自2005年投入商业开发以来，中国石油与壳牌公司长北合作项目收益分成累计已达70亿元。该项目投产的42口水平井，有23口井初始日产超过百万立方米。

　　“水平井开发达到高水平，得益于对气藏规律的精准把脉、双分支水平井钻井技术的成功应用及气田生产的精细化管理。” 长庆油田长北合作项目中方总经理徐彦明说。

　　长北合作区块位于长庆榆林气田北部，属于典型的“低产、低压、低丰度”气藏。在早期勘探中，由于开发难度极大，这个区块成为业内公认的“烫手山芋”。

　　1996年，中国石油决定采用国际合作形式，整合国内外一切可以利用的先进技术，攻克榆林气田北部地区开发难题。经全球公标，1999年，中国石油与壳牌公司“牵手”，共同开发长北区块。

　　面对这块难啃的“硬骨头”，中外技术人员利用一切可以利用的资料，应用世界先进的地质建模技术，精细气藏描述，一步步识破储层的真面目。2004年，长北合作项目正式推出“部署48口双分支水平井，年产30亿立方米天然气”的开发方案。

　　井位布得精准是基础，科学打井是关键。为提高复杂储层的有效钻遇率，长北合作项目从打第一口双分支水平井开始，就坚持“离开储层的进尺一米不要”的原则，让钻头始终在气藏里受控钻进。在CB8-3井钻井中，第一条分支本来设计2000米长，但打到1600米时遇到泥岩，立即停钻，放弃随后400米的无效进尺。第二条分支先后4次侧钻躲避泥岩，最终完成1600多米的有效进尺。在CB9-2井钻进中，虽然储层厚，但分布不均匀，技术人员采取“在分支上开分支找储层”的办法，先后11次侧钻，打出总长2478米的可采井段。

　　钻头跟着储层走，口口井打通气藏的“五脏六腑”。长北项目水平井初始平均日产高达80万立方米，最高超过220万立方米。

　　精细化管理为气田持续稳产夯实基础。借助国内外气田先进的管理经验，长北合作项目创新应用“气藏、井筒、地面设施”一体化管理方式，既保证气田设施的完好率，又从根本上降低了老井的递减。

　　面对积液淹井对气田生产造成的影响，长北合作项目采取“连续油管、泡沫排水、移动计量撬降压”三管齐下的措施，不但让3口水淹井“起死回生”，而且每日增加生产能力88万立方米。

　　“有效的管理就是产能。”长北合作项目生产操作组中方组长李占平说，“近5年来，我们每年超产都在2亿立方米以上，相当于多创造2亿元的产值。”