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摘要：2002年-2007年9月，水平井也在我厂投入了大批量地开发。目前共投产油井水平井37口，水井2口。对于低渗透油气藏来说，仅采用压裂或水平井开发往往达不到预期的开发效果，通过进行水力压裂产生多条裂缝增加水平井产能的途径极具潜力，压裂水平井技术对于开发低渗透储量的动用、提高注水量、提高水平井经济效益等方面有重要意义。通过分析压前压后的产量变化，得出结论，以此对未来在宋芳屯油田和肇州油田水平井压裂投产或后期压裂增产提出建设性意见，提高区块开发效果，创造出更大的效益。
主题词：水平井 压裂 裂缝 薄互层储量 宋芳屯油田 肇州油田
【中图分类号】TE357
1. 水平井开发现状
截止2007年9月，第八采油厂先后在升平油田、宋芳屯油田南部、肇州油田15个区
块布井65口，已完钻65口井（分支井2口）。其中升平油田3口、宋芳屯油田南部10口、肇州油田52口，平均单井水平段长度559.1m，平均单井含油砂岩长度298.7m，含油砂岩钻遇率75.4%。目前已经投产水平井油井37口（州201区块的肇33-平28开采扶余油层试验井），注水井2口，分布在9个区块内。统计单采葡萄花油层的36口油井，投产初期平均单井日产液 18.8t，日产油 17.1t，目前平均单井日产液10.3 t，日产油8.4t，综合含水18.5%，截止2007年8月底，累积产油153828t，平均单井累积产油4273t；注葡萄花油层水平井投产2口，投注初期平均单井日注水48m3，平均注水压力11.0MPa，目前平均日注水33m3，平均注水压力12.9MPa，累积注水19885m3。
1.2储层特征
1.2.1肇州油田
在已投产开采葡萄花油层的36口水平井中，有29口井位于肇州油田的9个区块，宋芳屯油田南部的州20区块有7口井。肇州油田葡萄花油层砂体以席状砂为主，微幅度构造对油水有一定分异作用，造成平面上油水分布复杂，发育三角洲前缘相的席状砂和短条带状沿岸砂坝，储层分布较稳定。
1.2.2宋芳屯油田南部
宋芳屯油田南部的州20井区位于构造群位于宋芳屯鼻状构造整个井区内西高东低，由西向东构造趋势逐渐变陡。储层沉积形成了水进三角洲沉积体系的三角洲内前缘沉积，砂体以小片席状砂沉积为主。该区块葡萄花油层岩心描述未见裂缝，从肇州油田的开发情况看，该区块裂缝相对不发育。
1.3压裂试验取得成功
水平井限流法压裂和分段压裂工艺技术实现了未钻遇层段的沟通，提高了水平井初期产能。2003年以来对12口开采葡萄花油层水平井实施了压裂投產，对压裂层位及方式进行了优化，其中8口井采用限流法压裂，4口井采用分段压裂。统计这12口井，投产初期产液量是同期射孔完井水平井的2.1～4.0倍，日产油量平均高10.0t左右。累积产油是同期射孔完井水平井的2.5倍，取得了很好的试验效果。
2. 水平井压裂后影响初期产能的因素
2.1两种压裂方式的效果不同
限流法压裂8口井，初期平均日产液23.2t，日产油19.7t，平均单井累积产油5666 t。
分段压裂4口井，初期平均日产液30.8t，日产油28.8t，平均单井累积产油2397 t。
对比限流法压裂8口井，平均单井日产液高1.3倍，日产油高1.5倍，同时生产3个月后的产液量递减幅度在20.2%～27.2%波动，规律基本相当。
州20区块内采用分段压裂3口井的初期平均日产液量为24.6 t，日产油量22.1t，分别是限流法压裂4口井的1.2倍、1.5倍。
2.2水平井压裂效果与周围直井注水受效关系
对比州19区块的肇62-平22和州254区块的州52-平70井压后初期产能，二者压裂方式相同，但初期产量相差很大，日产液相差2.4倍，日产油差2.3倍，州52-平70的压裂效果好于肇62-平22。
从同区块水平井周围直井的注水受效看，水平井的压裂效果受地层条件影响较大。
2.3同区块水平井压裂初期产能与构造部位及Q0的关系
2.3.1构造位置低井压裂效果较好
肇57-平33和肇57-平35是州11区块的2口水平井，构造位置肇57-平33较低。于2003年12月份同期限流法压裂投产，2口井的压后裂缝监测结果及现场施工数据基本一致，但是效果相差较大， 构造较低的肇57-平33初期日产液日肇57-平35的1.3倍，日产油是1.4倍。
2.3.2压裂后期产量Q0受注水受效影响
2口水平井共连通6口水井，于2004年7月转注，发育砂岩厚度平均单井7.0m，有效厚度2.7m，初期平均日注水24m3，压力10.2MPa，注水强度8.89 m3/d.m，截止2007年8月平均累积注水12768 m3，期间经过11次方案调整，目前平均日注水10m3，压力16.4MPa，注水强度3.83 m3/d，井组累积注采比为1.22。
肇57-平33在注水后已经见到明显受效显示，受效后产量分别恢复到初期的70.0%、受效时间为5个月；肇57-平35井未见到受效显示。
肇57平33于2003年12月25日压裂后投产，初期日产液29.6t，日产油27.2t，到2004年10月份，日产液量下降到10.2t，日产油量下降到9.9t，下降幅度分别为70.3%、62.5%，含水稳定在2-3%。2004年7月份，周围水井投注后，经过4个月的注水，从2004年11月份开始，肇57-平33开始受效，日产液24.0t，日产油22.6t，分别恢复到初期的81.0%、83.0%，含水缓慢上升，取得了较好的注水开发效果。
肇57-平35于2003年12月23日压裂后投产，投产初期日产液22.1t，日产油19.9t， 04年8月20日对其进行重复射孔试验，措施后初期，产量达到了27.7t。该井共连通4口注水井，由于措施后没有见到明显的受效显示，产量持续下降。 2.4人工裂缝与压裂效果的关系研究
2.4.1裂缝类型与初期产量关系
5口水平井压后裂缝均是垂直缝，其中州52-平70和州78-平71是肇州油田州254区块的井，井筒井眼轨迹为近东西向；肇57-平33和肇57-平35井是肇州油田州11区块的井，井眼轨迹为近南北方向，采用的是限流法压裂投产。结合肇州油田的地层主应力方向为近东西向的研究结果判断表明：州52-平70和州78-平71压裂后产生的裂缝为横向缝，而肇57-平33和肇57-平35压裂后产生的裂缝为纵向缝。
可见，州52-平70和州78-平71压后初期单井日产液是肇57-平33和肇57-平35的1.7倍，日产油是1.8倍，目前日产液高3.1t，日产油高5.5t
2.4.2裂缝数量对初期产量的影响
一般有 3-5 条缝即可接近其最大产量。裂缝宽度 2xf愈小，产量上升愈慢，因而如要获得高产量，需要裂缝数较多。
州52-平70和州78-平71是肇州油田州254区块的井，压裂后产生的裂缝为横向缝，州78-平71共压裂5个层段，产生了5条垂直裂缝比州52-平70多了4条，平均长度达165.8m。压后初期日产液、日产油是州52-平70的1.4倍，效果最佳。
3.取得几点认识
3.1对比同区块水平井周围直井受效规律，可见储层物性对压裂后水平井初期产能影响较大，物性差的压裂效果差，但是由于压裂投产水平井较非压裂水平井或直井有更好的效果，因此开发过程在考虑储层物性对水平井开发适应性的同时，对储层物性差的井区可以积极考虑压裂投产。
3.2横向缝效果好于纵向缝，今后在肇州油田布井時，水平井井筒延伸方向应平行于最小主应力方向，即以近东西向为主。
3.3同一区块水平井压后初期产能与构造部位有关，部位较低效果好，但是与Q0无关，主要与注水受效有关。应研究注水受效不明显或无显示的井影响因素，保持压裂效果。
3.4从压裂效果看，分段压裂更适合八厂地区，因此今后应增加分段压裂井比例。
3.5采用不等距裂缝间距，特别是加大外侧裂缝间距对提高压裂水平井的产能是有益的。对水平井实施人工压裂所产生的裂缝条数不仅影响水平井的产能，同时也影响经济效益。因此裂缝条数的优化是一个十分重要的问题。可以看出水平井压裂同时裂缝监测是非常重要的。
3.6Soliman 研究认为，如果沿裂缝方向的渗透率（Kx）与沿井筒方向的渗透率（Ky）相等或比较小，那么裂缝的最佳条数为 3～5 条，如果沿裂缝方向的渗透率比沿井筒方向的渗透率大，那么裂缝的最佳条数将有所增加。这说明，在优化裂缝条数时要考虑方向渗透率的影响。
[1] 万仁溥。中国不同类型油藏水平井开采技术。北京：石油工业出版社，1997
[2]大庆石油地质与开发 2005年6月第24卷第6期
主题词：水平井 压裂 裂缝 薄互层储量 宋芳屯油田 肇州油田
【中图分类号】TE357
1. 水平井开发现状
截止2007年9月，第八采油厂先后在升平油田、宋芳屯油田南部、肇州油田15个区
块布井65口，已完钻65口井（分支井2口）。其中升平油田3口、宋芳屯油田南部10口、肇州油田52口，平均单井水平段长度559.1m，平均单井含油砂岩长度298.7m，含油砂岩钻遇率75.4%。目前已经投产水平井油井37口（州201区块的肇33-平28开采扶余油层试验井），注水井2口，分布在9个区块内。统计单采葡萄花油层的36口油井，投产初期平均单井日产液 18.8t，日产油 17.1t，目前平均单井日产液10.3 t，日产油8.4t，综合含水18.5%，截止2007年8月底，累积产油153828t，平均单井累积产油4273t；注葡萄花油层水平井投产2口，投注初期平均单井日注水48m3，平均注水压力11.0MPa，目前平均日注水33m3，平均注水压力12.9MPa，累积注水19885m3。
1.2储层特征
1.2.1肇州油田
在已投产开采葡萄花油层的36口水平井中，有29口井位于肇州油田的9个区块，宋芳屯油田南部的州20区块有7口井。肇州油田葡萄花油层砂体以席状砂为主，微幅度构造对油水有一定分异作用，造成平面上油水分布复杂，发育三角洲前缘相的席状砂和短条带状沿岸砂坝，储层分布较稳定。
1.2.2宋芳屯油田南部
宋芳屯油田南部的州20井区位于构造群位于宋芳屯鼻状构造整个井区内西高东低，由西向东构造趋势逐渐变陡。储层沉积形成了水进三角洲沉积体系的三角洲内前缘沉积，砂体以小片席状砂沉积为主。该区块葡萄花油层岩心描述未见裂缝，从肇州油田的开发情况看，该区块裂缝相对不发育。
1.3压裂试验取得成功
水平井限流法压裂和分段压裂工艺技术实现了未钻遇层段的沟通，提高了水平井初期产能。2003年以来对12口开采葡萄花油层水平井实施了压裂投產，对压裂层位及方式进行了优化，其中8口井采用限流法压裂，4口井采用分段压裂。统计这12口井，投产初期产液量是同期射孔完井水平井的2.1～4.0倍，日产油量平均高10.0t左右。累积产油是同期射孔完井水平井的2.5倍，取得了很好的试验效果。
2. 水平井压裂后影响初期产能的因素
2.1两种压裂方式的效果不同
限流法压裂8口井，初期平均日产液23.2t，日产油19.7t，平均单井累积产油5666 t。
分段压裂4口井，初期平均日产液30.8t，日产油28.8t，平均单井累积产油2397 t。
对比限流法压裂8口井，平均单井日产液高1.3倍，日产油高1.5倍，同时生产3个月后的产液量递减幅度在20.2%～27.2%波动，规律基本相当。
州20区块内采用分段压裂3口井的初期平均日产液量为24.6 t，日产油量22.1t，分别是限流法压裂4口井的1.2倍、1.5倍。
2.2水平井压裂效果与周围直井注水受效关系
对比州19区块的肇62-平22和州254区块的州52-平70井压后初期产能，二者压裂方式相同，但初期产量相差很大，日产液相差2.4倍，日产油差2.3倍，州52-平70的压裂效果好于肇62-平22。
从同区块水平井周围直井的注水受效看，水平井的压裂效果受地层条件影响较大。
2.3同区块水平井压裂初期产能与构造部位及Q0的关系
2.3.1构造位置低井压裂效果较好
肇57-平33和肇57-平35是州11区块的2口水平井，构造位置肇57-平33较低。于2003年12月份同期限流法压裂投产，2口井的压后裂缝监测结果及现场施工数据基本一致，但是效果相差较大， 构造较低的肇57-平33初期日产液日肇57-平35的1.3倍，日产油是1.4倍。
2.3.2压裂后期产量Q0受注水受效影响
2口水平井共连通6口水井，于2004年7月转注，发育砂岩厚度平均单井7.0m，有效厚度2.7m，初期平均日注水24m3，压力10.2MPa，注水强度8.89 m3/d.m，截止2007年8月平均累积注水12768 m3，期间经过11次方案调整，目前平均日注水10m3，压力16.4MPa，注水强度3.83 m3/d，井组累积注采比为1.22。
肇57-平33在注水后已经见到明显受效显示，受效后产量分别恢复到初期的70.0%、受效时间为5个月；肇57-平35井未见到受效显示。
肇57平33于2003年12月25日压裂后投产，初期日产液29.6t，日产油27.2t，到2004年10月份，日产液量下降到10.2t，日产油量下降到9.9t，下降幅度分别为70.3%、62.5%，含水稳定在2-3%。2004年7月份，周围水井投注后，经过4个月的注水，从2004年11月份开始，肇57-平33开始受效，日产液24.0t，日产油22.6t，分别恢复到初期的81.0%、83.0%，含水缓慢上升，取得了较好的注水开发效果。
肇57-平35于2003年12月23日压裂后投产，投产初期日产液22.1t，日产油19.9t， 04年8月20日对其进行重复射孔试验，措施后初期，产量达到了27.7t。该井共连通4口注水井，由于措施后没有见到明显的受效显示，产量持续下降。 2.4人工裂缝与压裂效果的关系研究
2.4.1裂缝类型与初期产量关系
5口水平井压后裂缝均是垂直缝，其中州52-平70和州78-平71是肇州油田州254区块的井，井筒井眼轨迹为近东西向；肇57-平33和肇57-平35井是肇州油田州11区块的井，井眼轨迹为近南北方向，采用的是限流法压裂投产。结合肇州油田的地层主应力方向为近东西向的研究结果判断表明：州52-平70和州78-平71压裂后产生的裂缝为横向缝，而肇57-平33和肇57-平35压裂后产生的裂缝为纵向缝。
可见，州52-平70和州78-平71压后初期单井日产液是肇57-平33和肇57-平35的1.7倍，日产油是1.8倍，目前日产液高3.1t，日产油高5.5t
2.4.2裂缝数量对初期产量的影响
一般有 3-5 条缝即可接近其最大产量。裂缝宽度 2xf愈小，产量上升愈慢，因而如要获得高产量，需要裂缝数较多。
州52-平70和州78-平71是肇州油田州254区块的井，压裂后产生的裂缝为横向缝，州78-平71共压裂5个层段，产生了5条垂直裂缝比州52-平70多了4条，平均长度达165.8m。压后初期日产液、日产油是州52-平70的1.4倍，效果最佳。
3.取得几点认识
3.1对比同区块水平井周围直井受效规律，可见储层物性对压裂后水平井初期产能影响较大，物性差的压裂效果差，但是由于压裂投产水平井较非压裂水平井或直井有更好的效果，因此开发过程在考虑储层物性对水平井开发适应性的同时，对储层物性差的井区可以积极考虑压裂投产。
3.2横向缝效果好于纵向缝，今后在肇州油田布井時，水平井井筒延伸方向应平行于最小主应力方向，即以近东西向为主。
3.3同一区块水平井压后初期产能与构造部位有关，部位较低效果好，但是与Q0无关，主要与注水受效有关。应研究注水受效不明显或无显示的井影响因素，保持压裂效果。
3.4从压裂效果看，分段压裂更适合八厂地区，因此今后应增加分段压裂井比例。
3.5采用不等距裂缝间距，特别是加大外侧裂缝间距对提高压裂水平井的产能是有益的。对水平井实施人工压裂所产生的裂缝条数不仅影响水平井的产能，同时也影响经济效益。因此裂缝条数的优化是一个十分重要的问题。可以看出水平井压裂同时裂缝监测是非常重要的。
3.6Soliman 研究认为，如果沿裂缝方向的渗透率（Kx）与沿井筒方向的渗透率（Ky）相等或比较小，那么裂缝的最佳条数为 3～5 条，如果沿裂缝方向的渗透率比沿井筒方向的渗透率大，那么裂缝的最佳条数将有所增加。这说明，在优化裂缝条数时要考虑方向渗透率的影响。
[1] 万仁溥。中国不同类型油藏水平井开采技术。北京：石油工业出版社，1997
[2]大庆石油地质与开发 2005年6月第24卷第6期