致密油底水油藏水平井開發(fā)及管理實踐

徐旭龍，王繹寧，熊 軍，閆一峰，王訓明，周石港，宋 劍，王仕琛，汪年宏

（1.中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安 716000；2.中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏 銀川 750006；3.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，陜西 榆林 719000；4.中國石油大學非常規(guī)油氣科學技術(shù)研究院，北京 102249）

安塞油田位于陜西省延安市境內(nèi)，屬世界典型的“井井有油、井井不流”的特低滲透油田，俗稱“磨刀石”油田。油田主要含油層系為侏羅系延安組延9 及三疊系延長組長2、長3、長4+5、長6、長7、長8 和長10，開發(fā)油藏38 個。自1983年勘探開發(fā)建設(shè)以來歷經(jīng)40年，年產(chǎn)原油于1997年突破100 萬噸，2004年實現(xiàn)200 萬噸，2010年跨越300 萬噸，截至目前，累計生產(chǎn)原油6 000 多萬噸，為保障國家能源安全和延安地區(qū)經(jīng)濟發(fā)展做出了巨大貢獻。

油田開發(fā)面臨的形勢：剩余儲量不足且動用難度大，區(qū)塊小而分散，新增資源品質(zhì)變差，開發(fā)對象由低滲透、超低滲、致密油向低品位、復雜性儲層轉(zhuǎn)移；主力區(qū)塊進入中高含水開發(fā)階段，平面、剖面矛盾突出，自然遞減增大，常規(guī)注采調(diào)控作用有限，現(xiàn)有工藝技術(shù)增產(chǎn)提效難度加大。

安塞油田步入高質(zhì)量發(fā)展關(guān)鍵時期，面對優(yōu)質(zhì)儲量動用殆盡、滾動擴邊及深層勘探難度大、后備資源匱乏等勘探形勢日益嚴峻的問題，以及“安塞下面找安塞”存在的地質(zhì)認識、改造參數(shù)優(yōu)化、工藝經(jīng)濟性評價等瓶頸問題。近年來安塞油田加大陜北地區(qū)長9、長10及紙坊組新層系勘探潛力評價和長7、長8 提質(zhì)增效的技術(shù)攻關(guān)工作，把陜北老區(qū)長期穩(wěn)產(chǎn)的資源需求作為勘探工作的重點。重構(gòu)地下認識體系，辯證看待勘探思路、技術(shù)手段存在的差距，不斷深化地下油氣分布規(guī)律認識，“重翻老資料、重上老區(qū)、重上露頭”，橫向到邊，縱向到底，傳統(tǒng)開發(fā)油層下面取得新發(fā)現(xiàn)。突出高產(chǎn)層系針對性部署和成熟區(qū)老井再認識，確?！笆奈濉逼陂g新增儲量1.5 億噸。

近年來水平井、大斜度井大規(guī)模體積壓裂等先進工藝技術(shù)已在安塞油田超低滲部分區(qū)塊試驗取得較好效果。水平井的高效開發(fā)，從地質(zhì)情況、油水關(guān)系、應(yīng)力剖面、鉆遇條件、溫度物性等方面明確設(shè)計思路；從精細分級布縫、低黏控制縫高、纖維輔助攜砂等方面優(yōu)化改造工藝，全年跟蹤試采數(shù)據(jù)，結(jié)合壓裂曲線分析，不斷優(yōu)化和完善新實施水平井設(shè)計方案。老井挖潛以提高裂縫橫向有效支撐為主，在充分掌握前期試油、投產(chǎn)及井網(wǎng)開采條件下，開展蓄能壓裂、定點多簇立體壓裂、暫堵壓裂等工藝技術(shù)。針對儲層致密、厚度薄，以控制裂縫高度、提高橫向裂縫長度為目的，采用集中射孔、混合水體積壓裂技術(shù)，配套纖維攜砂壓裂液、小粒徑支撐劑等技術(shù)，提高有效支撐縫長，提升改造效果。

1 沿19 井區(qū)長81 儲層特征及開發(fā)簡況

1.1 基本地質(zhì)概況

沿19 井區(qū)長8 主要發(fā)育三角洲前緣水下分流河道砂體，埋深淺，儲層致密。目的層長81砂層主要分布在沉積旋回中上部，呈北東-南西向展布，砂體多為旋回疊加發(fā)育，上傾方向砂體分叉變薄，形成較好的巖性致密遮擋；砂體相對較薄，一般厚度5～10 m，儲層致密主要受壓實和膠結(jié)作用影響[1]。其砂體結(jié)構(gòu)以厚砂與薄砂、泥互層型為主，砂體規(guī)模較大廣泛分布于全區(qū)。儲層非均質(zhì)性較強，僅在物性好局部成藏，各小層儲層含油厚度呈塊狀分散分布，反映出準連續(xù)油藏分布特征[2]。

1.2 儲層物性特征

儲層巖石類型主要為巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖；砂巖填隙物成分主要有綠泥石、水云母、方解石、濁沸石、硅質(zhì)、長石質(zhì)、高嶺石等；粒度范圍主要在細-中粒、極細-細粒、中粒之間；砂巖孔隙以粒間孔為主要孔隙類型，次為長石溶孔；砂巖孔隙度為1.3%～18.6%，平均11.8%，滲透率為0.01×10-3μm2～2.60×10-3μm2，平均為0.32×10-3μm2，屬致密滲透層[3]。

1.3 開發(fā)簡況

沿19 井區(qū)于2012年發(fā)現(xiàn)，至2019年已完鉆探評井10 口，其中8 口直井，2 口定向井；對前期完井的7口井長81層試油日產(chǎn)油6.08 t，日產(chǎn)水8.25 m3；選擇試油結(jié)果較好的6 口井進行試采，投產(chǎn)初期日產(chǎn)油0.43 t，含水率74.4%，目前6 口井均因高含水率關(guān)井。

沿19 井區(qū)10 口探評井平均油層厚度10.3 m，油層薄，平均滲透率0.76 mD，平均孔隙度10.83%，物性相對較差；小規(guī)模壓裂，儲層改造程度小，單井產(chǎn)量低，提高改造規(guī)模易出水，試油成功率較低，試采后靠自然能量開采，油井產(chǎn)量遞減快，底水錐進，油井高含水率關(guān)井。

2 致密油底水油藏水平井體積壓裂實踐

底水油藏開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)是抑制水錐或控制底水錐進，最大程度地延長油井無水采油期和控制底水均勻驅(qū)替。開發(fā)策略主要是選擇射孔位置、優(yōu)化射孔方式、控制打開程度與控制生產(chǎn)壓差。采用初期水平井開發(fā)底水油層，中后期加密井調(diào)整等技術(shù)方案[4]。

沿19 井區(qū)受天然裂縫及底水等因素影響，直井小型壓裂單井產(chǎn)量低、含水率高，試油效果較差。以水平井體積壓裂為突破口，2019-2021年在沿19 井區(qū)開展了水平井提高單井產(chǎn)量攻關(guān)試驗，在該井區(qū)實施了4口預探水平井（沿19H1、沿19H2、沿平19-3、沿平19-4）。

2.1 井身軌跡對比

從4 口井井身軌跡看出，沿19H1、沿19H2、沿平19-3 井井身軌跡趨于西北-東南走向，而沿平19-4 井呈西南走向，方向上的差異反映出油層物性非均質(zhì)性差異。

2.2 鉆井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)對比

從鉆井數(shù)據(jù)（表1）上看出沿平19-4 井井深、水平段長、油層長度及鉆遇率均不及其他3 口井。

表1 沿19 井區(qū)長81 水平井鉆井數(shù)據(jù)表

2.3 油層物性對比

從4 口井油層物性（表2）來看沿平19-4 井平均油層厚度、滲透率、含油飽和度均最小，說明該井油層物性較差。

表2 沿19 井區(qū)長81 水平井油層數(shù)據(jù)表

2.4 儲層改造參數(shù)優(yōu)化

2.4.1 壓裂支撐劑的選用及使用比例 壓裂支撐劑目數(shù)越大，說明物料粒度越細，導流能力差；目數(shù)越小，說明物料粒度越大，導流能力強。覆膜陶粒具有低密度、高強度、耐腐蝕、導流能力強等特點，但長期受地層流體沖刷導致覆膜破裂陶粒已破碎；目數(shù)小的覆膜陶粒單位面積顆粒數(shù)量沒有目數(shù)大的多, 因而在同等地層壓力條件下承受壓力大，易破裂。石英砂具有堅硬、耐磨、化學性能穩(wěn)定等特點。根據(jù)現(xiàn)場實際應(yīng)用效果情況（表3），對支撐劑進行優(yōu)化選擇，提高有效支撐縫長和導流能力。

表3 沿19 井區(qū)長81 水平井支撐劑數(shù)據(jù)表

2.4.2 噴射點（射孔段）位置和分段優(yōu)化 該井區(qū)所處區(qū)域水平井采用準自然能量開發(fā)方式，井距300～400 m，選擇噴射點（射孔段）對應(yīng)的油層厚度大，物性相對較好的位置；為控制縫高避免溝通底水機率，采用噴砂射孔及定向射孔技術(shù)進行射孔。

水力噴砂射孔適用于特低滲致密油藏薄油層，降低井底滲流阻力，壓裂前期預處理來降低地層破裂壓力，有一定的壓裂效應(yīng)和造縫功能，提高油層滲流面積，減少對油層的污染和傷害。射孔平均最高壓力46.5 MPa，壓裂平均地層破裂壓力37.7 MPa，控制相對改造程度見表4[5]。

長8 致密砂巖儲層裂縫較發(fā)育（裂縫線密度為1.1條/米），只有射孔孔眼與儲層裂縫相連才能獲得高產(chǎn)油氣，定向射孔能夠提供方位一致的射孔孔眼，水平井定向射孔一般采用低平方向，即水平兩側(cè)，根據(jù)井眼軌跡在油層中的部位進行調(diào)整，目的使射孔后沿孔眼展開的裂縫始終在油層中延伸，以防頂部落砂垮塌和底水突進。對于邊水油層為防止水淹速度過快，避免180度方向射孔。定向射孔技術(shù)在一定程度上提高了油井的采油強度，在水力壓裂時，降低了地面施工壓力，提高了水力壓裂的效果[6]。

從表4 可以看出在底水油層中裂縫間距逐漸擴大，裂縫半縫長在縮小。

表4 沿19 井區(qū)長81 水平井噴射點（射孔段）數(shù)據(jù)表

2.4.3 壓裂施工參數(shù)優(yōu)化 針對該井區(qū)油藏儲層滲透率低、孔隙度小、埋深淺、底水較發(fā)育、油水關(guān)系復雜等特性，通過控制施工排量，減少施工規(guī)模的技術(shù)手段實現(xiàn)裂縫高度控制達到避水效果；采用連續(xù)油管對改造層位逐段噴砂射孔，油套環(huán)空混注的分層壓裂工藝（定向射孔+雙封單卡分段壓裂工藝），控制改造規(guī)模，避免縱向裂縫過度延伸。

（1）水力噴射壓裂技術(shù)：水力噴射壓裂技術(shù)實現(xiàn)了射孔、壓裂工藝一體化。首先通過油管進行水力噴砂射孔，將動能轉(zhuǎn)換為壓能，在地層中形成噴孔，當壓能達到一定值時，噴孔不斷擴大，地層近井地帶產(chǎn)生微裂縫，同時通過環(huán)空擠壓使產(chǎn)生的微裂縫延伸，實現(xiàn)水力射孔壓裂。

一趟管柱可進行多段壓裂，施工周期短，有利于降低儲層傷害；工藝具有降破壓功能，儲層易壓開。

特點：①水力噴射可實現(xiàn)增壓，噴射速度越大，射流增壓越大；②隨排量增大，射孔深度明顯增加，其他條件相同時，圍壓增加，射孔深度減?。虎蹏娚渌俣仍酱?，穿孔時間越短[7]。

（2）雙封單卡分段壓裂技術(shù)：針對儲層多而薄，層間物性差異大，井眼軌跡復雜，起下管柱困難等特點，采用雙封單卡分段壓裂，將待壓裂改造層段一次性分段射孔，壓裂管柱由雙封隔器中間夾導壓噴砂器構(gòu)成，在壓裂過程中利用導壓噴砂器的節(jié)流壓差使封隔器座封，壓裂液通過噴砂器進入地層，完成目的層壓裂，通過壓裂一層上提一次管柱完成多段壓裂。特點：①針對性強：雙封單卡目的層，施工中可根據(jù)出液情況判斷封隔器與套管外密封性，保證壓裂的有效性和針對性，可控制各層段處理規(guī)模；②效率高：一趟管柱多層壓裂，節(jié)省時間，降低作業(yè)強度；③工藝管柱具有反洗功能，可實現(xiàn)高砂比，低替擠壓裂施工，能顯著提高造縫質(zhì)量和壓裂效果[8]。

（3）壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化：該井區(qū)儲層最小水平應(yīng)力在18～23 MPa，隔層最小水平應(yīng)力在25～28 MPa，儲隔應(yīng)力差2～5 MPa，遮擋條件一般。施工液量與排量進行規(guī)劃和控制，整體以低黏液體造縫，低黏結(jié)合高黏液體攜砂，用中小排量施工（1.8～2.5 m3/min）（表5）。

表5 沿19 井區(qū)長81 水平井壓裂數(shù)據(jù)表

（4）水平井體積壓裂：從壓裂數(shù)據(jù)總體來看水平段油層長度越長，壓裂規(guī)模相對較大；但從個體井分析來看沿平19-4 井水平段油層414.36 m，從加砂量、砂比及排量上均高于其他3 口井，說明該井壓裂規(guī)模較大；從壓裂方式上說這兩種壓裂方式都適用底水致密油藏開發(fā)，水力噴砂射孔分段壓裂破裂壓力相較定向射孔雙封單卡分段壓裂較高，工作壓力較低，降低了現(xiàn)場安全風險；對于特殊油藏（邊底水、薄油層、隔夾層等）在油層破裂前提下適當降低施工排量，以防改造規(guī)模大，壓穿油層及隔層，油井見水快。

3 致密油底水油藏高效開發(fā)

3.1 選擇開發(fā)方式

3.1.1 沿19H1、沿19H2 井生產(chǎn)動態(tài) 沿19H1 井射孔經(jīng)壓裂后抽汲、放噴（450.3 m3）、射流泵排液求產(chǎn)，日產(chǎn)油34.09 t，日產(chǎn)水46 m3，累計產(chǎn)油206.26 t，累計產(chǎn)水2 449.2 m3，返排量3 145 m3，返排率43.4%。 沿19H2 井壓裂改造后（放噴液量5 475.5 m3），日產(chǎn)油27.30 t，日產(chǎn)水32.3 m3，累計產(chǎn)油172.47 t，累計產(chǎn)水1 093.6 m3，返排液量6 782 m3，返排率90.3%。

沿19H1、沿19H2 井采用水平井準自然能量開發(fā)方式進行開采。準自然能量包括入地壓裂液彈性能、巖石和流體彈性能以及溶解氣彈性能三種能量，這三種能量的釋放過程和順序，形成了不同驅(qū)替方式。

模式一：（1）初期穩(wěn)產(chǎn)（時間長）；（2）中期呈雙曲遞減；（3）后期緩慢遞減。

模式二：（1）初期高產(chǎn)（時間短）；（2）中期呈指數(shù)遞減快速遞減；（3）后期緩慢遞減。

通過對初期單井產(chǎn)能研究：從數(shù)值模擬來看，初期產(chǎn)量的控制對后期生產(chǎn)制度影響較大，初期產(chǎn)量越高，油藏壓力衰竭越快，產(chǎn)量下降越快，后期遞減越大，且影響最終采收率。通過生產(chǎn)資料回歸得出，初期單段合理日產(chǎn)液應(yīng)控制在1.4 立方米/單段以內(nèi)。

通過合理流壓研究：流壓過低，生產(chǎn)初期雖可以獲得高產(chǎn)，但容易造成原油脫氣，后期產(chǎn)量急劇遞減，合理流壓應(yīng)保持在飽和壓力以上。根據(jù)長慶邊底水油藏開發(fā)經(jīng)驗，沿19 井區(qū)長81油藏均存在一定的邊底水，油井合理生產(chǎn)壓差應(yīng)小于2.5 MPa。根據(jù)近幾年致密油現(xiàn)場實際開發(fā)經(jīng)驗選擇第一種模式進行開發(fā)。

根據(jù)沿19H1、沿19H2 井壓裂及試油情況來看，開采初期處于排液階段，配產(chǎn)25 m3/d、20 m3/d，抽汲參數(shù)設(shè)計：1.8×5×44×1 100、2.1×5×44×1 080，理論排量19.692 m3/d、22.974 m3/d。2019年11月10日下泵，11月15日開抽，實際抽汲參數(shù)分別為2.1×5×44×1 102.45，2.1×5×44×1 093.42。

由此可以看出沿19H1、沿19H2 井初期產(chǎn)量（3 個月）分別為日產(chǎn)液18.13 m3，日產(chǎn)油5.34 t，含水率64.9%，動液面168 m，沉沒度934 m；日產(chǎn)液15.29 m3，日產(chǎn)油4.68 t，含水率63.6%，動液面256 m，沉沒度837 m。

2020年3月動液面開始下降，由2月的255 m 下降到1 011 m，334 m 下降到883 m，與投產(chǎn)初期產(chǎn)量相比基本穩(wěn)定或略有下降；2021年2月動液面上升到788 m 和780 m，產(chǎn)液量基本穩(wěn)定，含水率上升到68.5%和69.3%；沿19H1、沿19H2 井2022年2月動態(tài)均較為平穩(wěn)。沿19H1 井截止2022年2月底累計產(chǎn)液量15 531.2 m3，返排率255.5%，沿19H2 井截止2022年2月底累計產(chǎn)液量11 165 m3，返排率238.8%。沿19H1、沿19H 2 目前抽汲參數(shù)分別為2.1×5.1×44×1 102.45，2.22×4×44×1 093。

根據(jù)沿19H1、沿19H2 井開發(fā)形勢分析認為：（1）沿19H1、沿19H2 井已經(jīng)表現(xiàn)出采液強度過大現(xiàn)象，2020年3月和目前動態(tài)表現(xiàn)為動液面下降，2021年2月含水率上升，動液面上升，有底水錐進跡象，應(yīng)控制采液強度，促使含水趨于穩(wěn)定。

（2）初期配產(chǎn)越大，地層壓力會快速下降到油藏飽和壓力以下，溶解氣驅(qū)出現(xiàn)越早，原油脫氣嚴重，會過早出現(xiàn)油氣兩相流，黏度增大，滲流變緩，產(chǎn)量遞減越大。

因此，下一步開發(fā)階段控制參數(shù)，保持合理采液強度，以延緩遞減下降。

百米水平段配產(chǎn)0.8～1.0 m3/d，沿19H1 井水平段1 000 m，配產(chǎn)8 m3/d，沿19H2 井水平段1 033 m，配產(chǎn)8 m3/d。沿19H1 井抽汲參數(shù)調(diào)整為：1.8×5×28×1 100，理論排量7.974 m3/d；沿19H2井抽汲參數(shù)調(diào)整為：2.1×5×28×1 080，理論排量9.303 m3/d。3.1.2 沿19-3、沿19-4 井生產(chǎn)動態(tài) 沿19-3 井經(jīng)壓裂后抽汲、放噴（1 080 m3）、排液求產(chǎn)，日產(chǎn)油9.18 t，日產(chǎn)水46 m3，累計產(chǎn)油5.96 t，累計產(chǎn)水1 310.78 m3，返排量2 397.9 m3，返排率28.8%。 沿19-4井壓裂后放噴（560 m3），無排液求產(chǎn)，返排率20%。

沿平19-3 井壓裂后返排率28.8%，因此放噴完后下螺桿泵繼續(xù)排液。按照沿平19-3 井螺桿泵排液工程設(shè)計要求，排量控制在30 m3以內(nèi)，后期根據(jù)沉沒度變化進行調(diào)整，沉沒度必須保持在300 m 以上，下泵深度為1 050 m。2021年5月24日投產(chǎn)，投產(chǎn)初期（3個月）日產(chǎn)液17.49 m3，日產(chǎn)油4.56 t，綜合含水率69%，平均動液面181 m。2021年10月日產(chǎn)液12.60 m3，日產(chǎn)油3.32 t，綜合含水率68.5%，動液面233 m；截止2021年10月累計產(chǎn)液量2 375.45 m3，返排率57.3%，已達成排液目的，2021年10月26日轉(zhuǎn)抽油機開采，日配液量10 m3，抽汲參數(shù)2.1×5.0×38×1 050，理論排量17.14 m3。2022年2月日產(chǎn)液14.27 m3，日產(chǎn)油4.01 t，綜合含水率66.7%，動液面421 m；截止2022年2月累計產(chǎn)液量4 087.9 m3，返排率78.1%，與投產(chǎn)初期相比日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、動液面下降，含水率穩(wěn)定，可以說明準自然能量開發(fā)方式進行開采，雖然返排率低，但地層能量在持續(xù)遞減。

沿平19-4 井壓裂后返排率20%，因此放噴完后下螺桿泵繼續(xù)排液。按照沿平19-4 井螺桿泵排液工程設(shè)計要求，排量控制在15 m3以內(nèi)，后期根據(jù)沉沒度變化進行調(diào)整，沉沒度必須保持在300 m 以上，下泵深度為1 100 m。2021年7月1日投產(chǎn)，該井壓裂后返排率低，因此在投產(chǎn)后45 d 未見油，平均日產(chǎn)液14.37 m3，平均動液面143 m；見油后平均日產(chǎn)液12.2 m3，平均日產(chǎn)油1.19 t，綜合含水率88.4%，平均動液面165 m；2021年10月日產(chǎn)液13.99 m3，日產(chǎn)油1.13 t，綜合含水率90.3%，動液面244 m；2022年2月日產(chǎn)液8.93 m3，日產(chǎn)油0.4 t，綜合含水率94.6%，動液面277 m。截止2022年2月累計產(chǎn)液量2 604.1 m3，返排率101.4%?？梢钥闯鲅仄?9-4 井投產(chǎn)8 個月來，一直處于高含水率狀態(tài)，分析認為：（1）該井鉆井方位與沿19H1、沿19H2、沿19-3 井方位不同，雖然沿19 井區(qū)油層連片分布，但油層物性差異較大，從4 口井油層物性對比來看沿平19-4 井物性較差。（2）從沿平19-4 井油層數(shù)據(jù)（表6）可以看出最小油層段厚度12.0 m，而這一層段的孔隙度、滲透率均高于其他油層段，油層上隔層3 m，下隔層2.3 m，噴射點距下隔層僅2.55 m，在壓裂時均使用同一排量（油管排量0.6 m3/min，套管排量2 m3/min），砂比15.5%（平均15.4%），在高排量、高砂比的壓裂狀態(tài)下，壓穿下隔層，引起流體串層，油井見水。（3）該井已達到排液目的，轉(zhuǎn)機采生產(chǎn)，日配液量11 m3，選擇2.1×5.0×32×1 080 參數(shù)設(shè)計，理論排量12.159 m3/d，已達到穩(wěn)液面、降低含水率的目的，2022年1月4～5日轉(zhuǎn)機采作業(yè)。（4）從油井目前生產(chǎn)動態(tài)來看，產(chǎn)量下降，動液面平穩(wěn)，說明該井實施了控采措施，地層能量充足。（5）機采狀態(tài)下已生產(chǎn)5 個月含水率不降，持續(xù)高含水率，2022年6月實施機械堵水措施，綜合分析判斷噴射點1～7 物性變差（1 837.96～1 557.55 m），水飽變高，隔噴射點1～7，采噴射點8～11（1 518.58～1 404.07 m），降低含水率，提高產(chǎn)能。下入水平井專用橋塞Y445-114，橋塞位置1 538.0±0.5 m。2022年7月日產(chǎn)液9.74 m3，日產(chǎn)油0.87 t，含水率89.4%，動液面363 m，沉沒度489 m，目前該井處于措施后排液階段，措施效果有待于進一步觀察。

表6 沿平19-4 井長81 油層數(shù)據(jù)表

4 認識及建議

（1）沿19 井區(qū)長81油層連片性好，但油層物性差異較大。

（2）對于沿19 井區(qū)長81致密油底水油層，根據(jù)油層特征（鉆井錄井及測井數(shù)據(jù)），在油層改造設(shè)計中對一些較薄油層改造參數(shù)設(shè)計要小，或者盡量避開薄油層改造，避免油井過早見水。

（3）對于致密油底水油層，油層改造幅度相對較小，多采用水力噴砂射孔環(huán)空加砂分段壓裂、定向射孔雙封單卡分段壓裂模式。

（4）沿19 井區(qū)長81致密油底水油藏水平井采用準自然能量開發(fā)方式，由于涉及到底水，為使油井能夠長期穩(wěn)產(chǎn)，提高油井采收率，在儲層改造方式及程度上盡量縮小規(guī)模，采用較為溫和的壓裂方式，減小油井后期開采障礙，入井液量少，返排量大，未在水平井周圍形成相對高壓區(qū)，起不到超前補充能量的作用，加之井區(qū)本身原始地層壓力低，因此井區(qū)油井初期產(chǎn)量高，遞減快。

（5）儲層改造后延長燜井時間，對地下縫網(wǎng)形成、壓力擴散、提高單井產(chǎn)能效果明顯；合理控制抽吸參數(shù)有利于地層遠端油氣運移，提高穩(wěn)產(chǎn)期。

（6）致密油水平井注水開發(fā)有效壓力系統(tǒng)很難建立,主要采用準自然能量開發(fā)，初期產(chǎn)量高，綜合含水率低，但遞減大；開發(fā)早中期的穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)政策仍處在試驗探索階段，開發(fā)后期的能量補充方式也尚不明確。