眼与主井眼的接合点必须能够液压密封；进人性：

完井后，能够重新进入选定的分支井眼，满足后期修井及增产需要。

4.1分支井完井技术

4.1.1完井方式选择

　　根据国际上关于分支井的分类标准，分支井的完井方式主要分为六级。

对分支井完井方式的优选，主要是根据油藏类型，从提高产量，以最少投资开采出最多的油气产量这一目标出发，来进行完井方式的选择。

对于裂缝性油藏和胶结致密的砂岩油藏，由于井眼相对稳定，不易坍塌，采用I级、Ⅱ级完井，这两种完井方式施工简单，成本低。

同时，可“利用多个井眼。

提高油井产量。

Ⅲ级完井也主要应用于井眼相对稳定的油藏，并且油藏属于一个压力系统，因为Ⅲ级完井虽然可以实现各分支井眼的再进入，但很难实现各分支井眼的压力分隔。

对于疏松砂岩油藏、稠油油藏和多层系油藏，适合采用Ⅳ级完井，实现各分支井眼的密封，满足分支井眼之间的选择性再进入和选择性开采；V级完井在适用油藏类型上与Ⅳ级完井相似，但完井工艺和完井成本都比Ⅳ级完井高；Ⅳ级完井是一种预制窗口的完井方式，完井工艺和完井成本也相对较高，V级完井和Ⅳ级完井一般应用于海E油田分支井的完井。

4.1.2完井施工工艺

　　从套管内钻分支井眼，分支井眼内下人尾管，分支尾管顶部连接到主井眼套管上，在连接部位注水泥。

该施工工艺较Ⅲ级完井复杂，成本较前三级完井投入高。

主井眼与分支井眼连接处易坍塌，可实现选择性再进入和选择性分采，可对分支井眼实施增产措施。

钻井完井作业中最关键的步骤是套铣主井眼和分支井眼结合部位的作业。

因此，套铣筒内侧的套铣刀设计要合理，结合部位注水泥必须要有效，水泥环质量要好，这样可以防止工具滑八分支井眼。

分支井选择性采油技术,由于各分支井眼的生产井段的油层压力、含水状况等不同，各分支井眼之间的生产互相干扰，影响分支井的正常生产，因此，研究分支井眼合采或分采工艺技术，成为分支井技术的重要一环。

对于生产初期各分支井眼含水较低和分支井眼较大的情况下都是采用各分支井眼合采方式进行生产，前提条件是各分支井眼所处的油藏压力系统基本一致。

否则，即使各分支井眼都不含水，也只能是选择性开采各分支井眼。

分支井眼合采的情况比较简单，根据各分支井眼的供液情况确定产量，根据产量设计生产系统。

在合采过程中，如果某一个分支井眼出水，将会导致含水上升，则必须进行选择性开采各分支井眼。

分支井眼分采管柱即采用Y441E和Y341E高压封隔器与液压换层开关等工具组成的丢手控制管柱控制各分支井眼，通过套管加液压的方式，实现在不动生产管柱、不动井口等条件下，进行各分支井眼的生产或封堵。

为了提高施工成功率，需要在地面配套设计井下开关地面控制检测系统。

该分采工艺管柱可以实现2—4个分支井眼的任意组合生产。

其中YK液压换层开关在打压时可以实现多次循环开启和关闭。

（1）工艺原理。

　　生产管柱下井前，根据各分支井眼的生产要求，先调整好各级开关的开关位置及开关压差。

生产管柱下至设计位置后，油管内加液压使各级封隔器坐封，然后增压至泵压突降，证明开关换向，然后油管内投球蹩压至丢手压差实现丢手。

起出丢手上部管柱，下人泵即可进行生产。

根据生产情况要调整各分支井眼的生产时，停泵上紧光杆密封器，关闭生产闸门，套管内加液压至开关换向压差（有泵压突降显示），从而实现了在不动整个生产系统的条件下调整各分支井眼生产的工艺要求。

另外，如果后期需要检泵等修井作、吐时，可以不动生产控制管柱，仅将上部带泵生产管柱起出，从而降低了修井作业的难度和工作量，节省了作业成本。

（2）技术特点。

　　可以重复作业，能够实现2～4个分支井眼的任意反复换层牛产，满足采油生产中及时换层的需要，提高采油时效和采油效率。

采用Y341自验封封隔器与Y441封隔器配套使用，实现多级封隔器使用时能够全部验封，解决多级封隔器使用只能验封最上一级的难题。

控制生产简单方便，只需要一台泵车和一个作业人员，就可以进行作业，节省了作业成本。

5我国油田水平井完井技术

5.1水平井完井方式优化技术

针对油田不同类型油藏的特点，开展了水平井完井方式优化研究，主要考虑油藏地质特点、工艺技术可行性和经济指标等因素，建立了出砂预测分析、产能预测、生产动态分析、完井方式选择、完井参数设计和射孔优化设计等6个主要数学模型，开发了水平井完井方式优化设计软件。

可通过对不同的水平井完井方式进行评价和优选，得出适应油田不同类型油藏的完井模式，为水平井开发提供了理论支持，现场实施取得了较好的效果。

5.2疏松砂岩油藏水平井裸眼防砂完井一体化技术

针对以往疏松砂岩油藏水平井完井存在的固井水泥污染油层、管内防砂后内通径小、射孔费用高和完善程度低等问题，在借鉴国外先进技术的基础上，提出了在水平井裸眼内直接下人大通径精密复合滤砂管完井，利用酸洗工艺解除泥饼堵塞、打开油流通道的技术方案，并设计了水平井筛管顶部注水泥完井、水平井悬挂筛管顶部注水泥完井和水平井分段筛管完井等工艺管柱，研制了水平井管外封隔器、分级箍、多功能洗井阀和大通径精密复合滤砂管等专用工具，形成了较为完善的疏松砂岩油藏水平井裸眼防砂完井一体化技术。

该技术改变了人们的固有观念，实现了水平井裸眼防砂完井，增加了泄流面积，提高了油井的完善程度，大幅度降低了完井成本，并为后期措施提供了有利条件。

该技术为胜利油田疏松砂岩油藏特别是稠油油藏的开发提供了强有力的技术支撑，使草13、草20、沾18、郑411和坨826等稠油油藏得以经济高效地动用和开发。

截至2007年底，该项技术已在胜利、冀东、大港等油田近400口水平井上得到成功应用，仅2007年胜利油田就在122口井推广、应用了该技术。

经统计分析可知，该技术比套管固井射孑L完井每口井节约投资30×104～50×104元，平均单井产油量为18t／d，比同区相邻套管固井射孔完井的水平井的产油量提高了5．8t／d。

5.3水平井砾石充填防砂完井技术

对于地层砂分选差、泥质含量高达20％以上的砂岩油藏，单一的滤砂管水平井防砂工艺不能满足水平井长期高效开发的要求，为此开发了水平井管内砾石充填防砂技术和水平井裸眼砾石充填防砂技术。

水平井管内砾石充填防砂技术目前已建立的大型水平井实尺寸物理模型和开展的水平井“平衡堤充填”机理研究，为管内砾石充填防砂技术的攻关奠定了理论基础。

水平井管内砾石充填技术在工艺管柱方面也取得了长足进步，研发的集水平段坐封、丢手和充填口定位于一体的充填工具及双精度结构的复合绕丝筛管实现了抗堵塞的挡砂功能；压差式阻流装置的优化设计，实现了水平段分段连续充填的功能，提高了充填效率。

另外还研制了粘度可调（40～90mPa·s）、携砂能力强、低残渣和低伤害的SPF一1型携砂液体系，以及密度低、圆度好、强度高且易携带的DM一1型低密度充填支撑剂。

同时，对施工参数的优化进一步提高了充填效果。

目前该技术已在胜利、大港、冀东等油田的12口井进行了现场试验，技术可靠性得到良好的验证，实施成功率达100％，最长充填井段达到258m，整体技术达到国际先进水平。

水平井裸眼砾石充填防砂技术该技术是一种防砂强度高、防砂寿命长的防砂方法，在国外应用广泛。

胜利油田近年来开展了该技术的研究与应用，主要采用精密复合滤砂管裸眼完井和管外进行逆向砾石充填的方案。

该技术已经在埕北701一平1和草109一平2等5口井上进行了先导试验，取得了初步效果。

5.4鱼骨状分支水平井完并技术

开发稠油出砂油藏单靠增加水平段长度难以进一步提高油藏动用程度、改善开发效果。

而鱼骨状分支水平井具有最大限度地增加油藏泄油面积、充分利用上部主井眼、节约钻井费用等显著优点，最终能达到提高采收率的目的，已经成为高效开发油气藏的理想井型。

胜利油田近年来开展了窄时窗储层预测、井眼悬空侧钻、分支井地质导向轨迹控制、无固相钻井液完井液、分支井完井等关键技术研究，形成了具有自主知识产权的鱼骨状分支水平井开发技术。

2006年10月，在海上埕北26块成功完钻了中国第1口完全依靠自主知识产权技术设计施工的鱼骨状分支水平井埕北26B一支平1井。

该井在10m油层内设计钻了4个分支，水平段总长度达915m。

初期产油量为105t／d，目前稳定在95t／d，是周围直井的3．3倍。

2007年，鱼骨状分支水平井应用领域由海上扩展到陆上，由新区扩大到老区，成为水平井技术的新突破，目前已完钻鱼骨状分支水平井6口，经济效益显著。

其中，截至2008年6月30El，沾18一支平水井累积产油量为0．61×104t。

5.5低渗透油藏水平井分段压裂技术

为了提高低渗透、特低渗透油藏的储量动用程度和采收率，胜利油田开展了套管限流压裂和封隔器分段压裂等水平井压裂技术研究和试验，完成了高89一平1、史127一平1、商75一平1和大牛地35—1等6井次的水平井分段压裂施工，并取得了重大进展。

5.5.1限流压裂技术

针对滩坝砂油藏储量丰度低、纵向薄层多、储层横向变化快且砂体连通性差和自然产能低等特点，结合地应力研究和单井控制可采储量等经济政策界限论证，优化水平井段轨迹和长度，在研究分段压裂方式对油层渗流能力、泄油面积及产能影响的基础上，开展了限流孔优化和水平井压裂裂缝动态模拟研究，研制了限流压裂方式管柱，在高89等区块开展了小型压裂测试试验。

高89一平l井水平段长为202m，分3段限流压裂，自喷转抽后产油量稳定在14t／d，动液面基本稳定，产量递减率明显低于大型压裂投产的直井。

5.5.2封隔器分段压裂技术

由于长水平段限流压裂施工难度大，因而在综合分析国外机械分段压裂技术的基础上，根据胜利油田油藏及工艺特点，进行了水平井封隔器分段压裂管柱设计研究。

形成了小直径、大膨胀比、高压差SPK344封隔器跨隔密封技术，实现了一次管柱逐段压裂；设置井下压力、温度测试仪，为压裂施工提供准确的数据记录。

利用该管柱，压裂完成后可实现反洗井；配套安全接头，减少了发生意外事故时的处理难度。

水平井分段压裂管柱满足2～3段压裂工艺要求，封隔器工作压差可达50MPa，最高工作温度可达1500C。

。

6存在问题及下步研究方向

6.1存在问题

国外水平井完井及采油技术研究早，应用规模广，配套工艺完备且技术趋于成熟。

相比较而言，长庆油田水平井技术还存在一定的差距：

①2007年底，调研了长庆油田7个采油厂428口水平井。

经统计，停产井ZY了82口，占调研水平井总井数的16．2％，其中因高含水停产的为8口。

水平井高含水已经严重制约了水平井的高效生产，亟需研究水平井找水、堵水等配套技术。

②低渗透油藏水平井分段压裂技术还处于研究试验阶段，技术不成熟。

③分支井完井技术不完善。

④现有的水平井井筒检测技术无法满足套管损坏检测的需要。

6.2下步研究方向

当前，长庆油田新区开发以低渗透等低品位油藏为主，老区油水关系更加复杂，剩余油分布更加零散，开发难度越来越大，油藏条件对水平井完井及采油技术的要求也越来越高。

现有的技术系列不能很好地满足胜利油田复杂多样的油藏类型和工艺要求，必须进一步加大科技创新力度，加大新技术的集成配套。

6.2.1水平井分段完井技术

遇油／水膨胀封隔器分段完井技术耐高温、耐高压的遇油／水膨胀封隔器可应用于多层系油藏的分层完井、筛管完井和防砂完井的分层，降低完井的复杂程度，进行安全高效完井，如海上完井和高压井完井等。

在应用国外遇油／水膨胀封隔器的同时，胜利油田已经完成遇油／水膨胀橡胶配方的研制，进行了室内模拟试验和评价，体积膨胀率大于50％，目前正在进行模拟井条件下的耐压试验。

水泥充填长胶筒封隔器分段完井技术对于管外封隔器加滤砂管防砂完井的水平井，由于封隔器处于高温高压的复杂环境下，封隔器在使用几年后容易出现胶皮老化破损的现象，影响密封效果。

水泥充填长胶筒封隔器技术，是利用凝固的水泥来防止胶筒老化造成的封隔器失效，可承受采油及增产措施中的温度及压力变化。

6.2.2水平井找水、堵水技术

长庆油田引进了氧活化及脉冲中子测井等含油饱和度测井技术，并进行了现场试验，但与国外先进的组合式测井技术相比，无论在测试成功率还是在技术配套上均还有较大差距。

下一步要优化水平井找水测井技术，进行水平井测试工艺的完善配套，同时探索更加先进、有效的水平井找水技术。

进一步深化油藏基础研究和水平井渗流规律研究，建立简单实用的出水规律预测模型。

同时开展筛管完井水平井堵水技术研究，开发高选择性堵剂和化学封隔器堵水技术。

6.2.3水平井井筒检测技术

2007年，长庆油田7个采油厂因套损而停产的水平井达8口，占所有停产水平井的10％，随者水平井开发时间的延长，套损井将逐步增多。

目前，现场使用的常规打铅印的方法，已经不能满足水平井修井的需要。

下步须将连续油管与井下电视组合配套，爬行器与超声波测井组合配套，实现水平井的井筒检测。

6.2.4高级别分支水平井完井技术

近年来，依靠自身实力，胜利油田自主研制了适合胜利油区油藏特点的Ⅲ和Ⅳ级完井工艺及配套工具，在桩1一支平1井和梁46一支平1井实施了Ⅳ级完井，可实现分支井的选择性生产。

今后将进行V和Ⅵ级完井技术的引进与自主研究，满足复杂断块及潜山油藏高效开发的需要，重点攻关分支交汇处密封、分支井眼再进入、生产控制等关键技术。

长庆杏平1多分支井，完成7个分支水平井，是国内第一口7分支水平井。

分支井眼在300米至422米之间，钻遇油层进尺达2834米，油层钻遇率为80.9%，成为国内领先水平。

结论

水平井完井及采油配套技术满足了油田疏松砂岩油藏、稠油油藏低渗透水平井生产的需要，形成了新的工作思路和技术方法，使难动用储量得到了开发利用，提升了水平井的开发水平。

油田将通过思想解放与观念转变，促进水平井技术规模发展；通过科技创新与攻关配套，促进水平井技术突破，提升水平井适应能力；充分发挥水平井在提高储量动用水平、大幅度提高采收率技术方面的优势，为油田持续稳定发展做出更大的贡献。

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