截至12月18日，长庆气田今年已完钻老井侧钻水平井40口，平均水平段长度701米，砂岩段长619米，有效储层钻遇率为62%，平均无阻流量24万立方米/天，平均钻井周期35天，最短钻井周期14天，完钻井数达历年总和并是2019年完钻总数的2倍，开发效果显著，创下开发规模、水平段长度、钻井周期、钻井效果等四项新纪录。
长庆老井侧钻水平井技术是气田提高最终采收率与增加可采储量的一种开发途径，可降低开发成本，挖掘剩余可采储量潜力，提高单井产量和气藏采收率。随着长庆气区勘探开发的不断深入，低产低效井逐年增多，剩余储量动用难度大，气田高产稳产也存在诸多瓶颈。
年初以来，长庆气田依托集团公司侧钻示范重大技术推广专项支持，在全面总结2019年老井侧钻水平井试验的基础上，选派专业技术人员进行专项技术攻关，认真开展老井侧钻技术在低渗透气田开发后期挖潜剩余气的研究与实践，大力挖掘气田剩余储量潜力，逐步完善和提升侧钻水平井技术，力求以最小的开发成本，获得最大开采程度的产量，让老井焕发活力。
长庆气田通过对剩余气量分布规律研究，分级分类评价低渗—致密气剩余储量，复算不同类型气藏剩余地质储量，并提出相应的提高采收率技术对策。在精细刻画砂体空间展布的基础上，地震地质相结合，优选适合侧钻水平井开发的有利富集区。同时，全面排查气田低产低效井，结合区域地质特征与现有开发井网，优选基础井，合理部署侧钻水平井坐标。根据基础井地质条件，结合目标区开发效果，借助数值模拟技术开展侧钻水平井参数优化设计，确定最佳水平段方位、长度、纵向位置等参数，逐步形成了与低渗—致密砂岩气储集层相适应的侧钻水平井优化部署、轨迹设计及地质导向等配套技术，全方位保障老井侧钻水平井的开发效果。
在老井侧钻水平井实施过程中，长庆气田坚持地质工程一体化，指定专人负责现场技术支撑工作，与气田开发事业部、油气工艺研究院、老井侧钻与套损治理项目组、采气厂等相关单位紧密协作，充分利用数字化油气藏研究与决策支持系统（RDMS）数字化平台，实时随钻跟踪分析，及时调整轨迹，并严格把控现场施工关键环节，老井侧钻水平井有效储层钻遇率较去年提高了5%，实施效果显著。
