“通过采取一系列降本减费措施，2013年大牛地气田水平井单井形成投资，较2012年下降 7.41%。这是自2007年施工水平井以来，连续6年实现水平井投资持续递减，年平均递减9%，递减幅度达到了50%。”8月18日，在华北分公司召开的经济分析会上，相关投资管理人员介绍说。

　　大牛地气田具备典型的致密油气田，单井产量低，依靠常规直井，形成有效开发的难度大。2007年，华北分公司尝试运用水平井开发气田低品位的气藏，然而，水平井施工难度大，风险高，一般来说，投入成本是直井的三倍以上，如果不把水平井的单井产量提高上去，施工作业的成本降下来，水平井开发将成为一道不可逾越的难关。

　　水平井在气田运用初期，单井钻井周期长达150多天，巨额的钻井成本难以大规模推广应用，华北分公司通过不断优化井身结构，运用三维地震技术，提高水平井穿越储层的钻遇率，钻井施工单位不断优化钻具组合、优选PDC钻头，钻井速度快速提高，钻井周期持续压缩至100天、80天、60天，直至目前最短 24.29天。

　　钻井耗时的直降，钻井成本也随之直降，2012年，气田全部运用水平井开发后，水平井的优势进一步凸显，当年部署100口水平井，成功率达到了100%，新建产能10.02亿立方米，实现了国内首个水平百井规模化建产目标。

　　去年6月份，气田首次部署了六井式丛式水平井，这个井组就是在一个相对大的井场上，部署了6口水平井，有效减少了征地、钻前施工、搬迁、压裂等生产费用，缩短钻井、压裂投产周期，提高了开发效率，且便于后期生产维护。同时，运用先进的水平井分段压裂技术，单井气产量也得到大幅度提高。

　　2012年，大牛地气田广泛推广应用丛式水平井，部署19个丛式井组，其中一个四井式的丛式井组，可节约征地钻前成本131万元，节约搬迁费用70万元，减少一半征地。

　　2013年，华北分公司为进一步挖潜丛式水平井的潜力，利用原来施工单井的老井场部署新井，组成两井式或四井式井组，目前已经部署了31个井组，降本效果显现。

　　“实施大规模水平井开发的2012年、2013年，比2011年及以前水平段长度增加200~700米，压裂段数增加5~10段。若同口径对比，通过提速提效，2008年以来，水平井单井投资每年都比上年优化投资200~400万元。” 华北分公司计划处人员介绍说。