122口水平井的产量相当于710口直井的产量，投资节省一半。这是长城钻探公司在苏里格苏53区块水平井整体开发的魅力。
从2006年率先开始水平井试验，到今年苏53区块整体水平开发，长城钻探敢为人先，再一次走在苏里格水平井开发的前列。
核心技术创新：从“三步走”到“三级跳”
多年来，在“低渗、低压、低丰度”的苏里格气田实现水平井经济开发，需要破解一系列技术瓶颈。参与“5+1”合作开发的各路队伍，集中精兵强将在“试验田”上摆开赛场，打响了技术攻坚仗。
开发苏10区块初期，长城钻探就把水平井技术引入苏里格气田低渗气藏开发中，并开展了目标明确的试验“三部曲”。2006年11月，长城钻探率先开始试验——寻找适合水平井开发的地质条件。长城钻探的底气来自对苏10区块的再认识。长城钻探采用有效储层分布预测、井位优选技术和地质导向等技术，为水平井开发增加了一道道“保险”。
2007年7月23日，作为“5+1”合作开发首口水平井，苏10—31—38H“千呼万唤始出来”，初期自然产能投产。虽然日产量只有1万立方米，但达到了预期试验效果——证实苏10区块可以进行水平井开发。
在苏里格气田水平井开发中，压裂改造技术是核心技术之一。2008年11月，在长庆油田公司的密切配合下，长城钻探将新型裸眼分割压裂技术引入水平井开发，以应用压裂新工艺、提高水平井产量为目的的第二口试验井苏10—31—48H开始施工。2009年6月13日，这口井投产后产量一直稳定在10万立方米。
跨过第二道关，长城钻探面临更严峻的现实：钻井成本居高不下。而钻井成本中，钻井周期成为最关键因素。从“5+1”合作方在苏里格气田实施的5口水平井看，钻井周期均在130天以上。其中，长城钻探两口水平井生产周期在150天以上。
为此，长城钻探开始了第三次试验：2009年8月1日至3日，3部钻机开钻。围绕提速，长城钻探在施工设计上和钻井过程中，取得多方面创新突破。采用PDC钻头，小井眼钻井，优化钻具组合……并建立提速模板，测、录试全力配合。46天、48天、60天！3口井均在计划时间内完钻，各井投产平均日产量达28万立方米。
开发方式创新：开辟少井高产高效开发新路
截至11月8日，投产382天的苏10—32—50H井累计产量达5671万立方米。这口井日产量目前稳定在15万立方米，是邻近直井的10倍。地质科研人员通过生产动态预测，这口水平井累计产气量可达到1亿立方米以上，是直井的5倍。
这口水平井的高产带给长城钻探这样的启示：少井高产、少井高效在苏里格气田部分区块仍然可实现整体开发。肩负开发任务的长城钻探苏里格气田项目部经理李文权说：“从苏10区块直井开发，到苏53区块整体水平井开发，我们不断在转变思维方式。”
在苏53区块建成天然气生产能力10亿立方米，稳产10年，共需部署710口直井，阶段采出程度为17%。这是长城钻探最初的开发方案。采用水平井规模开发，要建成同等规模生产能力，稳产10年，只需部署122口水平井，阶段采出程度达到60%。这是长城钻探调整后的开发方案。与前者相比，后者节约钻井投资50％以上，钻井占地节约80%。
截至10月中旬，完钻投产12口井中，最短钻井周期42天，平均日产量10.6万立方米。
思维方式创新：一体化模式提升竞争力
在“5+1”模式中，长城钻探率先实施水平井整体开发，并且实施水平井数最多，质量和产量均名列前茅。
长城钻探迅速实现了从工程技术服务到水平井开发管理的角色转变。
目前，长城钻探已拥有成熟的水平井开发技术。每年集团公司投资开发500多口水平井，长城钻探要参与开发200口。
参与苏里格气田水平井开发4年来，长城钻探的水平井技术实力得到整体提升。长城钻探原来在辽河施工的水平井，油层埋藏浅，水平段长度只有200米至300米；苏里格气藏均埋深3400米以上，水平段长达600米至1200米，并且对水平段施工要求极高。这些难题为长城钻探打造水平井技术核心竞争力提供了舞台。
长城钻探在最短时间内迅速完成了角色的转变，发挥水平井技术优势，探索出高效开发的新路。目前，长城钻探已经将这一开发经验整合、完善，成为长城钻探不可或缺的优势。
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