苏里格气田水平井高效建产技术_杨志伦

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苏里格气田水平井改造新工艺及新技术应用

苏里格气田水平井改造新工艺及新技术应用摘要：苏里格气田是典型的“三低”气田，为最大限度提高单井产量，水平井动用储量大，相当于3-5口直井的产量，是提高单井采收率、有效使用土地资源、降低开发成本的重要途径。

积极探索水平井开发技术，逐步形成了不动管柱水力喷射压裂、裸眼封隔器分段压裂、裸眼遇油膨胀封隔器分段压裂三种主体技术及多种配套技术。

关键词：苏里格气田水平井改造技术技术应用一、气井改造背景苏里格气田是典型的“三低”气田。

水平井动用储量大，相当于直井的3-5口井的产量，因此在是减轻单井管理工作量、提高单井采收率、有效使用土地资源、降低开发成本的重要途径。

2006年苏里格气田规模开发以来，随着地质认识及储层改造技术的完善和提高，2008年重新开始了水平井的开发试验，2009-2011年实施了苏平36-6-23、苏36-7-19H、苏36-18-10H、苏36-11-16H等32口水平井，取得了十分喜人的效果，为苏里格气田水平井储层改造等技术发展积累了宝贵经验。

根据苏里格气田地质特点，以提高单井产量为目标，逐渐形成了三种分段压裂改造主体工艺技术及多种配套技术。

二、水平井储层改造主体工艺技术1.水力喷射分段压裂技术水力喷射分段压裂技术原理是根据伯努利方程，把压能转变为动能，油管流体加压后经喷嘴喷射而出的高速射流，在地层中射流成缝。

该工艺通过一次下入水力喷砂压裂管柱，将喷射器分别对准上下气层射孔段，首先对下层实施水力喷射射孔、压裂，再投球打开喷砂滑套，并封堵下层，再对上层实施水力喷射射孔、压裂施工，依次由下至上对各气层进行逐层压裂改造，最后合层排液求产。

主要工艺技术步骤：⑴通井、洗井、试压、下入水力喷射分段压裂组合钻具；⑵泵入基液和携砂液喷砂射孔；⑶关闭套放闸门，按照设计环空排量或环空最高压力所允许的最高泵速由环空泵入胍胶基液、按照设计由油管泵入交联胍胶及携砂液；⑷顶替，投球封堵下层打开上一层喷嘴，对第二层进行水力喷砂射孔压裂。

苏里格气田水平井参数优化及效果评价——以苏53区块为例

苏里格气田水平井参数优化及效果评价——以苏53区块为例叶成林【摘要】苏里格气田苏53区块采取整体水平井开发模式,为了保证水平井开发效果,达到提高气藏产能和最终采收率的目的,以区域地质特征为基础,主要通过数值模拟的手段,对苏里格气田水平井参数进行了优化设计.同时考虑经济因素,确定了苏53区块初期水平井合理参数:水平段长度在800～1000m之间,水平段位置在气层中部及水平段方位为347°；另外,为了验证水平井实施效果,对水平井动静态资料作了统计,结果显示,24口水平井有效储层钻遇率都达到了60％左右,单井井口日产气量都在8×104 m3以上,根据苏里格地区动态分类标准,Ⅰ类井比例为100％.【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2012(034)001【总页数】4页(P107-110)【关键词】参数优化;水平井;钻遇率;苏53区块;苏里格气田【作者】叶成林【作者单位】中石油长城钻探苏里格气田项目部,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE32水平井开采技术是20世纪90年代迅速发展的一项新技术，因其具有产量高、单井控制储量大、增加油气可采储量等优势，而广泛应用于各种类型的油田开发［1］。

对于气藏而言，水平井技术能够提高气藏的产能，缓解气藏的产液，从而提高天然气的开发效果［2］。

苏里格气田苏53区块2010年3月正式投产，天然气基本探明储量196.82×108 m3，是目前苏里格地区唯一以水平井整体开发的区块，在苏里格地区以及其他气田水平井开发方面具有重要的指导意义。

鄂尔多斯盆地苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区。

研究区苏53区块位于苏里格气田的西北部，区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带［3］，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的鄂托克后旗所辖，区块南北长约43km，东西宽约23km，总面积999km2，地面海拔为1350～1510m。

《2024年苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》范文

《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》篇一一、引言苏里格地区是中国重要的致密气藏区之一，随着国家对清洁能源需求的增加，对该区域的致密气藏的开采及产能模型研究具有重要意义。

水平井技术作为当前致密气藏开发的主要手段，其产能模型的建立与开发指标评价对于指导现场生产、优化开发方案具有重要作用。

本文旨在通过对苏里格致密气藏水平井的产能模型进行研究，并对其开发指标进行评价，为该区域的致密气藏开发提供理论支持和实践指导。

二、研究背景及意义随着油气资源的日益紧缺，致密气藏的开发成为国内外研究的热点。

苏里格地区以其丰富的致密气藏资源，成为国内致密气藏开发的重要区域。

水平井技术因其能够提高单井产量、降低开采成本等优势，在致密气藏的开发中得到了广泛应用。

因此，对苏里格致密气藏水平井的产能模型进行研究及开发指标评价，对于提高该区域的致密气藏开采效率、优化开发方案、保障国家能源安全具有重要意义。

三、产能模型研究1. 模型建立针对苏里格致密气藏的特点，本文建立了基于水平井的产能模型。

该模型考虑了地质因素、工程因素以及经济因素等多方面因素，通过分析水平井的渗流规律、储层物性、流体性质等因素，建立了产能预测模型。

2. 模型验证为验证模型的准确性，本文收集了苏里格地区水平井的实际生产数据，将模型预测结果与实际生产数据进行对比分析。

通过对比分析，发现模型预测结果与实际生产数据基本吻合，证明了模型的可靠性。

四、开发指标评价1. 评价指标体系建立本文从产量、采收率、经济效益等方面建立了开发指标评价体系。

通过对苏里格致密气藏水平井的实际生产数据进行统计分析，得出各指标的评价标准。

2. 指标评价方法及结果根据建立的指标评价体系，本文采用了定性与定量相结合的方法，对苏里格致密气藏水平井的开发指标进行了评价。

评价结果显示，苏里格地区的致密气藏具有较高的开采潜力，水平井技术能够有效提高单井产量和采收率。

同时，通过优化开发方案，可以提高经济效益和社会效益。

《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》范文

《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》篇一一、引言随着能源需求的不断增长，致密气藏的开采逐渐成为国内外油气勘探的重要方向。

苏里格地区拥有丰富的致密气藏资源，而水平井技术的运用在提高该类气藏的开发效率和产量方面发挥了重要作用。

本文以苏里格致密气藏水平井为研究对象，进行产能模型的研究和开发指标评价，旨在为该地区的气藏开发提供理论依据和技术支持。

二、研究背景及意义苏里格地区作为我国重要的致密气藏产区，其气藏具有低孔、低渗、非均质性强等特点。

传统的直井开采方式在面对此类气藏时，往往难以达到理想的开采效果。

而水平井技术以其长水平段和多点接触的优势，能够更好地适应致密气藏的开采需求。

因此，研究苏里格致密气藏水平井的产能模型和开发指标评价，对于提高该地区的气藏开采效率和经济效益具有重要意义。

三、产能模型研究（一）模型建立本文基于苏里格致密气藏的实际情况，结合水平井开采的特点，建立了相应的产能模型。

该模型主要考虑了气藏的物理性质、地质特征、工程参数等因素，以及水平井的渗流规律和开采过程中的动态变化。

（二）模型分析通过对模型的深入分析，我们发现水平井在开采过程中，其产量受多种因素影响，如气藏的渗透率、储层厚度、井筒几何形状等。

同时，我们还发现通过优化工程参数和开采策略，可以进一步提高水平井的开采效率和产量。

四、开发指标评价（一）评价指标选取针对苏里格致密气藏水平井的开发指标评价，我们选取了以下评价指标：采收率、产能利用率、投资回报率等。

这些指标能够全面反映水平井在致密气藏开发过程中的综合效益。

（二）评价方法及结果分析我们采用了定性和定量相结合的评价方法，对苏里格致密气藏水平井的开发指标进行了评价。

结果表明，通过合理优化工程参数和开采策略，可以有效提高采收率和产能利用率，从而获得更高的投资回报率。

同时，我们还发现，在开发过程中需注意环境保护和可持续发展的问题。

五、结论及建议通过对苏里格致密气藏水平井的产能模型研究和开发指标评价，我们得出以下结论：水平井技术对于提高致密气藏的开采效率和产量具有显著优势；通过优化工程参数和开采策略，可以进一步提高水平井的开采效率和产量；在开发过程中需注重环境保护和可持续发展的问题。

《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》

《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》篇一一、引言苏里格地区是中国重要的致密气藏区之一，具有丰富的天然气资源。

然而，由于其致密性的特点，传统开发方法在苏里格地区的效率受到限制。

水平井技术作为一项新型开发技术，已经在该地区得到了广泛应用。

为了更准确地评估水平井的产能，建立合适的产能模型和开发指标评价体系至关重要。

本文旨在研究苏里格致密气藏水平井的产能模型，并对其开发指标进行评价。

二、研究背景及意义随着能源需求的不断增长，致密气藏的开发已成为国内外研究的热点。

苏里格地区作为中国致密气藏的重要区域，其开发潜力巨大。

然而，由于致密气藏的特殊性，传统开发方法难以满足高效、低成本的开发需求。

水平井技术作为一种新型开发技术，具有提高采收率、降低开发成本等优势，在苏里格地区得到了广泛应用。

因此，研究苏里格致密气藏水平井的产能模型及开发指标评价，对于指导该地区的致密气藏开发、提高采收率、降低开发成本具有重要意义。

三、产能模型研究（一）模型建立针对苏里格致密气藏的特点，本文建立了基于水平井的产能模型。

该模型考虑了致密气藏的物理性质、地质条件、工程因素等多方面因素，通过数学方法对水平井的产能进行描述和预测。

（二）模型参数确定模型参数的确定是产能模型研究的关键。

本文通过收集苏里格地区的地质资料、工程数据等，结合现场试验数据，对模型参数进行确定和优化。

同时，采用数值模拟方法对模型进行验证和修正，确保模型的准确性和可靠性。

（三）模型应用经过参数优化和验证的产能模型，可广泛应用于苏里格地区的致密气藏开发。

通过该模型，可以预测水平井的产能、优化井网部署、制定合理的开发方案等，为苏里格地区的致密气藏开发提供有力支持。

四、开发指标评价（一）评价指标体系建立为了全面评价苏里格致密气藏水平井的开发效果，本文建立了包括产能、采收率、经济效益等多方面的评价指标体系。

通过对各项指标的综合评价，可以全面了解水平井的开发效果和潜力。

《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》

《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》篇一一、引言随着全球对清洁能源需求的日益增长，致密气藏的开发已成为国内外能源领域的研究热点。

苏里格地区作为我国重要的致密气藏之一，其开发潜力和经济效益日益凸显。

本文针对苏里格致密气藏水平井的产能模型进行研究，并对其开发指标进行评价，以期为该地区的致密气藏开发提供理论依据和技术支持。

二、苏里格致密气藏概述苏里格地区位于我国某盆地，具有丰富的致密气藏资源。

该地区的气藏具有低孔、低渗、非均质性强等特点，给开发带来了较大的挑战。

水平井技术因其能够增加泄油面积、提高采收率而被广泛应用于该地区的致密气藏开发。

三、水平井产能模型研究1. 模型建立针对苏里格致密气藏的特点，本文建立了水平井产能模型。

该模型综合考虑了气藏地质特征、工程参数及生产动态等因素，通过数值模拟方法对水平井的产能进行预测。

模型包括气藏物理模型、渗流模型、产能预测模型等。

2. 模型应用通过将模型应用于苏里格地区实际水平井的开发，验证了模型的可靠性和有效性。

同时，通过对不同参数的敏感性分析，为优化开发方案提供了依据。

四、开发指标评价1. 评价指标体系构建本文构建了包括经济效益、技术可行性、环境影响等方面的评价指标体系，对苏里格致密气藏水平井的开发进行全面评价。

2. 评价方法及结果采用定性和定量相结合的评价方法，对苏里格地区水平井的开发指标进行评价。

评价结果表明，该地区的致密气藏开发具有较高的经济效益和技术可行性，但需关注环境影响及地质条件变化对开发效果的影响。

五、结论与建议1. 结论通过对苏里格致密气藏水平井产能模型的研究及开发指标的评价，本文得出以下结论：（1）建立的产能模型能够较好地预测苏里格地区水平井的产能；（2）该地区的致密气藏开发具有较高的经济效益和技术可行性；（3）需关注环境影响及地质条件变化对开发效果的影响。

2. 建议（1）继续优化产能模型，提高预测精度；（2）加强地质勘探工作，为开发提供更准确的地质资料；（3）关注环境影响，采取环保措施，确保开发过程的可持续发展；（4）根据实际情况调整开发方案，确保经济效益和技术可行性的平衡。

苏里格气田大位移水平井苏6-16-1H井身轨迹控制技术

苏里格气田大位移水平井苏6-16-1H井身轨迹控制技术【摘要】本文以开发苏里格地区的第一口水平井苏6-16-1井施工为例，介绍了内蒙古苏里格地区施工长水平段气井的钻井施工轨迹控制经验，以期对本地区后续同井型水平井施工有一定的指导意义。

【关键词】鄂尔多斯盆地伊陕斜坡;长水平段;轨迹控制0.概述鄂尔多斯盆地位于中国中部地区，面积约25×104km2，盆地南部中生界富含石油，中北部古生界富集天然气。

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地中部，是我国陆上目前已发现的最大天然气田，自2000年开展系统评价勘探以来，已在上古生界二叠系碎屑岩地层中获得天然气三级储量8606167×108m3。

苏6-16-1H构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的一口水平井，井深5173m，垂深3346.00m，水平段长1500m，靶点9个；实际完钻井深5683m，垂深3346.46m，水平段长2011m，靶点12个，同时打破苏里格气田水平井水平段长度、砂岩段长度及有效储层钻遇率最高两项记录。

该井由胜利钻井工程技术公司提供技术服务，施工全程采用国产海蓝YST-48R无线测量仪器，准确控制了井眼轨迹，实现了2011m水平段中砂岩穿透率90%以上，达到了地质、工程设计目的。

1.苏6-16-1H实钻施工1.1伊陕斜坡构造特点鄂尔多斯盆地总体构造形态表现为边部构造发育，内部为一地层倾角不足1°的西倾大单斜，苏里格气田处在伊陕斜坡的北部中段，为宽缓西倾的单斜，平均坡降为3～5m/km。

盒8段储层主要为石英砂岩，石英含量较高，一般为80%～90%；其次为岩屑，岩屑含量为8%～12%，主要为变质岩岩屑和少量火成岩岩屑，仅局部层段偶见少量长石颗粒。

砂岩多以中粗粒、粗粒结构为主，为再生式—孔隙式胶结；岩屑含量相对较高，局部可达30%以上，主要为火成岩岩屑和中浅变质岩岩屑，以中—粗粒结构为主，为孔隙式胶结。

紧邻以石英为主的西部物源区，地理位置独特，石英含量较高，粒度较粗，分选较好，抗压实能力强。

苏里格气田东区水平井快速钻井技术

由５００ｍ逐渐缩短至３５０ｍ，出现增斜段加长、造斜率难
度大、复合钻进率低等现象。由于ＰＤＣ钻头稳定性差，Ｔ具面变化幅度大，滑动效率差，极大地限制了
通过表ｌ数据对比，在苏里格气田东区水平井斜井
ＰＤＣ钻头在斜井段广泛使用；而且在水平段施Ｔ中ＰＤＣ钻头抗研磨性弱、钻遇泥岩后钻头泥包现象严重
（见图１）、地层稳定性差、水平段钻进时轨迹调整频繁
段钻井施丁中优选并推广ＭＤ６６５Ｄ钻头，进行钻进。通过表２数据对比，在苏里格气田东区水平井水平
段钻井施工中优选并重点推广ＤＤ６５Ｃ钻头进行钻进。
表３苏东ｘ０一Ｘ８Ｈ井钻井液－眭能统计情况
炭质泥岩。通过调整钻井参数１．５ｈ并成功解卡，随后
下放钻具探井底遇阻，划眼憋钻，憋泵，上提有遇卡显
示，井口有坍塌岩屑（最大直径４ｃｍ，厚度１．５ｃｍ）返出。经过２０ｄ处理井塌，期间划眼困难，考虑引起次生风险决定套管开窗侧钻。该井从处理井塌、套管开窗
图１ＰＤＣ钻头使用情况
表１苏里格气田东区水平井斜井段钻头钻速对比
泥岩段等技术瓶颈，并逐步形成一套适合气田的水平
井安全快速钻进技术，提高钻井速度、缩短钻井周期，以此达到苏里格气田东区水平井规模开发，并达到气

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ｈｅｆｆｉｃｉｅｎｃａｎｄｔｅｃｈｎｏｌｏｆｏｒｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｎｔｈｅｒｏｄｕｃｔｉｖｉｔｇｙｇｙｐｙ，ＳｕｌｉｅＧａｓＦｉｅｌｄＯｒｄｏｓＢａｓｉｎｇ
４３，开发效果良好。水平井高效开发技术的日益成熟对同类型气田的开发具有指导意义。均无阻流量为５５．６×１０ｍ／ｄ
关键词鄂尔多斯盆地苏里格气田水平井生产能力选井部署快速钻井储集层改造保护：／ＯＩ１０．３７８７０９７６．２０１３．０８．００８．ｉｓｓｎ．１０００Ｄ－ｊ
，，，ＹａｎＺｈｉｌｕｎＺｈａｏＷｅｉｌａｎＣｈｅｎＱｉｗｅｎＤｏｎＹｕ，ＺｈａｎＣｈｕｎｇｇｇ（，， ’ ，，Ｎｏ．４ＧａｓＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＰｌａｎｔｏＣｈａｎｉｎＯｉｌｉｅｌｄＣｏｍａｎｅｔｒｏＣｈｉｎａＸｉａｎＳｈａａｎｘｉ７１００２１Ｃｈｉｎａ）ｆｇｑｇｆｐｙＰ／／；）ＮＡＴＵＲ．ＧＡＳＩＮＤ．ＶＯＬＵＭＥ３３，ＩＳＳＵＥ８，．４４４８，８２５２０１３．（ＩＳＳＮ１００００９７６ＩｎＣｈｉｎｅｓｅ－－ｐｐ
：，，，，，，，，ｒｏｄｕｃｔｉｖｉｔＫｅｗｏｒｄｓＯｒｄｏｓＢａｓｉｎＳｕｌｉｅＧａｓＦｉｅｌｄｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｗｅｌｌｓｅｌｅｃｔｉｏｎａｌｌｏｃａｔｉｏｎｒａｉｄｄｒｉｌｌｉｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｒｅｓｅｒ－ｐｙｇｐｇｙ，ｖｏｉｒｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｒｏｔｅｃｔｉｏｎｐ（）。中国石油重大科技专项 “ 致密气藏开发重大工程技术研究 ” 编号：２０１０Ｅ２３基金项目：－（）杨志伦，高级工程师；主要从事天然气开发地质与气藏工程研究和管理工作。地址：陕西省西安１９６５年生，７１００２１作者简介：（）：市未央湖花园未央大厦１ｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ３０２房间。电话：０２９８６５８０１０９。Ｅ－ｍａｉｌｃｗｃ－＠ｐｑｑ
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０１３年８月天然气工业２
苏里格气田水平井高效建产技术
杨志伦赵伟兰陈启文董瑜张春
中国石油长庆油田公司第四采气厂
（）：苏里格气田水平井高效建产技术．天然气工业，２０１３，３３８４４４８．杨志伦等．－苏里格气田采用常规开发技术难以实现高效开发。面对这一开发难题，近年来以开发试验区为载体进行摘要实践证明，了针对低渗透气田的水平井高效开发技术攻关，在气藏精细描述、钻井、储层改造等关键技术上均取得了新的突破，形成了以水平地质导向、快速钻井、储层保护及改造等为主体的建产配套技术，即：井井位优选及部署、 ① 逐步形成了水平井选井及部署的５种有利砂体模式、４项部署原则、３种部署方式等３项成熟技术； ② 水平井入靶及地质导向形成了９项关键技术； ③快速钻井形成了靶前距、井身结构、钻头选型、钻具组合、钻井参数等优化技术； ④ 钻井和试气过程中形成了储层保护技术； ⑤储层改造形成了工艺优选，及其相关工艺措施系列。现场应用结果表明：所实施水平井全部获得成功，平均钻井周期为５平均砂层钻遇率达８平７．８ｄ０．４％，
：，，ＡｂｓｔｒａｃｔＦｉｅｌｄｒａｃｔｉｃｅｓｒｏｖｅｔｈａｔｉｔｉｓｄｉｆｆｉｃｕｌｔｔｏｒｅａｌｉｚｅｔｈｅｈｉｈｌｅｆｆｉｃｉｅｎｔｄｅｖｅｌｏｍｅｎｔｏｆｔｈｅＳｕｌｉｅＧａｓＦｉｅｌｄＯｒｄｏｓＢａｓｉｎｂｐｐｇｙｐｇｙ，ｕｓｅｏｆｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｔｅｃｈｎｏｌｏｉｅｓ．Ｉｎｖｉｅｗｏｆｔｈｉｓｔｈｒｏｕｈｏｖｅｒｃｏｍｉｎｍａｎｂｏｔｔｌｅｎｅｃｋｉｎｒｏｂｌｅｍｓｉｎａｃｈｉｅｖｉｎｔｈｅｈｉｈｅｆｆｉｃｉｅｎｃ－ｇｇｇｙｇｐｇｇｙ，ｄｅｖｅｌｏｍｅｎｔｅｒｍｅａｂｉｌｉｔａｓｉｌｏｔｒｅａｔｏｆｓｕｃｈｌｏｗｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｂｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｎｔｈｏｓｅｔｅｓｔａｒｅａｓｗｅｍａｄｅｂｒｅａｋｔｈｒｏｕｈｉｎａｃ－ｐ－ｐｙｇｐｇｙｇ，ｃｕｒａｔｅａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｄｅｓｃｒｉｔｉｏｎａｎｄｓｕｃｈｋｅｔｅｃｈｎｏｌｏｉｅｓａｓｄｒｉｌｌｉｎａｎｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ．Ｍｏｒｅｏｖｅｒｔｈｅｓｕｏｒｔｉｎｔｅｃｈｎｏｌ－ｇｐｙｇｇｐｐｇ，，，ｏｉｅｓｗｅｒｅｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄｗｉｔｈｔｈｅｃｏｒｅｏｆｏｔｉｍｉｚａｔｉｏｎａｎｄａｌｌｏｃａｔｉｏｎｏｆｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｔｅｓｅｏｓｔｅｅｒｉｎｒａｉｄｄｒｉｌｌｉｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｒｏ－－ｇｐｇｇｐｇｐ，ｔｅｃｔｉｏｎａｎｄｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ．Ｉｎｔｈｒｅｅｓｅｒｉｅｓｏｆｍａｔｕｒｅｔｅｃｈｎｏｌｏｉｅｓｗｅｒｅｄｅｖｅｌｏｅｄｉｎｃｌｕｄｉｎｆｉｖｅｍｏｄｅｓｏｆｆａｖｏｒａａｒｔｉｃｕｌａｒｒａｄｕａｌｌ－ｇｐｇｐｇｙ；ｂｌｅｓａｎｄｂｏｄｉｅｓａｎｄｆｏｕｒａｌｌｏｃａｔｉｏｎｒｉｎｃｉｌｅｓａｎｄｔｈｒｅｅａｌｌｏｃａｔｉｏｎｍｅａｎｓｎｉｎｅｋｅｔｅｃｈｎｏｌｏｉｅｓｗｅｒｅｆｏｒｍｕｌａｔｅｄｆｏｒｔｈｅｅｏｓｔｅｅｒｉｎ－ｐｐｙｇｇｇ；ａｎｄｔａｒｅｔｔｏｕｃｈｉｎｏｆｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓａｃｏｍｌｅｔｅｓｅｔｏｆｏｔｉｍａｌｄｅｓｉｎｔｅｃｈｎｉｕｅｓｗａｓｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄｆｏｒｒａｉｄｄｒｉｌｌｉｎｉｎｃｌｕｄｉｎｒｅ－－ｇｇｐｐｇｑｐｇｇｐ，ｗ，，，；ｔａｒｅｔｄｉｓｔａｎｃｅｅｌｌｒｏｆｉｌｅｂｉｔｓｅｌｅｃｔｉｏｎｄｒｉｌｌｉｎｔｏｏｌｓｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎａｎｄｄｒｉｌｌｉｎａｒａｍｅｔｅｒｓｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｒｏｔｅｃｔｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｐｇｇｐｐｇｙ；ｗａｓｆｏｒｍｅｄｄｕｒｉｎｄｒｉｌｌｉｎａｎｄａｓｔｅｓｔｉｎａｎｄｒｏｃｅｓｓｏｔｉｍｉｚａｔｉｏｎａｎｄｒｅｌｅｖａｎｔｒｏｃｅｓｓｍｅａｓｕｒｅｓｓｅｒｉｅｓｗｅｒｅｄｅｖｅｌｏｅｄｄｕｒｉｎｔｈｅｇｇｇｇｐｐｐｐｇ，ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎ．Ａｆｔｅｒｔｈｅａｂｏｖｅｔｅｃｈｎｏｌｏｉｅｓｗｅｒｅｓｕｃｃｅｓｓｆｕｌｌａｌｉｅｄｉｎｔｈｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｎｔｈｅｓｔｕｄａｒｅａｓｔｈｅａｖｅｒａｅｇｙｐｐｙｇ，ｄｒｉｌｌｉｎｅｒｉｏｄｗａｓｓｈｏｒｔｅｎｅｄｔｏ５７．８ｄａｓｔｈｅａｖｅｒａｅｓａｎｄｂｏｄｅｎｃｏｕｎｔｅｒｉｎｒａｔｅｗａｓｕｔｏ８０．４％，ａｎｄｔｈｅａｖｅｒａｅｏｅｎｆｌｏｗｐｇｙｇｙｇｐｇｐ