截至2月20日，长庆油田天然气老井侧钻井冬季保供阶段平均日开井60口，日产气100万立方米，3个月累计产气量达9000余万立方米，有效助力了下游用户温暖过冬。
近年来，长庆油田天然气长停井、枯竭井等低产低效井数量呈逐年递增态势。针对这一难题，长庆油田油气工艺研究院围绕油田公司“率先实现高质量发展”的总体目标，开展了多项老气井进攻性挖潜措施试验。试验结果表明，老井侧钻技术是挖潜井间层间未动用剩余储量的有效手段，应用前景广阔。
以前，长庆油田天然气侧钻水平井主体以裸眼完井方式为主，受裸眼井眼不规则、井径变化大、段间封隔有效性差等影响，侧钻水平井产能未得到完全释放。对此，油气工艺研究院加大技术攻关力度，结合老气田低压致密，砂体连续性差、非均质性强等开发难点，依托集团公司重大科技专项，开展了侧钻水平井、定向井等多井型侧钻挖潜技术攻关。通过对窄间隙固井、小直径可溶桥塞、二氧化碳增能压裂等关键技术组合攻关试验，形成了气田侧钻水平井、定向井固井桥塞分压技术，进行现场试验后获得成功，实现了侧钻井钻完井技术的升级换代。
长庆油田通过与各单位协同合作，侧钻剩余储量挖潜效果逐年提升。2022年，长庆油田通过天然气老井侧钻技术完试11口井，平均无阻流量达34.5万立方米/日，较前期提升28%。今年，油田结合天然气产能建设工作量，部署57口侧钻井，并针对不同储层类型特征，通过加强室内基础评价和现场攻关试验，持续深化钻完井改造技术研究，不断升级迭代侧钻井挖潜技术系列，进一步提升单井产量，实现老气田碎片化剩余储量效益开发动用。目前，老井侧钻技术已成为老气田效益稳产的新途径。
据统计，近4年来，长庆油田通过天然气老井侧钻技术累计实施91口井，措施后全部投入生产，累计产气量达8.2亿立方米，年恢复产能7.5亿立方米，老井侧钻水平井单井平均日产气1.7万立方米，实施效果明显。
