鄂爾多斯盆地致密油藏水平井體積壓裂開采方法探討

曹寶格

（西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安 710065）

鄂爾多斯盆地致密油藏水平井體積壓裂開采方法探討

曹寶格

（西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安 710065）

鄂爾多斯盆地致密油資源豐富，具有廣闊的勘探開發(fā)前景，其油藏特點(diǎn)適合采用水平井體積壓裂的方法開采。當(dāng)采用水平井體積壓裂法開采致密油藏時(shí)，與直井相比，初期單井產(chǎn)量高，增產(chǎn)倍數(shù)大，但是水平井見(jiàn)水后隨著含水率上升，水平井產(chǎn)量遞減較快，穩(wěn)產(chǎn)的難度增大。通過(guò)礦場(chǎng)試驗(yàn)及數(shù)值模擬方法對(duì)水平井見(jiàn)水后的有效開采方法進(jìn)行了論證：當(dāng)采用水平井體積壓裂法開采致密油藏時(shí)，水平井見(jiàn)水后通過(guò)腰部水井的溫和注水、周期注水或周期采油可以明顯提高單井產(chǎn)量、降低油井含水率，明顯提高采出程度。所得結(jié)論可以為水平井體積壓裂法開采致密油藏提供一定的理論參考。

水平井；體積壓裂；周期注水；周期采油

世界上已經(jīng)發(fā)現(xiàn)的致密油藏儲(chǔ)量規(guī)模較大，其儲(chǔ)量是普通油藏的2.5倍多，從而使其成為全球非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的一個(gè)新熱點(diǎn)。目前，在美國(guó)、加拿大、澳大利亞等國(guó)家，致密油藏已經(jīng)投入了商業(yè)性開發(fā)。我國(guó)的致密油藏儲(chǔ)量規(guī)模同樣較大，據(jù)評(píng)價(jià)結(jié)果顯示，致密油藏地質(zhì)資源量為（74～80）×108t，可采資源量為（13～14）×108t。致密油藏勘探的主要方向有鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組致密砂巖、四川盆地侏羅系、渤海灣盆地沙河街湖相碳酸鹽巖、酒泉盆地白堊系泥灰?guī)r、準(zhǔn)噶爾盆地二疊系云質(zhì)巖等[1-4]。其中，鄂爾多斯盆地長(zhǎng)6油層組和長(zhǎng)7油層組致密砂巖資源量約為20×108t[5]，具有廣闊的勘探開發(fā)前景，是長(zhǎng)慶油田實(shí)現(xiàn)年產(chǎn)油氣當(dāng)量5 000×104t并長(zhǎng)期保持穩(wěn)產(chǎn)較為現(xiàn)實(shí)的石油接替資源。但致密油藏的勘探開發(fā)在我國(guó)仍處于起步和探索階段。致密油藏油井一般無(wú)自然工業(yè)產(chǎn)能，需要利用水平鉆井和多段水力壓裂等技術(shù)開采[6-13]。以鄂爾多斯盆地華池—南梁地區(qū)山156井區(qū)長(zhǎng)6致密油藏為例，詳細(xì)論述致密油藏的有效開采方法。

1 致密油藏水平井體積壓裂開發(fā)可行性

1.1 致密油藏水平井體積壓裂可行性

體積壓裂是指在水力壓裂過(guò)程中，使天然裂縫不斷擴(kuò)張和脆性巖石產(chǎn)生剪切滑移，形成天然裂縫與人工裂縫相互交錯(cuò)的裂縫網(wǎng)絡(luò)，從而增加改造體積，提高初始產(chǎn)量和最終采收率[14]。大量研究結(jié)果表明，儲(chǔ)層具備體積改造最主要的條件有：儲(chǔ)層巖石的礦物成分、天然裂縫的發(fā)育狀況、巖石力學(xué)特征、儲(chǔ)層的滲透率大小及儲(chǔ)層巖石的敏感性。

1）儲(chǔ)層巖石的礦物成分。儲(chǔ)層巖石的脆性是水平井體積壓裂改造的物質(zhì)基礎(chǔ)。巖石的脆性在很大程度上由巖石的礦物成分控制，即由巖石中硅質(zhì)和鈣質(zhì)與黏土之間的相對(duì)含量決定[15]。儲(chǔ)層巖石中黏土礦物含量越低，石英、長(zhǎng)石、方解石等脆性礦物含量越高，巖石脆性越強(qiáng)，儲(chǔ)層中天然裂縫越發(fā)育，在水力壓裂外力作用下越易產(chǎn)生剪切裂縫，進(jìn)而容易形成縫網(wǎng)，有利于致密儲(chǔ)層油氣開采。相反地，儲(chǔ)層巖石中黏土礦物含量越高，巖石的塑性越強(qiáng)，在水力壓裂時(shí)越容易形成平面裂縫，反而不容易形成體積裂縫網(wǎng)絡(luò)。

山156井區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層巖石類型為巖屑長(zhǎng)石砂巖、長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖，主力層巖石含量以石英和長(zhǎng)石為主，占76.04%（表1）。說(shuō)明該研究區(qū)長(zhǎng)6致密油藏巖石具有較高的脆性，在進(jìn)行壓裂時(shí)越容易形成裂縫，這樣形成的水力裂縫與天然裂縫可以得到有效的溝通，從而在儲(chǔ)層中形成大的壓裂改造體積。

表1 山156井區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層砂巖組分統(tǒng)計(jì)Table 1 Sandstone components of Chang-6 reservoir of well block Shan-156

2）天然裂縫的發(fā)育狀況。致密油藏實(shí)現(xiàn)體積改造的前提條件是儲(chǔ)層中天然裂縫的發(fā)育狀況以及在儲(chǔ)層中能否產(chǎn)生復(fù)雜的縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)。任意裂縫性儲(chǔ)層中的水力裂縫延伸都會(huì)受到天然裂縫的作用和影響，裂縫性儲(chǔ)層水力壓裂礦場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明，壓裂后幾乎觀察不到單裂縫的延伸，而更多觀察到的是多分支復(fù)雜的裂縫延伸[16]。儲(chǔ)層中天然裂縫越發(fā)育，在水力壓裂時(shí)天然裂縫對(duì)水力壓裂縫的影響程度將越大，人工裂縫的延伸形態(tài)將越復(fù)雜。在體積改造中，天然裂縫系統(tǒng)會(huì)先于基巖開啟，因此，原生裂縫和次生裂縫的存在能夠增加復(fù)雜裂縫形成的可能性，從而極大地增大壓裂改造的體積[17]。

山156井區(qū)長(zhǎng)6致密油層巖心觀察結(jié)果顯示，在各井儲(chǔ)集砂巖中均有不同程度發(fā)育的微裂縫或粒緣縫（圖3），且裂縫較多地發(fā)育在一些長(zhǎng)石巖屑及巖屑長(zhǎng)石砂巖中，這些天然裂縫的存在可以極大地提高壓裂改造體積。

3）儲(chǔ)層巖石的力學(xué)特性。儲(chǔ)層巖石的力學(xué)特性是判斷儲(chǔ)層巖石脆性程度的重要參數(shù)。目前一般通過(guò)測(cè)試楊氏模量及泊松比的大小確定巖石脆性指數(shù)的高低。泊松比反映了巖石在應(yīng)力作用下的破裂能力，而彈性模量則反映了巖石破裂后的支撐能力[18]。儲(chǔ)層巖石的彈性模量越高、泊松比越低，巖石的脆性就越強(qiáng)，則儲(chǔ)層在壓裂時(shí)越容易形成縫網(wǎng)。用巖石礦物組分也可以計(jì)算脆性指數(shù)，該方法主要取決于巖石樣品的獲取以及求取的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的多少[19]。

表2 儲(chǔ)層滲透率與裂縫網(wǎng)絡(luò)對(duì)產(chǎn)能的極限貢獻(xiàn)率關(guān)系[20]Table 2 Extremely contribution of reservoir permeability and fracture network on production

室內(nèi)巖心測(cè)試表明，該區(qū)長(zhǎng)6砂巖具有楊氏模量（10 821～29 600 MPa）高、低泊松比（0.126～0.247）的特征，該特征有利于對(duì)該區(qū)致密儲(chǔ)層實(shí)施體積壓裂改造。

4）儲(chǔ)層滲透率。儲(chǔ)層滲透率的大小對(duì)儲(chǔ)層體積改造能否成功起關(guān)鍵性作用。從表2可以看出，儲(chǔ)層的滲透率越小，人工裂縫網(wǎng)絡(luò)對(duì)產(chǎn)能的極限貢獻(xiàn)率越大，儲(chǔ)層壓裂體積改造效果越好。山156井區(qū)長(zhǎng)6致密砂巖油藏巖心物性測(cè)試儲(chǔ)層平均滲透率為0.065×10-3μm2，說(shuō)明如果采用體積壓裂改造該區(qū)長(zhǎng)6致密儲(chǔ)層，油井產(chǎn)量高，壓裂效果好。

5）儲(chǔ)層的水敏性。山156井區(qū)長(zhǎng)6致密油藏巖心水敏性實(shí)驗(yàn)結(jié)果（表3）顯示，該區(qū)儲(chǔ)層的水敏指數(shù)為0.48，屬于中等偏弱水敏。在弱水敏地層進(jìn)行壓裂，可以提高壓裂液用液規(guī)模，同時(shí)適合大型的滑溜水力壓裂，滑溜水的黏度低，可以進(jìn)入天然裂縫中，迫使天然裂縫不斷地繼續(xù)擴(kuò)展到更大范圍，明顯增加改造的面積和體積，壓裂效果更強(qiáng)、更廣。

表3 巖心水敏性測(cè)試結(jié)果Table 3 Core water sensitivity test results

1.2 致密油藏水平井體積壓裂與直井開發(fā)效果對(duì)比

根據(jù)國(guó)內(nèi)外學(xué)者的研究成果和致密油藏的開發(fā)實(shí)踐，致密油藏的開采方式主要有水平井多級(jí)水力壓裂、體積壓裂及CO2驅(qū)等。山156井區(qū)長(zhǎng)6致密油藏特點(diǎn)適合采用水平井體積壓裂的方法來(lái)提高油井產(chǎn)量。截止2013年7月，該區(qū)長(zhǎng)6油藏油井開井48口，其中水平井20口，井口日產(chǎn)油149 t，綜合含水45.7%，動(dòng)液面828 m。水井開井72口，實(shí)際日注水840 m3。目前該區(qū)水平井均采用體積壓裂方式投產(chǎn)，13口水平井投產(chǎn)初期日產(chǎn)油6.70 t，而15口定向井投產(chǎn)初期日產(chǎn)油1.21 t，即水平井初期日產(chǎn)油是直井初期日產(chǎn)油的5.54倍（表4、5）。說(shuō)明采用水平井體積壓裂開采致密油藏，初期單井產(chǎn)量高，增產(chǎn)倍數(shù)大，可以明顯提高油井產(chǎn)量。

表4 山156井區(qū)長(zhǎng)6油藏水平井投產(chǎn)初期產(chǎn)量（前三月平均）Table 4 Initial potential of horizontal wells of Chang-6 reservoir of well block Shan-156 (average of first 3 months)

表5 山156井區(qū)長(zhǎng)6油藏定向井投產(chǎn)初期產(chǎn)量（前三月平均）Table 5 Initial potential of directional wells of Chang-6 reservoir of well block Shan-156 (average of first 3 months)

2 致密油藏水平井體積壓裂開發(fā)存在的問(wèn)題

當(dāng)采用水平井體積壓裂法開采山156井區(qū)長(zhǎng)6致密油藏時(shí)，一旦注水后水平井必然會(huì)見(jiàn)水。根據(jù)體積壓裂原理，水平井壓裂后在儲(chǔ)層中形成了大量的縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)，一旦水平井見(jiàn)水，水平井的含水率會(huì)快速上升，進(jìn)入儲(chǔ)層的注入水主要在裂縫系統(tǒng)中流動(dòng)，很少進(jìn)入儲(chǔ)層基質(zhì)，這將導(dǎo)致注入水在裂縫系統(tǒng)循環(huán)，最后無(wú)效采出，使注水效果變差。例如，從山平8-12井見(jiàn)水后的動(dòng)態(tài)（圖1）看出，雖然水平井初期產(chǎn)量高，但注水見(jiàn)效后沒(méi)有出現(xiàn)明顯的穩(wěn)產(chǎn)階段，見(jiàn)水后含水率逐漸上升，產(chǎn)量下降較快；數(shù)值模擬結(jié)果也表明，隨著儲(chǔ)層中裂縫滲透率與基質(zhì)滲透率比值的增大，相同開采時(shí)間時(shí)油井的含水率越高，產(chǎn)量反而越低（圖2）。說(shuō)明采用水平井體積壓裂開發(fā)該區(qū)長(zhǎng)6致密油藏時(shí)，水平井在見(jiàn)水后的穩(wěn)產(chǎn)難度較大。在體積壓裂方式下，由于儲(chǔ)層中的縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)發(fā)育，注入水一旦突破，水平井很快水淹，且開采時(shí)間越長(zhǎng)，油井的含水率越高。因此，水平井見(jiàn)水后如何合理注水成為面臨的難題。

圖1 山平8-12井月產(chǎn)液、月產(chǎn)油和含水率曲線Fig.1 Monthly fluid production,monthly oil production and water content curves of well Shanping-8-12

圖2 不同裂縫發(fā)育程度下油井含水率曲線Fig.2 Water content curves of different fracturedevelopment degrees

3 注入水突破后合理注采方式論證

截止到2013年7月，山156井區(qū)長(zhǎng)6油藏有6口水平井見(jiàn)到注入水，注采井網(wǎng)形式主要為七點(diǎn)法，當(dāng)水平井見(jiàn)水后通過(guò)對(duì)腰部注水井（七點(diǎn)法井網(wǎng)中水平段中部對(duì)應(yīng)的注水井）及時(shí)停注，6口水淹井產(chǎn)量得到有效提高，含水明顯下降。慶平28井的開采曲線說(shuō)明水平井產(chǎn)水主要來(lái)自七點(diǎn)法中的腰部注水井（圖3）。那么水平井見(jiàn)水后腰部水井是否需要注水，如果注水其合理的注水量為多少，這些都必須進(jìn)行論證，以下主要采用數(shù)值模擬方法論證在致密油藏體積壓裂后水平井見(jiàn)水后的開采方式。

圖3 慶平28井組開采曲線Fig.3 Recovery curves of well group Qingping-28

圖4 雙紡錘型縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)Fig.4 Structure of double spindle joint network

本文采用petrel軟件建立三維地質(zhì)模型，對(duì)模型粗化、初始化后得到油藏?cái)?shù)值模擬模型（Eclipse），該模型平面上采用20 m×20 m均勻網(wǎng)格系統(tǒng)；縱向上分為3個(gè)小層，形成423×352×3的網(wǎng)格系統(tǒng)，模擬總節(jié)點(diǎn)數(shù)為446 688。通過(guò)對(duì)壓力、儲(chǔ)量和開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行擬合得到反映油藏特點(diǎn)的油藏?cái)?shù)值模擬模型，該模型可以預(yù)測(cè)各種開采效果。水平井體積壓裂后在油藏中形成的縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)采用雙紡錘型縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)來(lái)描述（圖4）；水平井見(jiàn)水后的腰部水井的溫和注水、周期注水和周期采油論證中均采用七點(diǎn)法井網(wǎng)；論證中取水平井水平段長(zhǎng)度800 m，主裂縫半長(zhǎng)度=300 m=半帶長(zhǎng)=300 m，帶寬=114 m，次裂縫半長(zhǎng)度=200 m，最短裂縫半長(zhǎng)度=100 m，采用同步注水，水平井采液量為11 m3/d，注水井注水量取采液量的0.5倍。

3.1 水平井見(jiàn)水后腰部水井的溫和注水技術(shù)

致密油藏開采實(shí)踐證實(shí)水平井見(jiàn)水后通過(guò)腰部水井停注可以使油井含水明顯下降，但是腰部水井停注會(huì)面臨一個(gè)很大的問(wèn)題，即長(zhǎng)期停注導(dǎo)致地層能量不足，從而使水平井的產(chǎn)液量下降，因此，提出水平井見(jiàn)水后腰部水井實(shí)施溫和注水技術(shù)。采用數(shù)值模擬方法論證水平井見(jiàn)水后腰部水井的合理注水量，水平井見(jiàn)水后腰部水井的注水量分別取見(jiàn)水前的0、0.2、0.4、0.6、0.8、1倍時(shí)，不同注水量下的開采效果見(jiàn)圖5、6。

圖5 水平井見(jiàn)水后腰部水井注水量不同時(shí)單井日產(chǎn)油曲線Fig.5 Daily oil production curves of single well with different waist water injection volume after water breakthrough of horizontal wells

圖6 水平井見(jiàn)水后腰部水井注水量不同時(shí)單井產(chǎn)量變化Fig.6 Oil production change of single well with different waist water injection volume after water breakthrough of horizontal wells

從圖5、6中結(jié)果看出，當(dāng)水平井見(jiàn)水后如果腰部水井停注，則水平井含水率顯著下降，但同時(shí)其產(chǎn)量遞減也非常快；如果降低腰部水井注水量，注水量越低，水平井含水率下降幅度越大，同時(shí)水平井的產(chǎn)量變化比較復(fù)雜，當(dāng)注水量降到見(jiàn)水前注水量的0.4倍前，開采早期，水平井的產(chǎn)量都高于連續(xù)注水時(shí)的產(chǎn)量，但當(dāng)開采到一定時(shí)間后，水平井的產(chǎn)量低于連續(xù)注水時(shí)的產(chǎn)量，當(dāng)注水量大于0.4倍后，水平井的產(chǎn)量都高于連續(xù)注水時(shí)的產(chǎn)量，尤其是在開采一定時(shí)間后表現(xiàn)更明顯。

綜合考慮含水率的下降幅度、水平井的產(chǎn)量變化以及采出程度的大小，當(dāng)水平井見(jiàn)水后，腰部水井的注水量為見(jiàn)水前的0.4～0.8倍時(shí)，可以使水平井含水率明顯下降（12.3～24.7個(gè)百分點(diǎn)），同時(shí)又具有較高的采出程度，使采出程度提高1.29%～2.28%，即水平井見(jiàn)水后采用溫和注水技術(shù)可以延緩水平井產(chǎn)量遞減，降低水平井產(chǎn)水率，同時(shí)還可以明顯提高采出程度。

圖7 水平井見(jiàn)水后周期注水單井產(chǎn)量變化Fig.7 Waterflooding single well production change after water breakthrough cyclic of horizontal wells

圖8 水平井見(jiàn)水后周期注水綜合含水曲線Fig.8 Waterflooding comprehensive water cut curve after water breakthrough cyclic of horizontal wells

3.2 水平井見(jiàn)水后的周期注水

考慮到致密油藏體積壓裂后儲(chǔ)層中已經(jīng)形成縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)的事實(shí)和儲(chǔ)層弱親水—弱親油和原油較輕的特點(diǎn)，提出水平井見(jiàn)水后的周期注水技術(shù)。為了論證周期注水在山156井區(qū)長(zhǎng)6油藏的可行性，采用數(shù)值模擬方法對(duì)其開采效果進(jìn)行預(yù)測(cè)。周期注水期間總注水量保持不變，注水周期為1個(gè)月，注水井分別以16 m3和0 m3的注水量交替周期注入，并與注水井注水量為8 m3/d時(shí)的連續(xù)注水方式進(jìn)行對(duì)比。從圖7、8可以看出，與連續(xù)注水方式相比，采用周期注水可以明顯提高單井產(chǎn)量，綜合含水率明顯下降，當(dāng)開采30年時(shí)，綜合含水下降8.9個(gè)百分點(diǎn)，采出程度增加1.20%。

周期注水提高采收率的原因?yàn)?，在注水過(guò)程中，進(jìn)入儲(chǔ)層的注入水主要沿著裂縫流動(dòng)，從而將裂縫中的原油驅(qū)出，而基質(zhì)中的原油則很難進(jìn)入裂縫被采出；在停注期間，首先是裂縫中的壓力降低，這樣在裂縫與基質(zhì)之間形成壓差，在此壓差作用下基質(zhì)中的原油被擠入裂縫，在另外一個(gè)注水周期時(shí)，注入水將裂縫中的原油驅(qū)向井底，因而周期注水使注入水波及系數(shù)擴(kuò)大，提高了儲(chǔ)層的采收率。

3.3 水平井見(jiàn)水后周期采油

圖9 水平井見(jiàn)水后周期注水單井產(chǎn)量變化Fig.9 Waterflooding single well production change after water breakthrough cyclic of horizontal wells

圖10 水平井見(jiàn)水后周期注水綜合含水曲線Fig.10 Waterflooding comprehensive water cut curve after water breakthrough cyclic of horizontal wells

山156井區(qū)長(zhǎng)6致密油藏壓裂后的縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)、儲(chǔ)層潤(rùn)濕性和原油特性也決定了該區(qū)很適合周期采油，為了論證周期采油在山156井區(qū)長(zhǎng)6油藏的可行性，采用數(shù)值模擬方法，在保持水平井總產(chǎn)液量不變的條件下，對(duì)水平井見(jiàn)水后采一個(gè)月停一個(gè)月的開采效果（水平井見(jiàn)水后腰部注水井的注水量減半）進(jìn)行了預(yù)測(cè)，并與注水井注水量為8 m3/d時(shí)的連續(xù)注水方式進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果見(jiàn)圖9、10。

從對(duì)比結(jié)果看出，與連續(xù)注水方式相比，采用周期采油可以大幅度提高單井產(chǎn)量，綜合含水大幅度下降，開采30年時(shí)，綜合含水下降21.9個(gè)百分點(diǎn)，采出程度增加1.59%。周期采油提高采收率的原因?yàn)椋涸谶B續(xù)采油時(shí)，注入水主要沿著裂縫驅(qū)油，很少進(jìn)入儲(chǔ)層基質(zhì)，而油井停采后，裂縫中的壓力首先升高，驅(qū)使注入水更多進(jìn)入基質(zhì)，從而使基質(zhì)中的原油更多流入裂縫，在油井開井后，首先是裂縫中的這些原油流向井底，從而提高原油采收率。

綜上所述，當(dāng)采用水平井體積壓裂法開采致密油藏時(shí)，水平井見(jiàn)水后通過(guò)腰部水井的溫和注水、周期注水或周期采油可以明顯提高單井產(chǎn)量、降低油井含水率，能有效提高最終采收率。

4 結(jié)論

1）鄂爾多斯盆地致密油藏特點(diǎn)適合采用水平井體積壓裂的方法開采。

2）當(dāng)采用水平井體積壓裂法開采致密油藏時(shí)，與直井相比，初期單井產(chǎn)量高，增產(chǎn)倍數(shù)大。但是水平井見(jiàn)水后隨著含水率上升，水平井產(chǎn)量遞減較快，穩(wěn)產(chǎn)的難度增大。

3）采用水平井體積壓裂法開采致密油藏時(shí)，當(dāng)水平井見(jiàn)水后通過(guò)腰部水井的溫和注水、周期注水和周期采油可以明顯提高單井產(chǎn)量、降低油井含水率，可以使采出程度提高1.2%～2.28%。

4）當(dāng)采用水平井體積壓裂法開采致密油藏時(shí)，水平井見(jiàn)水后的周期注水和周期采油主要是依據(jù)各自的原理及數(shù)值模擬方法論證得出的，有待于開發(fā)實(shí)踐進(jìn)一步證實(shí)。

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（編輯 楊友勝）

Discussion on volume fracturing method of horizontal wells in tight reservoir of Ordos Basin

Cao Baoge
(Petroleum Engineering Institute,Xi’an Shiyou University,Xi’an,Shaanxi 710065,China)

The tight oil resources in Ordos Basin are abundant and have broad prospects for the exploration and development.The reservoir characteristics are suitable to exploit through the volume fracturing method of the horizontal wells.The early production of wells is high and the production increase is large when using the method to exploit tight reservoir,but the production declines rapidly as soon as the injected water is flowed to the bottom of the horizontal wells,so it is difficult to stable the yield.The effective mining method is discussed through the field test and numerical simulation method.When the horizontal well is used to exploit tight oil reservoir through the volume fracturing method,once the injected water is flowed to the bottom of horizontal wells,reducing the water injection of water wells of waist,the cyclic injection or the cyclic production can effectively improve the yield of single wells,reduce the water cut of oil well and increase the oil recovery.The conclusion obtained in the paper offer a certain theoretical reference to exploit the tight reservoir effectively through the volume fracturing method.

horizontal well,volume fracturing,cyclic injection,cyclic production

TE357.1

：A

2015-06-02。

曹寶格（1975—），女，副教授，油氣田開發(fā)、油氣藏?cái)?shù)值模擬研究。