由中油技服主导、长城钻探等推广的小井眼侧钻水平井效益开发项目获得历史性突破，已实现技术集成和规模化应用，探索出一条致密砂岩气藏高效开发之路，也为高效动用天然气剩余地质储量提供技术参考和解决思路。截至目前，在苏里格风险作业区共规划118毫米小井眼侧钻水平井215口、实施72口，累计增产天然气9.32亿立方米。

2011年以来，苏里格风险作业区块致密气勘探开发进入中后期，资源品质变差，单井产量下降，效益开发面临挑战，井位部署难度也随之大幅增加。中油技服成员企业针对气田纵向多层系含气、横向储层非均质性强等突出的地质特征，积极探索稳产及提高采收率途径，持续开展小井眼侧钻水平井攻关试验，助力苏里格致密气勘探开发取得新突破。

钻井效率实现新突破。通过优化钻具组合，中油技服成员企业研发与完善了高性能复合盐钻井液体系，建立了区域钻井提速提效技术模板，将钻井周期控制在35天以内。2022年完成小井眼侧钻水平井30口，平均钻井周期33.96天、完井周期43.57天，比上年分别缩短37.34%和26.18%，为新井早投产早产气创造了有利条件。

单井指标实现新突破。在单井技术、产量等指标持续提升的基础上，2022年再次刷新苏里格风险作业区8项单井纪录。苏11-32-55CH井水平段长1100米，创苏里格小井眼侧钻水平段最长纪录，同时砂体钻遇率、储层钻遇率实现“双100%”；5口井单井日无阻流量超过100万立方米，其中苏10-18-28CH井达到120.7万立方米/日。

综合配套技术取得新突破。精细地质导向保证了高效储层钻遇率，突出地质—工程—现场相结合，已完钻小井眼侧钻水平井平均砂岩钻遇率达89%。研发的窄间隙环空固井水泥浆体系，确保水平段固井质量和井筒完整性，固井质量合格率达95%以上。差异化设计保障储层改造效果，初期单井日均产气量约2.8万立方米，基本达到直斜井的2.5倍。