经历多年的磨砺，川西“致密与难采”这道难关已被水平井这项“杀手锏“技术跨越，目前，西南油气田水平井日产气量已突破700万方，实现了致密气藏难采储量的规模高效开发。水平井开发及配套技术成型并全面推广应用，有力助推了西南油气田十二五实现“扭亏创效”。
致密气藏特殊渗流认识开启水平井开发试验
致密气藏低孔低渗(孔隙度一般10%，地下渗透率小于0.1毫达西)，喉道为微、纳米级、高束缚水饱和度导致微观格架和储渗关系更加复杂，储量动用难度大;气藏复杂的渗流特征决定气藏产能特征和动态规律认识存在技术瓶颈;气水分布关系复杂使得部署和治水难度高。通过大量的实验研究表明，致密砂岩气藏存在明显的应力敏感、启动压力梯度和水锁现象，对气井泄气半径影响明显，对于难动用储量直井开发制约气井产能、有效控制储量规模和稳产时间，不利于储量的有效动用，对致密气藏开发部署、井网井型设计、动态分析以及开发指标预测有较大影响。西南油气田从2007年开始水平井开发试验，到2010年在新场沙溪庙组气藏难采储量层全面获得突破，气藏试验实施投产10口水平井，单井平均无阻流量10万方/天，是临近直井的2~4倍，水平井投产油套压和产量表现出良好的稳定性。
不同类型气藏地质优化设计保障气井高产高效
在新场沙溪庙组气藏开发成功基础上，西南油气田针对遂宁组、蓬莱镇组以及须家河组也开展了试验，并针对性研究形成不同类型气藏水平井地质优化设计方法。首先建立了不同类型气藏水平井筛选评价的经济技术界限标准，其次对透镜状、层状、互层状不同类型储层结构砂体的水平段方位、垂向位置、水平段长度和井网井距进行了优化设计;第三建立了基于致密气藏渗流机理的低渗致密气藏压裂水平井产能预测模型，并对不同类型气藏水平井合理生产制度进行了优化;第四形成了基于川西河流相储层非均质性特征的压裂裂缝布局优化方法，最大限度动用储量，有效指导低渗透气藏水平井的优化部署和分段压裂改造优化设计，保障了气井安全高产高效。
全面推广应用助推致密气藏规模效益开发
2012年以来，西南油气田全面推广应用水平井开发技术，促进了川西老区难动用储量和新区成都凹陷什邡-广金气田蓬莱镇组、东斜坡沙溪庙组气藏窄河道致密砂岩气藏储量的有效动用和规模建产;单井产能增长倍数2~7倍，水平井分段数突破20段以上。“十二五”期间，西南油气田共实施投产水平井259口，新增动用难采储量300亿方，新建产能12亿方/年，水平井调整新增产能6亿方/年;合计新增可采储量120亿方，水平井年产气量突破10亿方，累计采气超过40亿方，有力助推了西南油气田十二五扭亏创效目标实现。同时，水平井技术推广应用到川东北元坝长兴超深层薄层生物礁高含硫气藏，水平井产能是直井的2倍以上，为元坝34亿方净化气产能建设全面建成和投产提供了坚强保障。
