我国气藏水平井技术应用综述_孙玉平
《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，致密气藏的开发成为了国内外能源行业研究的热点。
苏里格地区拥有丰富的致密气藏资源，如何有效地开发利用这一资源，对地区经济发展及环境保护具有重要意义。
水平井技术因其能提高单井产量及开发效率，已成为致密气藏开发的关键技术之一。
本文以苏里格致密气藏水平井为研究对象，对其产能模型进行研究，并对其开发指标进行评价。
二、苏里格致密气藏水平井产能模型研究1. 产能模型构建针对苏里格致密气藏的特点，我们构建了水平井产能模型。
该模型考虑了地质因素（如储层厚度、孔隙度、渗透率等）和工程因素（如井筒布置、完井方式等）对产能的影响。
通过收集苏里格地区的地质资料和水平井开发数据，我们利用数值模拟方法对模型进行了验证和优化。
2. 模型分析通过分析模型结果，我们发现水平井在苏里格致密气藏开发中具有显著的优势。
水平井能够有效地扩大泄油面积，提高单井产量。
同时，合理的井筒布置和完井方式对提高产能具有重要作用。
此外，我们还发现储层物性对产能的影响较大，因此在开发过程中需重视储层评价和优化。
三、开发指标评价1. 评价指标体系构建为了全面评价苏里格致密气藏水平井的开发效果，我们构建了包括产量、采收率、投资回报率等在内的评价指标体系。
这些指标能够综合反映水平井的开发效果、经济效益及环境影响。
2. 评价方法及结果我们采用定性和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评价。
通过对比不同区块、不同井型的开发数据，我们发现优化后的水平井在产量、采收率等方面均取得了显著的提高。
同时，我们也对投资回报率进行了分析，发现水平井开发具有较好的经济效益。
四、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，我们发现水平井技术在苏里格致密气藏开发中具有显著的优势。
合理的模型构建和评价指标体系能够有效地指导开发实践，提高单井产量和采收率，实现经济效益和环境效益的双赢。
低渗气藏水平井压裂改造技术的研究与应用
低渗气藏水平井压裂改造技术的研究与应用摘要水平井可以提高单井产量，增加原油的可采储量，提高油气田勘探开发的综合效益。
尤其对于低渗油气田，效果显著。
以美国为例，水平井钻井成本已降至直井的1.2～2倍，而水平井的产量却是直井的4-8倍；分段压裂是水平井的有效关键配套技术之一。
运用水平井分段压裂技术，可有效改善低渗透油气藏的流动特点，提高最终采收率。
苏XX位于内蒙古自治区鄂托克前旗城川镇克珠日嘎查的地层整体表现为有效砂体发育、储层物性好，是天然气富集区。
关键词低渗气藏；水平井；分段压裂1 水平井压裂改造技术的研究1.1 水平井开发的优点1）由于低渗气藏渗流阻力大，生产压差一般都较高，而水平井近井压降比直井小且为直线型，可以采用较小生产压差进行生产，延缓见水时间，提高最终采收率；2）水平井可以连通垂直裂缝，增大气井渗透率。
提高低渗气藏产气量和采气速度；3）水平井单井产量高。
可以减少钻井量，实现稀井高产投资。
集中采气成本低，经济上大大优于直井开采。
1.2水平井开发存在的技术问题1）在油气层保护技术方面；2）在气藏工程设计中，确定水平井是否优于直井开发技术；3）气藏条件。
气藏的压力、有效厚度、裂缝发育情况、垂向渗透率等，都直接影响水平井的开发效果；4）井的生产速度比预计的要低，而且经济效益差。
目前仍未发现有效的增产措施。
导致这些井生产速率低的原因包括砂岩的垂相非均质、水平渗透率和相渗透率较低等；5）应用增产措施过程中或由于仪器的精确程度有限，容易导致储层出砂以及损害储层等不利气田开发情况。
2 苏XX水平井分段压裂施工2.1地质简介斜深3850.0m入靶，于井深5003.0m，垂深3578.85m完钻，钻井周期62天。
技术套管下深3831.47m。
该井水平段长度1153.0m，累积砂岩长度（测井统计）936.7m，砂岩钻遇率81.2%；有效储层长度658.6m，有效储层钻遇率57.1%。
2.2邻井生产情况苏XX水平井所在区域邻近生产井3口，目前平均单井日产气1.2×104m3/d。
页岩气水平井油基泥浆体系的研究及应用
页岩气水平井油基泥浆体系的研究及应用一、本文概述随着全球能源需求的日益增长，页岩气作为一种清洁、高效的能源，其开发利用受到了广泛关注。
在页岩气勘探开发过程中，水平井技术因其能提高单井产量、降低开发成本等优点而被广泛应用。
水平井钻井过程中，油基泥浆体系的选择和应用对钻井效果具有重要影响。
本文旨在深入研究页岩气水平井油基泥浆体系，探讨其性能特点、优化配方以及在实际应用中的效果，以期为页岩气水平井的高效钻探提供理论支持和实践指导。
本文首先介绍了页岩气水平井钻井技术的特点及其对油基泥浆体系的要求，然后详细分析了油基泥浆体系的组成、性能评价方法及其在页岩气水平井中的应用情况。
在此基础上，通过室内实验和现场应用案例，研究了不同油基泥浆体系的性能差异及其对钻井效果的影响。
本文总结了油基泥浆体系在页岩气水平井中的优化应用策略，并展望了未来的研究方向。
通过本文的研究，旨在提高页岩气水平井钻探效率，降低钻井成本，为页岩气资源的可持续开发利用提供有力支持。
本文的研究成果也可为其他类似地质条件下的油气勘探开发提供参考和借鉴。
二、油基泥浆体系基本原理油基泥浆体系是一种在页岩气水平井钻井过程中广泛应用的钻井液体系。
其基本原理在于利用油类作为连续相，通过添加各种处理剂来调整泥浆的性能，以满足钻井过程中的各种需求。
油基泥浆相较于传统的水基泥浆，具有更好的润滑性、更低的摩擦系数以及更佳的防塌效果，因此在处理复杂地层，特别是页岩地层时表现出显著的优势。
油基泥浆的润滑性主要来源于油类本身的低摩擦系数，这可以有效降低钻头与井壁之间的摩擦，减少钻头磨损，提高钻头的使用寿命。
油基泥浆还具有较好的封堵能力，能够在井壁上形成一层薄而坚韧的泥饼，有效防止地层坍塌和井径扩大。
除了润滑性和封堵能力，油基泥浆还具备优良的携岩能力和热稳定性。
携岩能力是指泥浆能够将钻屑有效地携带到地面，防止钻屑在井底堆积，保持井眼清洁。
热稳定性则是指泥浆在高温环境下能够保持稳定的性能，避免因温度变化导致泥浆性能劣化。
水平井技术在吐哈油田致密油气勘探中的研究与应用
水平井技术在吐哈油田致密油气勘探中的研究与应用摘要：吐哈油田致密油气资源量非常丰富，由于受到致密油气的埋藏深、地层的可钻性差、产量低等因素的制约，致密油气开发的规模一直难形成，最近几年通过对复杂深层长水平段水平井钻井等配套技术的研究与攻关，逐步形成了针对吐哈油田不同区块的水平井井身结构优化、个性化钻头优化、钻井液优选、轨迹设计优化等一套水平井技术。
关键词：吐哈油田致密油气水平井一、概要吐哈油田致密油气资源主要分布在吐哈盆地下侏罗统和三塘湖盆地二叠系芦草沟组。
为了实现在吐哈盆地致密油气开发的突破，吐哈油田公司先后在火803区块、温吉桑区块、巴喀区块、小草湖区块、马朗区块等部署多口水平井，通过这几年水平技术的应用，并取得了一定的成果并逐渐形成针对不同区块的水平井钻井技术，但仍有一些制约水平井优快钻井的难题尚未得到完全解决。
二、致密油气藏水平井钻井技术由于吐哈油田致密油气藏的分布面积广，各区块地质特征不尽相同，因此在水平井的实施过程中，要根据不同的地质特点设计与其相符的井身结构、钻头选型、泥浆体系等相关内容。
1.水平井钻头优选技术通过开展牙轮/PDC钻头岩石可钻性、研磨性试验等岩石力学性能测试，结合测井数据，建立了岩石可钻性剖面。
以岩石可钻性及已钻井分析为依据，开展个性化钻头设计与试验，而且还有针对巴喀厚煤层安全钻进个性化钻头进行了优选，通过不断试验和改进，优选出在J2x中下部煤层系过度地层定向钻进的MD9552ZC、SMD517X型号的PDC钻头和煤层防卡LD517GC牙轮钻头，水平段快速钻进J1s、J1b的SMD517X、SMD537X、MD1616、MD1613四种型号的牙轮钻头和PDC钻头。
这些钻头的型号不但适用于巴喀区块水平井的定向钻进和水平段钻进，同时对于其他区块的适应性也很好。
2.水平井钻井液优化技术钻井液对于水平来说至关重要，它必须满足水平井对井眼稳定、井底岩屑携带清洁、降低磨阻、保护油气层的要求。
水平井保压取心技术应用与突破
水平井保压取心技术应用与突破摘要：保压取心技术目前在国内逐渐规模化应用于非常规油气资源项目。
其获得原始地层参数的技术特点，在对地层的准确评估中起到了重要的作用。
也成为非常规油气资源勘探的一项利器，目前针对页岩油藏、致密砂岩气藏及煤层气藏的原始资料获取具有一定的帮助。
由于井型的限制，长城钻探工程院根据大斜度井的实际需求对工具做出了很大的改进，采用内外筒内部差动的模式进行割心操作，避免了外筒下行遇阻造成割心失败的可能性，目前在川渝地区的水平井保压取心已施工5口，井斜超过89度，其中一口井水平段长700米。
这几口井的成功应用验证了长城保压取心在水平井段的施工能力和技术先进性。
关键词：水平井保压取心；内筒差动割心；致密砂岩气；目前非常规能源的勘探开发已经纳入国家级重点能源开发对象，对于非常规能源开发方案的制定需要真实的原始地层资料，如何有效获取目的层的原始资料又不造成井下安全事故是目前取心技术的重点。
长城保压取心技术近几年取得了规模化应用，能最大限度的减少岩心中的油气等组分的损失，可准确求取井底条件下储层流体饱和度等重要地层参数[1]。
尤其在非常规资源的研究和勘探方面，保压取心技术获取的岩心资料可为储量计算提供最真实、可靠的数据，也是目前国内最为先进的取心技术。
1 GW系列保压取心工具1.1工具结构GW系列新型保压取心工具主要由差动总成、压力补偿总成、上部密封机构、测量总成、保压内筒总成、球阀密封装置、外筒和取心钻头组成。
图1保压取心工具结构简图表1 GW-CP194-80A型保压取心工具主要类型参数1.2 工具技术特点GW-CP194-80A-01型保压取心工具主要应用于水平井保压取心，与常规保压取心工具做了相应的改短设计，割心方式与传统外筒下行模式有很大提升，避免外筒与井壁因为磨阻太大而导致球阀关闭失败，对于定向井及大位移水平井段取心有很大的技术优势。
因为保压取心工具外径粗，与井壁的磨阻很大，如果井径不规则会导致传统保压取心工具割心失败，这个技术改进收到很大的效果，同时岩心直径增加到80mm，比目前所有的保压取心工具岩心直径都大，对于实验室研究有很大的科研价值，准确性高，分析的数据更有利用价值。
水平井在气顶底水油藏中的应用
水平井在气顶底水油藏中的应用引言永66断块位于山东省永安油田的东北部，是一个四面断层遮挡的长方形封闭上有气顶下有强大底水油藏，断块平面上采用高部位采油，低部位边缘注水的开发方式。
在利用直井井网开采了20多年后，直井开发水锥现象严重，开发状况不断恶化，导致采收率低，大量剩余油滞留地下无法采出。
到2007年底，开油井13口，单元日油能力80t，综合含水90.8%，采出程度29.1%，采油速度0.44%，采收率36.6%。
1油藏特征精细油藏描述：精细构造解释及断层封堵性评价，利用永新高精度资料，精细刻划低序级断层，并综合应用地质、动态手段对断层封堵性进行研究；韵律层细分及隔夹层描述，研究了隔夹层的展布特点；储层非均质研究：开展了测井二次解释工作，精细分析储层的三维非均质性。
1.1构造特征永66断块是一个四面被断层封闭、内部被断层复杂化的断块油藏，整体上为北低南高，地层北倾，倾角9°，在断块区的东南部，地层逐渐转变为西北低东南高，构造高点位于永66－32井区附近。
构造自上而下继承发育，断块内沿低级序小断层分布多个小断鼻构造。
1.2韵律层和隔夹层断块小层间一般有1-2左右隔层，基本呈连片分布，以泥岩隔层为主，物性隔层次之，但层间均存在上下连通区域，说明各小层之间具有一定的连通性。
层内夹层不发育，呈土豆状零星分布，以泥质夹层为主。
1.3储层特征砂体连片分布，个别小层变化快,但纵向差异大。
断块沉积微相类型主要是三角洲前缘亚相上的分流河道沉积、河口砂坝沉积和席状砂沉积。
储集层为块状砂岩，泥质胶结，胶结疏松，易出砂，主要岩性为粉细砂岩，渗透性好，平均空气渗透率1.994平方微米；含油饱和度65%，孔隙度35%，非均质强，渗透率级差13.3。
1.4流体性质原油物性好，中等粘度，地面原油粘度为209.5pa.s，原油密度为0.9206g/3，矿化度为16598-23881g/l，地层水水型为al2型。
1.5油藏温度、压力系统原始地层压力14.67pa，压力系数0.98，饱和压力14.1pa，地饱压差小为0.57pa，为高饱和油藏，油层温度在550左右，地温剃度2.4℃/100，属于常温常压系统。
油气田水平井技术与应用研究
油气田水平井技术与应用研究随着全球能源需求的不断增长，油气田的开发与生产技术也在不断演进。
水平井技术作为一种重要的开发手段，在油气田的开发中发挥着重要的作用。
本文将对油气田水平井技术及其应用进行研究，探讨其在增产、延长油气田生产寿命以及环保方面的优势。
一、水平井技术简介水平井技术是一种通过在储层中钻探水平井段，以增大井段与储层接触面积的方法。
相比传统的垂直井，在油气田的开发和生产过程中，水平井技术具有以下优势：1. 增加产量：水平井技术可以有效增大井段与储层的接触面积，提高储层的采收率。
通过缩短流体流经储层的路径和减少流体流经储层的阻力，水平井可以大幅度提高油气的产量。
2. 延长生产寿命：传统的油气井在生产一段时间后，由于储层压力下降，产量会逐渐减少，导致生产寿命缩短。
而水平井由于与储层接触面积大，流体的流动路径相对较短，可以减缓储层压力下降速度，延长油气田的生产寿命。
3. 环境友好：传统的垂直井在油气开采过程中会产生大量油气外泄、废水排放等环境问题。
而水平井技术可以更好地控制井筒内的流体，减少环境污染。
此外，水平井也可以实现水平分段压裂，减少对地下水资源的影响，保护环境。
二、水平井技术在油气田开发中的应用1. 常规油气田开发：对于油气田的常规开发，水平井技术常常用于增加产量和延长生产寿命。
通过在储层中钻探水平段，可以提高油气的采收率，并减缓储层压力的下降速度，从而延长油气田的生产寿命。
2. 致密油气田开发：致密油气田开发中，水平井技术也发挥着重要的作用。
由于致密储层的渗透性较差，单一垂直井开采难以获得可观的产量。
而通过水平井技术，可以增加储层面积，提高油气的采收率，使得致密油气田的开发更加经济高效。
3.页岩气开发：页岩气的开采主要依赖于水平井技术。
与常规储层不同，页岩气的气体储存空间主要集中在致密页岩中的孔隙和裂缝中，传统的垂直井无法充分开采。
而通过水平井技术，可以延伸到更多的致密页岩中，获得更多的气体储量，实现页岩气田的高效开发。
石油工程技术 井下作业 水平井分段压裂技术在致密气田中的应用
水平井分段压裂技术在致密气田中的应用对于层状致密气田，受储层物性差、非均质性强等因素影响，常规直井开发产能效果差，水平井分段压裂技术可大幅度提高日产气量，减少投资成本，降低地面植被破坏率，实现环境有效保护，最大程度提高水平段储量动用程度。
本文以L气田为例，开展水平井分段压裂技术分析，包括化学隔离技术、机械封隔分段压裂技术、限流压裂技术、水力喷砂压裂技术及裸眼分段压裂技术等，重点对技术原理、技术特点及适应性进行分折，并结合L气田地质特征，从钻井、固井、射孔、压裂改造工艺等方面综合考虑，确定L气田采用水平井裸眼分段压裂工艺技术，并对现场施工过程进行分析，包括下入管柱、替泥浆、投球坐封逐级压裂等，现场应用10井次，均取得较好生产效果，平均单井初期油压18MPa，日产气量18.5万方，满足经济评价要求，所取得成果及认识可为同类型气藏提供借鉴经验。
1研究背景1.1L气田发育多套含气层，含气面积110km³，探明储量135亿m³，各套储层均呈现低孔低渗、非均质性强特点，利用一套井网直井开发，存在层间干扰严重、储量动用不均等问题。
1.2结合国内外同类型气田开发经验，考虑L气田层多、储量丰富及储层致密特点，计划采用水平井开采，辅以分段压裂工艺技术，提高储量动用程度，亟需开展相关技术攻关研究。
2水平井分段压裂技术分析2.1化学隔离技术2.1.1化学隔离分段压裂技术主要原理是利用液体胶塞对各压裂段进行分隔，即压裂完第一段后，有液体胶塞和砂子封堵压裂段，再进行第二段压裂，以此类推，直到压裂完所有井段，再进行冲胶塞和砂子作业，施工结束后进行排液求产。
2.1.2该压裂技术施工安全性高，但存在以下几方面问题：2.1.2.1一是液体胶塞对储层污染，影响渗透率；2.1.2.2二是冲砂过程中会对储层造成伤害；2.1.2.3三是施工工序复杂，作业周期长，压裂成本高。
2.2机械封隔压裂技术机械封隔压裂技术主要利用封隔器对各压裂段进行隔离，可分为机械桥塞、环空封隔器分段压裂、双封隔器单卡分压等三种类型。
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摘要随着我国天然气勘探开发的不断深入，复杂难开采的低品味储量比重不断上升，经济有效开发难度逐步加大。
水平井技术是降低单位产能建设投资、提高开发效益的最有效手段之一，为此统计并分析了水平井在我国5种主要类型气藏开发应用中的经验教训，指出：水平井是经济开发低渗透砂岩气藏的有效方法，地质条件适应性是成功开发的关键；火山岩气藏Ⅰ类储层中的水平井开发是成功的，Ⅱ、Ⅲ类储层表现出一定的不适应性；疏松砂岩气藏水平井开发效果呈现出Ⅰ类好于Ⅱ类、Ⅱ类好于Ⅲ类的特征；准确钻遇有效储集层是水平井开发碳酸盐岩气藏的关键；水平井开发凝析气藏效果较好。
同时结合水平井技术的特点和实践经验，总结了该技术在气藏开发中的使用条件，并建议今后应持续开展水平井储层适应性、配套技术研发及经济效益分析工作。
关键词水平井天然气藏适应性发展建议综述我国气藏水平井技术应用综述∗孙玉平1陆家亮1巩玉政2霍瑶1杨广良3（1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007；2.中国石油塔里木油田公司开发事业部桑吉作业区，新疆库尔勒841000；3.中国石油大学胜利学院石油工程系，山东东营257097）收稿日期：2010－10－22修订日期：2011－01－24∗基金项目：中国石油科技部2008B-1101《特殊天然气藏开发技术应用基础研究》。
作者简介：孙玉平（1983－），硕士，从事天然气开发战略规划方案及基本方法研究。
E-mail:sunyuping01@ 网络出版时间：2011-02-17网址：/kcms/detail/51.1736.TE.20110217.1420.003.html中图分类号：TE243.2文献标识码：B文章编号：2095-1132（2011）01-0024-04Vol.5，No.1Feb.2011doi ：10.3969／j.issn.2095－1132.2011.01.0062011年第5卷·第1期0引言国外水平井技术于1928年提出[1]，20世纪40～70年代，美国和前苏联等国钻了一批试验水平井，由于缺乏经验，应用效果并不好，并一度认为水平井没有经济效益[2]；20世纪70年代末80年代初，此项技术在全世界范围内得到广泛重视，并由此形成了一个研究和应用水平井技术的高潮[3-5]，水平井技术逐渐成为提高油气田单井产量及开发效益最有效的技术手段。
截至2007年底，世界各种水平井总数超过4.5万口，分布在60多个国家和地区[6]。
目前水平井已广泛应用于薄层、低渗透及稠油油藏和气藏等的开发中[7-9]，尤其是近年在页岩气藏开发中的成功应用为世界开发页岩气等非常规资源开辟了新的道路[10]。
我国是世界上第三个能钻水平井的国家，1965年在四川盆地钻成国内第一口水平井——磨3井[11]，此技术应用于塔里木、胜利等油田开发中取得了较好的效果[12-13]。
受制于我国天然气气藏类型复杂及水平井技术不完善等因素，继第一口水平井之后的近40年里，气藏水平井的开发应用几乎处于停滞状态，规模应用更是近几年才开始。
因此，及时跟踪该项技术的应用动态，总结应用中的经验教训十分必要。
1水平井开发油气藏的优势水平井，有文献定义为“井斜角大于或等于86°并保持这种井斜角钻进一定井段后完钻的定向井”[14]，也有定义成“在钻到目的层位时，井段斜度超过85°，水平距离超过目的层厚度10倍的井”[15]，还有定义为“最大井斜角保持在90°左右，并在目的层中维持一定长度的水平井段的特殊井”[16]。
上述定义虽然略有不同，但都明确了水平井必须具备的两层含义：较大的倾斜角和较长的水平段。
水平井技术之所以能够在国内外得到广泛应用，主要得益于它较好的投入产出比。
目前，国外水平井钻井成本已降至直井的1.2～2倍，而产量则是直井的4～8倍[17-19]。
水平井技术作为一项有潜力的新技术，主要有以下优势[1,20-23]：①恢复老井产能。
在停产老井中侧钻水平井较钻调整井或加密井更节约费用，能以较少的投入获得更高的采收率。
/Natural Gas Technology and Economy天然气技术与经济Natural Gas Technology and Economy24②开发复杂类型油气藏。
水平井在开发重油稠油油藏、以垂直裂缝为主的油气藏、薄油气藏、多层陡峭产层以及边底水活跃储层中具有技术上的优势。
③有利于勘探开发评价。
在勘探阶段，水平井在目的层钻进距离更长，可以更好更多地收集目的层的资料，发现新油气藏；在开发评价阶段，有利于油气田开发井类型的优化，制定科学的开发方案。
④有利于环境保护。
一口水平井可以替代多口直井，从而可以减少用地和钻进过程中对环境的污染。
2国内气藏水平井应用状况及效果分析2005年以后，国内石油公司开展了新一轮水平井开发气藏的先导试验，且应用规模不断扩大。
经过几年的探索及试验，气藏水平井开发技术得到比较全面的提高，并在低渗透砂岩、火山岩、疏松砂岩、碳酸盐岩和凝析气藏的开发中取得一定的效果。
2.1低渗透砂岩气藏水平井开发低渗透砂岩气藏一般指储层渗透率低、自然产能低、须采取增产工艺措施才能经济有效开发的气藏。
发展有效储层预测、提高单井产量、低成本钻采工艺与地面优化简化技术是经济有效开发此类气藏的关键。
水平井技术作为提高单井产量的有效手段，是开发此类气藏的最主要方式之一。
苏里格气田水平井应用取得阶段性进展，储层钻遇率由早期的25%提高到52%，单井产量也显著提高，如苏10-31-48H井初期日产气为10×104m3，是周围直井的10倍，目前生产稳定。
其他投产井也表现出一定的生产能力，由于生产时间较短，生产效果还需要时间来检验，同时储层钻遇率仍然有较大的提升空间。
川西新场气田属于典型的低渗透砂岩气藏，气田水平井应用一波三折，初期在中浅层开展了4口水平井先导试验，自然产能仅为（0.4～0.8）×104m3／d，与直井相当。
在认识到垂向渗透率的重要性后（垂向渗透率比水平渗透率低2～3个数量级），进行了压裂改造，采取措施后产能达到（2～10.5）×104m3／d。
2.2火山岩气藏水平井开发我国火山岩气藏资源十分丰富，总资源量超过3×1012m3。
火山岩气藏岩石类型异常繁多，岩性岩相及孔喉结构极其复杂，储层大多表现为低孔低渗的特征，储层连通性差，直井开发往往具有单井产能和井控储量较低的不足。
水平井通过增加与储层的接触面积，连通横向不连通或连通差的储渗体，可以提高单井产能和井控储量，提高气藏整体开发效益。
长岭气田属于中低孔低渗气藏，储层综合评价以Ⅰ类储层为主。
气藏开发设计以水平井开发为主，先期完钻的4口水平井储层平均钻遇率为91%，获气井3口，目前平均产量为34×104m3／d，单井控制储量增加，如长深平1井动态储量为31×108m3，是周围直井的3.7倍。
徐深气田属于低孔低渗气藏，非均质性强，综合评价以Ⅱ、Ⅲ类储层为主。
完钻水平井储层平均钻遇率为75%，徐深1-平1井试气日产气为13×104m3，徐深1-平2井试气日产气为20×104m3，仅为邻近直井稳定产量的2～3倍。
2.3疏松砂岩气藏水平井开发该类气藏具有埋藏浅、岩性疏松、气层层数多、气层薄、气水关系复杂等特点，气井出水、出砂和非均匀动用是制约气田开发的关键因素。
台南气田2008年底投产水平井储层平均钻遇率为94%，单井日出水为0.6m3，单井日产气为18.7×104m3，平均试气无阻流量为同层直井的2～2.5倍，水平井在控制出水和提高单井产量方面取得一定的开发效果。
但个别水平井测试产量与直井差别不大，总体上不同储层级别的水平井产量Ⅰ类>Ⅱ类>Ⅲ类，表明水平井开发此类气藏存在明显的选择性。
以Ⅱ、Ⅲ类储层为主的涩北一号和涩北二号气田的气层层数更多、单层厚度更薄、含水更复杂，水平井开发效果更差，涩H5井和涩H6井初期产量分别为邻近直井的1.3倍和0.5倍，水平井大幅度提高单井产量的优势没能体现出来。
2.4碳酸盐岩气藏水平井开发碳酸盐岩气藏主要分布在塔里木、四川、鄂尔多斯和渤海湾盆地。
靖边气田下古马五段为一套海相碳酸盐岩地层，大面积分布，区域地质构造平缓，厚度稳定，主力气层优势明显，储集空间以裂缝—溶孔为主，天然气技术与经济·钻井工程总第25期2011年天然气技术与经济／25局部微裂缝发育，这些地质条件较适宜水平井应用，统计的4口试采水平井平均产量为周边直井的2.3～3.2倍。
但是，气藏古地貌侵蚀沟槽发育，局部小幅度构造发育复杂，使得井眼轨迹控制难度大，储层钻遇率一直较低，2007年不足20%，2009年也仅为53%。
磨溪气田雷口坡组气藏为层状孔隙性白云岩储层，横向分布稳定，但储层物性差（平均渗透率为0.26mD），直井开发产量低。
采用水平井开发后，储层平均钻遇率为92%，平均单井产量为3.6×104m3／d，为周围直井的2倍，取得一定的效果。
嘉陵江组气藏构造高低部位均见地层水，产层薄，储量丰度低，Ⅲ类储层储量难以动用，造成水平井开发效果差。
完钻井11口，除2口井未投产外，剩余有7口井出水，4口井测试产量低，气藏整体开发效果较差。
2.5凝析气藏水平井开发国内凝析气藏水平井开发主要在塔里木油田进行，牙哈2-3凝析气藏为块状底水气藏，水平井开发该类气藏具有生产压差小、有效抑制气窜和底水锥进、产量高、稳产期长、采收率高、经济效益显著的优势，适宜凝析油含量高的凝析气藏的高效开发。
已钻水平井4口，其产量是直井的3倍，钻井成本仅为直井的2倍。
2.6水平井技术应用小结1）低渗透砂岩气藏水平井开发能够较好地克服单井产量低和井控储量少的缺陷，是该类气藏开发的有效手段。
但是气层较薄致使有效储层预测困难，气水关系复杂使钻井面临较大的风险，储层物性差使得水平井不得不进行后期改造，水平井开发面临挑战，其适应性还有待进一步研究。
2）火山岩气藏水平井开发具有明显的选择性，从应用效果看，Ⅰ类储层是成功的，Ⅱ、Ⅲ类储层表现出一定的不适应性，实施效果还有待进一步跟踪观察。
3）疏松砂岩气藏水平井开发效果Ⅰ类好于Ⅱ类，Ⅱ类好于Ⅲ类。
生产效果需要随气井的投产进一步观察评估，及时总结实施情况，做好水平井技术的适应性研究。
从目前的应用效果来看，对该类气藏应慎重选用水平井开发。
4）碳酸盐岩气藏水平井开发过程中，若水平井能够准确钻遇有效储集层，则开发效果一般较好。
但是由于此类气藏储集类型多、气水关系复杂、纵横向非均质严重，水平井钻井常常落空、钻遇非有效储集层、钻遇水层，从而严重影响开发效果。
5）目前国内用水平井开发的凝析气藏储层较好，因此开发效果亦较好。