致密砂巖氣鉆完井技術進展及展望

汪海閣 周 波

中國石油集團工程技術研究院有限公司

0 引言

根據《世界與中國能源展望》（2021版）分析，“十四五”及中長期，我國天然氣需求將保持快速增長，天然氣供需形勢依然嚴峻，預計2025年 達 4 300×108～ 4 500×108m3，2035 年 達 到6 000×108～ 6 200×108m3，天然氣對外依存度將增至50%以上。致密氣是天然氣勘探開發的重要領域之一[1]，油氣地質研究表明，我國致密氣資源豐富，增儲上產潛力大[2]。中國石油礦權區致密氣地質資源量約為19.97×1012m3，占天然氣總資源量的20%；探明地質儲量5.47×1012m3，探明率27.4%，剩余地質資源量14.45×1012m3。目前我國致密氣產量占我國天然氣產量接近30%。加快致密氣高效勘探和規模效益開發，提高我國天然氣自給能力，對保障國家能源安全、實現“雙碳”目標具有重要意義[3]。

致密氣為覆壓基質滲透率不高于0.1 mD的砂巖類氣藏，相比常規天然氣，致密氣儲層非均質性強、有效砂體小、孔隙度和滲透率低，規模效益開發難度大。自20世紀70年代以來，國內外開始探索致密氣藏的開發[4]，北美經過30年的探索準備，突破常規地質開發理論技術，實現圣胡安盆地、阿爾伯達盆地等致密氣藏的成功商業開發。2008年美國致密氣產量超過 1 913×108m3，占美國當年天然氣產量的34%。我國致密氣勘探開發經歷了4個階段，包括：①探索起步階段（1971—1995年）：1971年在四川盆地首次發現中壩致密氣田，隨后發現多個小型致密氣田，當時按照低滲、特低滲氣藏的開發方式進行勘探開發，但進程較為緩慢；②資源規模發現階段（1996—2005年）：在鄂爾多斯盆地上古生界的勘探獲得重大突破，集中發現了蘇里格、大牛地、米脂等致密氣藏，但受當時技術、投資等制約，產量增長速度緩慢；③產量快速上升階段（2006—2014年）：隨著儲層優選、鉆完井技術等主體開發技術的進步，以及管理和體制的創新，促進了以蘇里格氣田為代表的致密氣藏開發進入大發展階段；④穩步發展階段（2015年至今）：致密氣開發持續承受天然氣價格低位影響，但隨著工程技術新裝備、新工藝的不斷研發和推廣應用，致密氣勘探開發保持穩步發展[5]。

在當前致密氣低成本開發策略下，工程技術的貢獻日益突出[6]。“十三五”期間，在致密氣鉆完井技術方面，圍繞致密氣效益開發、剩余資源挖潛等方向，通過持續攻關，創新形成大井叢工廠化鉆井提速提效技術、長水平段水平井快速鉆井技術、小井眼鉆完井技術、側鉆井技術、氣體鉆井技術等，使我國致密氣水平井邁上5 000 m水平段新臺階，鉆井時效、單井產量穩步提高，有效提升了致密氣開發效益，保障了鄂爾多斯盆地上古生界、四川盆地中部須家河組、沙溪廟組等致密氣勘探開發區效益開發和持續上產，實現致密氣年產量突破350×108m3。

1 致密氣鉆完井技術進展

1.1 致密氣水平井長水平段鉆井技術

針對鄂爾多斯盆地致密氣儲層縱向強非均質特性、長裸眼段坍塌漏失并存、長水平段摩阻大、鉆井破巖效率低等問題，形成以地質工程一體化的軌道設計與控制技術、防塌堵漏鉆井液技術[7]、高強韌性水泥固井技術、高效提速工具和強化鉆井參數等為主體的致密氣長水平段水平井優快鉆井技術[8-9]。2010—2020年間，長慶油田致密氣水平井平均單井水平段長由 1 064 m 提高到 1 271 m，鉆井周期由94.35 d縮短至 45.1 d，如圖1所示。其中，2020年長慶油田桃2-33-8H2致密氣水平井水平段長度達到4 466 m。2021 年，靖 51-29H1 井，完鉆井深 8 528 m，水平段長 5 256 m，鉆井周期 86.96 d，刷新亞洲最長水平井記錄。

圖1 長慶油田致密氣水平井鉆井情況圖

1.1.1 創新地質工程一體化的軌道設計與控制技術

針對儲層超低滲透、縱向強非均質特性，創新形成地質工程一體化水平井軌道設計方法，集成APS方位伽馬成像、近鉆頭隨鉆地質導向、旋轉導向等，以及綜合地質錄井技術，形成實鉆軌跡調整與控制技術，儲層鉆遇率提高9.3%，地質循環時間縮短 12.5 h。

1.1.2 防塌堵漏鉆井液技術

針對長裸眼段坍塌漏失并存問題，研發高分子黏性堵漏劑、抑制劑，形成防塌堵漏鉆井液體系，洛河層漏失當量密度由原來的1.26 g/cm3增至1.35 g/cm3，直羅層坍塌周期由7 d增至15 d，二開淺表層鉆井水平段延伸能力由 1 500 m（2016 年）增至 2 714 m（2018年）。

1.1.3 長水平井固井技術

針對致密氣壓裂改造對固井質量提出的嚴苛要求，2018年以來，致密氣水平井全面推廣高強韌性水泥漿體系，提高井筒完整性。后期改造過程表明，水泥環層間密封可靠，保障了井筒完整性[10]。針對長水平段套管下入摩阻大、遇阻風險高等問題，試驗推廣漂浮接箍，配合旋轉引鞋等工具，優化扶正器數量及安放位置，減少下套管遇阻問題。統計試驗應用 17 口井，1 500 m 水平段降低摩阻 6～ 8 t。

1.1.4 高效提速工具及強化參數鉆井技術

針對致密氣水平井構造變化快、長水平段摩阻大、鉆井滑動效率和破巖效率低等問題，通過升級電動轉盤，配備功率1300/1600馬力（1馬力=0.735 kW）的泥漿泵，研發配套大扭矩螺桿、高效PDC鉆頭、渦輪發電LWD，推廣強化參數鉆井，鉆井速度提高20%以上。

針對四川盆地沙溪廟組致密氣鉆井周期長、儲層鉆遇率低等問題，以金秋氣田為代表的沙溪廟組致密氣水平井鉆井歷經3個階段技術攻關，通過優化井身結構和井眼軌道，優選鉆井液體系、鉆井提速工具等，形成“二開井身結構+油基鉆井液+旋轉導向+鉆井參數強化”為主體的水平井優快鉆井技術，實現215.9 mm井眼趟鉆數由平均6.4趟降低至3趟，水平井平均鉆井周期由34.74 d降至20.55 d，最短鉆井周期12.54 d（秋林211-8-H1井），儲層（孔隙度8%以上）鉆遇率由79%提高至92.85%，如表1所示。

表1 金秋氣田沙溪廟組鉆井三輪攻關參數及效果表

1.2 致密氣大井叢工廠化鉆井技術

“十三五”期間，通過開展大平臺整體設計、大井叢防碰繞障、多鉆機聯合作業、鉆井液循環利用等技術攻關試驗與應用，持續推廣工廠化作業模式的應用并升級完善鉆井配套技術，形成“多層系、立體式、多井型、大井叢”的致密氣開發模式[11]，如圖2所示。

圖2 致密氣立體式、大井叢開發模式圖

1.2.1 大偏移距三維水平井設計技術

建立空間圓弧設計模型和分段設計方法，如圖3所示。基于常規螺桿鉆具力學分析，創新形成大偏移距三維水平井井身剖面設計技術，提升大平臺叢式井整體設計能力，水平井全部實現大井叢布井，單平臺部署井數由前期1～2口增至4～8口，最大單平臺部署井數31口，從而達到最大化儲量動用。

圖3 大偏移距井三維剖面設計圖

1.2.2 發展形成預分法防碰繞障技術

形成常規叢式井、小曲率半徑布井、單一傾斜布井、勺式布井、橫穿盲區布井、交叉布井6種模式。建立井場走向、井口位置與靶點關系模板，防碰繞障設計一次到位，通過軌跡數據共享，防碰安全距離管控，形成預分法防碰繞障技術，建立井隊和技術辦公室施行全程預算、監控、提示的管控模式[12]。

1.2.3 形成標準化井場布置，建立井場同步錯動作業模式

根據大井叢布井方案，綜合優化井場布局，分別形成平臺鉆機布置標準圖件，實現單向拖動流水線作業，提高平臺工廠化作業及多專業間銜接效率。同時，在確保井控安全的條件下，鉆井、試油、投產同步錯動作業，實現先完井先投產。

1.3 致密氣小井眼鉆完井技術

基于鉆井、壓裂、采氣一體化理念，通過創新井身結構及軌道設計、優選高效鉆頭和鉆具、優化鉆井液性能等技術研究與試驗，創新形成了小井眼優快鉆井技術[13]。鄂爾多斯蘇東23-29井鉆井周期6.83 d，創造了小井眼最快鉆井紀錄，靖104-26井水平位移1 440 m，鉆井周期 12 d，刷新了大位移小井眼鉆井紀錄。

據鄂爾多斯盆地蘇里格氣田289口井小井眼與常規井眼數據統計（表2），套管、鉆井液等材料消耗量減少35%～45%。巖屑產出單井平均降低40%左右，大幅降低了環保壓力及處理成本。

表2 大井眼與小井眼材料對比表

1.3.1 致密氣小井眼井身結構

針對?88.9 mm套管后期下速度管柱存在措施配套受限問題，從滿足致密氣低成本鉆完井、提高單井產量、氣井全生命周期生產和緩解環保壓力的需求出發，優選?114.3 mm套管小井眼鉆完井方案，形成?165.1 mm井眼×?114.3 mm套管的井身結構。

1.3.2 抗研磨高效PDC鉆頭

通過對早期PDC鉆頭泥包和損壞特征分析，對比鉆頭冠部輪廓、噴嘴，強化切削齒，增加部分后排齒、優化鉆頭冠部形狀和噴嘴位置，設計定型了?165.1 mm抗研磨快速PDC鉆頭，如圖4所示，并建立致密氣小井眼提速圖版，從而實現保證鉆頭導向性的同時延長使用壽命[14]。

圖4 抗研磨高效PDC鉆頭圖

1.3.3 天然高分子+有機鹽高效鉆井液技術

針對小井眼鉆頭泥包、井壁塌漏、滑動托壓、電測遇阻等難題，強化封堵、抑制性，優選聚合醇等天然高分子添加劑，形成了高效鉆井液體系，有效解決水基鉆井液泥頁巖（黏土）吸水膨脹造成井壁坍塌、縮徑、鉆頭泥包等問題。該鉆井液體系封堵機理如圖5所示，已成功應用于小井眼鉆井，效果明顯。

圖5 鉆井液體系封堵機理圖

1.4 致密氣老井側鉆技術

長慶油田低產低效致密氣井達8 000余口，占總井數60.6%，且以每年約800口的速度增加。針對老井挖潛需求，通過配套定型側鉆裝備，研制系列高效開窗工具，開展井眼軌道設計與控制、一體化開窗側鉆、窄間隙固井等關鍵技術攻關試驗，油田側鉆定向井/水平井技術日趨成熟[15]。

2011—2018年，蘇里格氣田完成29口側鉆水平井，完鉆井深4 215 m，機械鉆速由2 m/h提高到3.9 m/h，鉆井周期由100 d縮短到33 d，且周期逐年縮短。其中，側鉆最長水平段長度為900 m（蘇11-29-33CH井，?139.7 mm套管側鉆水平井）。歷年來氣田老井挖潛效果如圖6所示。

圖6 歷年來氣田老井挖潛效果圖

1.4.1 側鉆裝備及高效開窗工具

針對叢式井場地狹小、工具設備擺放困難等問題，優選XJ-350修井機，增配CSF-500型與3NB-350型泥漿泵、鉆井液固控系統，研制系列開窗工具，其中氣井優選分體式斜向器及復合銑錐，如圖7所示，磨銑進尺由0.93 m提高至1.67 m，提高79.56%。

圖7 氣井優選分體式斜向器及復合銑錐圖

1.4.2 側鉆三維剖面設計技術

創新側鉆三維剖面設計模型，根據不同側鉆剖面特點，優化造斜參數，提高軌跡平滑度，形成了3種側鉆剖面優化設計類型，如圖8所示。采用低摩阻強抑制鉆井液體系，降低實鉆摩阻扭矩25%，提高實鉆軌跡控制能力[16]。

圖8 三種側鉆剖面優化設計效果圖

1.4.3 “MWD+重力工具面”定位開窗技術

長慶油田定向井占比90%以上，為滿足定向井側鉆要求，提高定向井開窗的可靠性、簡化施工流程，攻關試驗“MWD+重力工具面”定位開窗技術，如圖9所示，單井節約陀螺儀測井1次，實現了斜井條件下精確定位與開窗，節約了側鉆成本。

圖9 斜井段開窗示意圖

1.4.4 側鉆井窄間隙固井技術

研發韌性水泥漿體系，提升窄間隙水泥環抗壓強度，采用“?88.9 mm懸掛+密封一體化”固井新技術，提高了懸掛尾管固井的密封性與完整性，如圖10所示。側鉆井段固井質量逐年提高，第一界面優良率由75.6%提升到83.5%，為尾管分段壓裂改造試驗提供了良好的井筒條件。

圖10 ?88.9 mm套管密封懸掛器圖

1.5 致密氣氣體鉆井技術

2004年開始，中國石油西南油氣田在四川盆地致密砂巖儲層開展了氣體鉆大斜度/水平井試驗，大塔場、白馬廟等區塊早期實踐證明，氣體鉆井是致密油氣發現和效益開發最有效的手段之一[17]，在提高單井產量和勘探發現率方面取得了良好效果。氣體鉆井可最大程度避免液相工作液造成的水鎖和顆粒堵塞傷害，獲取原始產能，同比常規鉆完井方式產量提高3～20倍，如表3所示，同時可大幅度提高機械鉆速、縮短鉆井周期。

表3 氣體鉆大斜度井、水平井統計表

2020年中石化西南油氣公司在新8-2井和大邑105井須家河組儲層試驗了氣體鉆井，新8-2井無阻流量 53×104m3/d，大邑105井無阻流量15×104m3/d，單井產量取得突破，同時降低了鉆完井、測試和改造工程直接費用，顯示了氣體鉆井良好的應用前景。

2 致密氣鉆完井面臨的挑戰及對標分析

2.1 致密氣鉆完井面臨的挑戰

2.1.1 致密氣水平井長水平段鉆井技術

1）致密氣水平井長水平段鉆井周期及成本與國際先進水平存在差距。

2）長水平井一趟鉆延伸能力差，一趟鉆比例低[18-19]。

3）高性能水基鉆井液不成熟，水平段水基鉆井液鉆井井壁失穩、摩阻扭矩大。

2.1.2 致密氣大井叢工廠化鉆井技術

1）工廠化鉆機及配套裝備自動化智能化程度低，安裝速度、井間移動慢。

2）對于混合大井組，平臺優化設計軟件、軌跡防碰監測工具儀器無法滿足需求，還需要進一步集成特色技術和完善配套[20]。

3）未形成一套統一的、標準的參數模式指導現場作業，作業過程等、停多，影響提速提效[21]。以鉆井隊的平均鉆井速度作對比，長慶油田鉆井隊的鉆井速度超過分包和招標的隊伍的32.8%，平均鉆井周期低30%。

感知與執行層是實現生產現場全面物聯網的核心。通過工業物聯網，實現工廠的人、機、料、法、環數據的全面感知，提供生產實時監控和計算決策分析，并最終將工業軟件的決策命令發送給控制系統進行精準執行。

2.1.3 致密氣小井眼鉆完井技術

1）定向效率低。STAB和DC井段環空間隙過小、環空巖屑濃度高，造斜裸眼段滑動拖壓，工具面難擺。另外，小尺寸工具壽命短，鉆速低，多次起下鉆易導致井筒不穩定[22]。

2）環空壓耗大。井眼環空間隙小、鉆具結構欠合理、鉆井液“高黏低切”，鉆頭水功率和噴嘴比水功率低。

3）井壁失穩。小井眼鉆井抽汲現象加強，易導致地層呼吸效應的發生，即鉆進中出現漏失，停泵后漏失的鉆井液返吐回井筒[23]。地層呼吸效應不利于井壁穩定、漏層封堵和環空攜砂，若發生井眼沉砂，易造成電測遇阻等事故復雜。

2.1.4 致密氣老井側鉆技術

1）剩余氣分布認識不夠深入[24]。2018年，隨著側鉆工作量的增加，油藏側鉆有效率由88.2%降至80%，氣藏還未系統開展剩余氣方面的評價研究，側鉆布井難度大。

2）未配套定型氣田側鉆水平井鉆完井技術。需集成定型套管開窗工具及工藝，同時，需要集成配套定型側鉆小井眼鉆井技術，并完善定型小井眼完井技術。

3）尚未根據不同井深和井型配套系列化、模塊化、標準化的專用鉆機，存在裝備資源浪費、成本高、叢式井組等受限井場不適應等問題。側鉆井作為特殊工藝井，目前尚未形成側鉆專打，影響了作業效率的進一步提高。

2.1.5 氣體鉆致密氣水平井技術

2）氣體鉆井軌跡測控工具不成熟，缺少高性能螺桿和小尺寸配套工具。EM-MWD：氣體鉆井中，井壁干燥導電性差，存在電磁波信號難以有效發射進入地層、抗震性差等問題，氣體介質傳輸穩定性差，還沒有?152.4 mm和 ?117.5 mm小井眼用EMMWD工具。動力鉆具：干氣體條件下滑動鉆進困難，需持續注油潤滑，工作狀態受鉆壓影響大。

3）氣體鉆/側鉆水平井水平段延伸能力差，工藝技術不配套[25]。水平段延伸工藝：氣體鉆水平井缺乏專用鉆頭，氣體鉆水平井鉆柱摩阻大，鉆井參數設計方法不完善，不能滿足長水平段鉆進的需求。 安全控制工藝：針對產層氣體鉆水平井，需要對井口裝置、排砂管線、監控系統等進行全面升級，提升應急處置能力，確保鉆遇高產氣層時的安全。

2.2 對標分析

2.2.1 致密氣水平井長水平段鉆井技術

鉆井指標與北美非常規鉆井技術相比仍有較大差距。通過前期攻關，水平井鉆井技術取得較大進步，鉆井周期及成本持續下降，但與國外鉆井先進指標相比[26]，還有較大的提升空間，如表4所示。

表4 長慶致密氣與北美水平井鉆井技術指標對比表

2.2.2 致密氣大井叢工廠化鉆井技術

國外大井叢工廠化鉆井技術已形成標準化、規模化的應用模式[27]，目前，國外單平臺可鉆超過30口水平井，致密油氣雙分支井分段壓裂數量超過80段，建井周期較常規模式縮短達到63.3%，大大降低了建井成本，如表5所示。

表5 國內外大井叢工廠化鉆井關鍵技術對標分析表

2.2.3 致密氣小井眼鉆完井技術

目前，國外針對小井眼鉆完井技術已形成一套標準化的應用體系，配套了相應的工具和軟件[28]，如表6所示。

表6 國內外致密氣小井眼鉆完井關鍵技術對標分析表

2.2.4 致密氣老井側鉆技術

國內在致密氣老井側鉆方面已形成一套較為全面的技術體系，但相較于國外，應用推廣范圍和配套工具種類仍有不足[29]，如表7所示。

表7 國內外致密氣老井側鉆關鍵技術對標分析表

2.2.5 氣體鉆致密氣水平井技術

早期實踐表明，氣體鉆井技術可以顯著提高致密氣單井產量，但仍存在地質目標評價、軌跡測量控制、工藝技術集成配套等方面的技術短板，制約了氣體鉆井的發展和應用[30]，如表8所示。

表8 國內外氣體鉆水平井技術對標分析表

3 致密氣鉆完井技術發展對策與展望

3.1 提升大井叢工廠化水平，探索混合井組下更高效的批量化、標準化的作業模式

1）針對長慶油氣田開發區地形特點，定向井組以及水平井組工廠化模式基本成型。但對于混合大井組，還需要進一步集成特色技術和完善配套，采用地質工程一體化作業，完善提升“大井叢、立體式、長水平段”開發建產模式，探索混合井組下更高效的批量化、標準化的作業模式，加快推廣應用。

2）針對四川盆地沙一段三角洲—湖泊沉積，平面上廣覆式分布沙二段辮狀河分布特征，開展叢式井大平臺立體開發與工廠化作業模式推廣，探索致密氣低成本高效開發模式。

3.2 持續升級改造裝備，配套關鍵技術，提升長水平段水平井鉆井效率

1）北美非常規油氣鉆井提速提效顯著，得益于廣泛應用輕質鉆桿、大排量泥漿泵、旋轉導向等關鍵設備及工具，如表9所示。對標與北美技術差距，下步加大電動頂驅、大功率泥漿泵等高性能鉆探裝備配套。

表9 蘇里格與美國非常規氣鉆井主要設備工具對比表

2） 提升長水平段一趟鉆比例，強化高效PDC鉆頭、水力振蕩器、高強度螺桿等提速工具協同，加快水平井遠程監控與實時技術決策平臺建設與推廣，提高水平井質量監控和技術支撐效率，支撐現場作業、生產管理與遠程決策指揮一體化運行。

3）進一步優化水基鉆井液的流變性、抑制性、潤滑性、封堵性指標，形成適用于致密氣的水基鉆井液體系，解決水平井水基鉆井液鉆井井壁失穩、摩阻扭矩大等問題，節約鉆井液材料、廢液及鉆屑處置成本，實現致密氣規模效益勘探開發。

3.3 完善致密氣小井眼鉆完井配套技術，成熟區全面推廣應用小井眼鉆完井技術

1）針對鄂爾多斯盆地延長組、劉家溝組多層位惡性井漏問題，加強地層漏失的特征機理研究，開展現場堵漏適應性試驗[31]，在“一袋式”堵漏劑以及固井施工中引入堵漏纖維取得一定進展的基礎上，繼續驗證上述防漏、堵漏工藝的可靠性，技術工藝成熟時進行大面積推廣。

2）針對川中金淺致密氣，持續開展井身結構優化“瘦身”，集成配套小井眼鉆井技術，優選區塊開展先導性試驗，進一步實現致密氣降本增效。

3） 完善小井眼提速配套技術，繼續研究“一趟鉆”工藝。通過地層特性優化定型鉆頭，開展三刀翼鉆頭、高效井下馬達試驗，綜合環空壓耗、當量密度、環空返速及環空凈化能力優化小井眼鉆井參數，進一步提高施工效率[32]。

3.4 加強老區致密氣剩余油挖潛攻關，加快連續管側鉆技術、柔性鉆桿徑向鉆孔研究與試驗

1）加強地質工程一體化研究，提高側鉆成功率。加強氣藏地質工程研究，在重點部署區井間剩余油氣研究的基礎上，多學科結合，開展側鉆井增產潛力評價，綜合優選側鉆靶點位置，提高側鉆工藝技術適應性。

2）集成定型井下專用工具及配套工藝技術，完善標準規范。老井側鉆前，根據水泥膠結質量圖、生產動態情況、側鉆及后續工序要求進行評估，預判老井的井筒情況，制訂合理的老井套管試壓規范。通過示范形成標準化操作流程，促進推廣應用中開窗效率的整體提升，實現提速降本。另外，配套定型側鉆小井眼鉆完井技術。

3）開展連續管側鉆技術、柔性鉆桿徑向鉆孔研究與試驗。開展連續管側鉆技術試驗，提高作業效率與鉆井速度，降低側鉆成本。同時，繼續探索柔性鉆桿徑向鉆孔試驗，實現近井筒地帶剩余油的有效開發。

3.5 探索氣體鉆水平井/側鉆水平井技術，為致密氣效益開發探索新技術途徑

開展氣體鉆水平井地質目標優選、風險評價研究，攻關氣體鉆井EM-MWD隨鉆測量工具、氣體螺桿等關鍵工具，創新工藝技術集成配套，優選金淺等低壓砂組區塊開展先導試驗，探索“氣體鉆水平井/側鉆水平井（不壓裂）”提高致密氣產量和采收率工藝技術，推動氣體鉆井技術升級和應用場景拓展。

4 結論與建議

“十三五”期間，致密氣鉆完井快速發展，形成以長水平段鉆井技術、大井叢工廠化鉆井技術、致密氣小井眼鉆完井技術、老井側鉆技術等為主體的致密氣鉆完井技術體系，致密氣水平井邁上4 000 m水平段新臺階，水平段長度達4 466 m，鉆井時效逐年提升，對支撐我國致密氣高效勘探和效益開發發揮了重要作用。

“十四五”及中長期，致密氣仍是我國天然氣增儲上產的重點領域，建議持續提升大井叢工廠化水平，探索混合井組下更高效的批量化、標準化的作業模式；持續升級改造裝備，配套關鍵工具，提升長水平段一趟鉆比例；完善致密氣小井眼鉆完井配套技術，成熟區全面推廣應用小井眼鉆完井技術；加強老區致密氣剩余油挖潛攻關，加快連續管側鉆技術、柔性鉆桿徑向鉆孔研究與試驗；探索氣體鉆水平井/側鉆水平井技術，為致密氣效益開發探索新技術途徑，為致密氣藏高效開發提供有效支撐。