超低滲致密砂巖油藏水平井井網(wǎng)優(yōu)化研究——以西峰油田長(zhǎng)8油藏為例

李忠興，趙繼勇，屈雪峰，樊建明，雷啟鴻

(1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司，陜西西安 710018;2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710018;3.低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710018)

近年來(lái)，很多學(xué)者在水平井井網(wǎng)優(yōu)化方面已經(jīng)做了很多研究［1-5］。但是，對(duì)于超低滲透油藏，水平井究竟如何部署，水平段長(zhǎng)度、水平井井排方向、直井與水平井聯(lián)合布井對(duì)開發(fā)效果的影響等問(wèn)題，前人還沒(méi)有進(jìn)行過(guò)系統(tǒng)的研究。

西峰油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡構(gòu)造帶，其石油資源潛力巨大，具有良好的開發(fā)前景。西峰油田長(zhǎng)8油藏具有面積大、豐度低、非均質(zhì)性較強(qiáng)、油氣水分布都比較復(fù)雜、低壓、壓敏效應(yīng)強(qiáng)以及天然裂縫發(fā)育等特點(diǎn)，是典型的超低滲致密砂巖油藏。若全部采用直井開發(fā)，不但井網(wǎng)密度大，開采時(shí)間長(zhǎng)，而且直井見水后產(chǎn)量低，開發(fā)效益不明顯。本文針對(duì)這些問(wèn)題，對(duì)鄂爾多斯盆地西峰油田莊19區(qū)塊長(zhǎng)8油藏進(jìn)行了水平井井網(wǎng)開發(fā)效果的分析研究。水平井開發(fā)的可行性論證認(rèn)為，同典型的垂直井注采井網(wǎng)相比較，對(duì)油藏采用直井和水平井相結(jié)合的布井方式，可以充分發(fā)揮直井鉆遇油層層數(shù)多和水平井與油層接觸面積大、產(chǎn)量高的優(yōu)勢(shì)，從而提高超低滲致密砂巖油藏的開發(fā)效果。

1 地質(zhì)概況

西峰油田位于鄂爾多斯盆地西南部，西自平?jīng)?，東達(dá)固城，北起洪德，南抵彬縣，面積約40 000 km2。莊19井區(qū)在地理位置上屬于甘肅省慶城縣玄馬鄉(xiāng)(見圖1)，區(qū)域構(gòu)造背景為西傾平緩單斜，處于東南—西北傾鼻狀構(gòu)造帶上，且構(gòu)造比較寬緩［6-8］。

2 儲(chǔ)層特征

西峰油田莊19區(qū)塊長(zhǎng)8油藏是由粉砂巖、細(xì)砂巖和中砂巖與泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖間互層組成，巖性致密。碎屑巖成分復(fù)雜，有石英、長(zhǎng)石和暗色巖屑，巖石的成分成熟度低，結(jié)構(gòu)成熟度低到中等。對(duì)莊19井區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層巖心分析后可知，孔隙度為6.2% ～14.5%，平均12.6%;滲透率為(0.08～0.7)×10-3μm2，平均0.29×10-3μm2，屬低孔特低滲儲(chǔ)層。

圖1 西峰油田莊19井區(qū)區(qū)域圖Fig.1 The regional figure of Zhuang 19 block in Xi-feng oilfield

3 水平井井網(wǎng)形式優(yōu)化研究

方案設(shè)計(jì)時(shí)，考慮上述影響水平井開發(fā)效果的因素，以油藏含水率達(dá)到85%時(shí)的采出程度為衡量開發(fā)效果的基本指標(biāo)，研究水平井井排方向、井網(wǎng)形式、布縫方式、水平段長(zhǎng)度、人工壓裂縫密度、井距和排距等因素對(duì)開發(fā)效果的影響。

3.1 井排方向優(yōu)選

通過(guò)對(duì)垂直于最大主應(yīng)力與斜交于最大主應(yīng)力兩種不同水平段方位的8口水平井開發(fā)效果對(duì)比分析發(fā)現(xiàn)，1#，2#，3#，4#井其水平段方位均垂直于最大主應(yīng)力方向，其試油單井平均產(chǎn)能、初期單井平均產(chǎn)能、目前單井平均產(chǎn)能、累計(jì)生產(chǎn)天數(shù)、水平井/直井初期產(chǎn)量、累產(chǎn)油量均優(yōu)于水平段方位斜交于最大主應(yīng)力方向的5#，6#，7#，8#井(見表1)。同時(shí)不難發(fā)現(xiàn)，垂直于最大主應(yīng)力的4口井其實(shí)際水平段長(zhǎng)度平均值為297.8 m，而斜交于最大主應(yīng)力的4口井其實(shí)際水平段長(zhǎng)度平均值為332.5 m，其初期含水率平均值均為12.9%;斜交于最大主應(yīng)力的4口井在生產(chǎn)2 821天之后均已發(fā)生水淹，不再產(chǎn)油，垂直于最大主應(yīng)力的4口井在生產(chǎn)5 073天之后，其單井平均產(chǎn)能為3.7 t/d，含水率平均值僅為30.7%。也就是說(shuō)，壓裂水平井水平段越長(zhǎng)，含水率上升速度越快;反之，含水率上升越慢。因此，鄂爾多斯盆地西峰油田莊19區(qū)塊長(zhǎng)8超低滲透油藏設(shè)計(jì)水平井水平段方位應(yīng)垂直于最大主應(yīng)力方向，也就是天然裂縫的優(yōu)勢(shì)方向，在保證實(shí)現(xiàn)最佳的壓裂效果的同時(shí)，應(yīng)考慮水平段長(zhǎng)度對(duì)含水率上升的影響，才能達(dá)到有效提高水平井單井產(chǎn)量的效果。

表1 不同方位水平井開發(fā)效果對(duì)比Tab.1 Development effectiveness contrast of horizontal wells in different directions

3.2 井網(wǎng)形式優(yōu)選

在總結(jié)和借鑒國(guó)內(nèi)外類似油藏水平井開發(fā)試驗(yàn)、室內(nèi)理論研究的基礎(chǔ)上［9-10］，對(duì)鄂爾多斯盆地西峰油田莊19區(qū)塊長(zhǎng)8油藏某典型區(qū)塊完鉆五點(diǎn)井網(wǎng)水平井10口，平均水平井段長(zhǎng)331 m，七點(diǎn)井網(wǎng)水平井7口，平均水平井段長(zhǎng)652 m。五點(diǎn)、七點(diǎn)井網(wǎng)水平井開采曲線對(duì)比表明(見圖2)，五點(diǎn)、七點(diǎn)井網(wǎng)水平井注水見效后地層能量充足，產(chǎn)量平穩(wěn)，遞減小，含水及動(dòng)液面穩(wěn)定，開發(fā)初期有較長(zhǎng)的穩(wěn)產(chǎn)期。與七點(diǎn)井網(wǎng)相比，五點(diǎn)井網(wǎng)單井產(chǎn)量更高，動(dòng)液面更高，能量更充足，遞減率更小，開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益更好。

3.3 布縫方式優(yōu)選

通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，西峰油田莊19區(qū)塊長(zhǎng)8油藏水平井井網(wǎng)布縫方式分別采用了均勻等縫長(zhǎng)、啞鈴型布縫、紡錘形布縫。不同的布縫方式對(duì)注水開發(fā)效果的影響不同。

3.3.1 均勻布縫方式 為了大幅度提高單井產(chǎn)量，結(jié)合儲(chǔ)層特征，在西峰油田莊19區(qū)塊長(zhǎng)8油藏開展了直井注水、水平井采油的交錯(cuò)排狀七點(diǎn)井網(wǎng)試驗(yàn)，腰部注水井部署在兩段人工壓裂縫之間。采用均勻布縫方式(見圖3A)，當(dāng)年實(shí)施的6口水平井中有3口水淹，見注入水井比例達(dá)到50%，都是腰部見水。

3.3.2 啞鈴型布縫方式 針對(duì)直井注水、水平井采油交錯(cuò)排狀七點(diǎn)井網(wǎng)腰部注水井容易見水的情況，依據(jù)超低滲透油藏天然裂縫優(yōu)勢(shì)方向?yàn)橹鳚B流方向(北東向)，主滲流方向與最大主應(yīng)力方向基本一致，主向和側(cè)向存在滲透率級(jí)差，優(yōu)化布縫方式為啞鈴型布縫七點(diǎn)井網(wǎng)(見圖3B);投產(chǎn)124口井，投產(chǎn)后注入水導(dǎo)致的高含水井僅10口，見水比例8.1%，基本上解決了初期容易水淹的難題。但是，該方法存在的問(wèn)題是，有效改造的水平段長(zhǎng)度降低，與同樣水平段長(zhǎng)度的五點(diǎn)井網(wǎng)相比，初期產(chǎn)量較低，導(dǎo)致采油速度偏低。

圖2 西峰油田長(zhǎng)8油藏典型區(qū)塊五點(diǎn)、七點(diǎn)井網(wǎng)水平井開采曲線圖Fig.2 Production curve of five-point and seven-point horizontal well of the typical block in Chang8，Xifeng Oilfield

3.3.3 紡錘形布縫 為了進(jìn)一步降低腰部注水井對(duì)見水的影響和提高水平井采油速度，將水平井井網(wǎng)形式、布縫方式從啞鈴型布縫七點(diǎn)井網(wǎng)調(diào)整為紡錘形布縫小井距五點(diǎn)井網(wǎng)(見圖3C)。投產(chǎn)后初期單井產(chǎn)量得到一定幅度的提高。以西峰油田莊19區(qū)塊長(zhǎng)8油藏典型的厚油層(油層厚度20 m左右)為例，初期采油速度從0.5%提高到0.8%。2013年以來(lái)實(shí)施的紡錘形五點(diǎn)井網(wǎng)水平井共計(jì)155口，其中僅6口水平井在生產(chǎn)過(guò)程中出現(xiàn)水淹，見水比例下降到3.8%?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，紡錘形布縫五點(diǎn)井網(wǎng)適應(yīng)性較好。

綜上對(duì)比分析發(fā)現(xiàn)，西峰油田莊19區(qū)塊長(zhǎng)8超低滲低壓致密油藏，水平井井網(wǎng)布縫方式為紡錘形布縫五點(diǎn)井網(wǎng)，初期采油速度較高，含水率上升緩慢，適應(yīng)性較好。

圖3 超低滲透油藏水平井井網(wǎng)不同布縫方式Fig.3 Different fracturing style of horizontal well patterns for ultra-low permeability reservoir

3.4 水平段長(zhǎng)度優(yōu)化

3.4.1 單井控制面積/儲(chǔ)量法 采用油藏?cái)?shù)值模擬的方法，研究不同的水平段長(zhǎng)度(100，200，300，400 m)下，水平井和定向井在自然能量開發(fā)下的單井控制儲(chǔ)量(見圖4)。據(jù)資料統(tǒng)計(jì)，目前水平井投資是定向井的2～3倍。依據(jù)水平井與定向井單井控制儲(chǔ)量下限等于水平井與定向井投資倍數(shù)的原則，確定西峰油田水平段長(zhǎng)度下限值(見圖5A)在300～400 m。其中，模型基本參數(shù)為:儲(chǔ)層地層壓力16.1 MPa，平均滲透率0.34×10-3μm2，主側(cè)向滲透率級(jí)差kx/ky=2.3，主垂向滲透率級(jí)差kx/kz=8，裂縫半縫長(zhǎng)140 m，裂縫密度0.02條/m，水平段長(zhǎng)度從200～1 500 m變化。

圖4 定向井/水平井單井控制面積范圍Fig.4 The area range of single well controlling of directional/horizontal well

3.4.2 經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)方法 在注水技術(shù)政策、油井工作制度和人工壓裂縫密度相同的情況下，按照中國(guó)石油天然氣股份有限公司建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法與參數(shù)［11］，依據(jù)長(zhǎng)慶油田水平井鉆井系統(tǒng)工程技術(shù)服務(wù)標(biāo)準(zhǔn)化市場(chǎng)價(jià)格標(biāo)準(zhǔn)［12］，在原油價(jià)格90美元下，采用經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)的方法，研究不同的水平段長(zhǎng)度(200～1 000 m)對(duì)開發(fā)效果的影響。由單井綜合成本和產(chǎn)量之間關(guān)系(見圖5B)以及經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)圖(見圖5C)可知，水平段長(zhǎng)度與單井綜合成本、單井產(chǎn)量均呈正相關(guān)關(guān)系，即水平段長(zhǎng)度越長(zhǎng)，單井產(chǎn)量、單井綜合成本越高，投資回收期越長(zhǎng);而水平段長(zhǎng)度與內(nèi)部收益基本呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，即水平段長(zhǎng)度越長(zhǎng)，內(nèi)部收益率越低。因此，水平井段過(guò)長(zhǎng)并不利于提高其開采效果。通過(guò)綜合分析可知，西峰油田莊19區(qū)塊長(zhǎng)8油藏在優(yōu)選五點(diǎn)井網(wǎng)條件下，水平井水平段長(zhǎng)度在300～500 m時(shí)，內(nèi)部收益率最高，投資回收期最短。

綜合以上兩種方法，依據(jù)最大可能提高單井產(chǎn)量的原則，確定水平段最佳長(zhǎng)度為400～500 m。

3.5 人工壓裂縫密度(段間距)優(yōu)化

人工裂縫是連通油藏與井筒的唯一通道［13］。因此，裂縫數(shù)量是制約油井產(chǎn)能的重要因素。同時(shí)，人工裂縫密度優(yōu)化與儲(chǔ)層改造工藝及參數(shù)密切相關(guān)，本研究分別研究了水力噴砂分段壓裂(施工排量小于4 m3/min)和油套環(huán)空大排量混合水體積壓裂(施工排量＞6.0 m3/min)兩種工藝條件下，不同裂縫密度對(duì)壓裂水平井產(chǎn)量、內(nèi)部收益和投資回收期的影響。

圖5 不同水平段長(zhǎng)度與單井控制儲(chǔ)量比、經(jīng)濟(jì)效益的關(guān)系曲線Fig.5 Relationship between different horizontal section length and controlling storage capacity of single well and economic benefits

3.5.1 水力噴砂分段壓裂工藝 通過(guò)油藏?cái)?shù)值模擬與經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)相結(jié)合，針對(duì)西峰油田莊19區(qū)塊長(zhǎng)8油藏水平井不同人工壓裂縫密度對(duì)開發(fā)效果的影響進(jìn)行了研究，結(jié)果表明(見圖6，7):①當(dāng)裂縫密度大于0.02段/m時(shí)，第1年和第5年的單井產(chǎn)量明顯降低，單井產(chǎn)量增幅明顯變緩;②當(dāng)人工裂縫密度為0.02段/m時(shí)，內(nèi)部收益率最高，投資回收期最短，能夠獲得最好的經(jīng)濟(jì)效益。同時(shí)，微地震監(jiān)測(cè)表明，段間距在50～60 m時(shí)油層改造較充分(見圖8)。因此，綜合確定研究區(qū)最佳段間距為50～60 m，合理裂縫密度為0.02段/m左右。

圖6 單井產(chǎn)量及增幅與裂縫密度關(guān)系曲線Fig.6 The relationship between well production and increase with horizontal length

圖7 不同裂縫密度水平井經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)曲線Fig.7 Evaluation curve of economic benefits of Different crack density horizontal well

3.5.2 油套環(huán)空大排量混合水體積壓裂工藝大排量混合水體積壓裂，目前還難以實(shí)現(xiàn)在油藏?cái)?shù)值模擬中對(duì)人工裂縫的形態(tài)做較為準(zhǔn)確的刻畫。因此，優(yōu)化人工裂縫段間距，主要采用礦場(chǎng)統(tǒng)計(jì)方法。

針對(duì)西峰油田莊19區(qū)塊長(zhǎng)8油藏(k=0.22×10-3μm2)YP1和 YP2井，開展了水力噴砂分級(jí)多簇+大排量混合水體積壓裂試驗(yàn)。根據(jù)井下微地震監(jiān)測(cè)(見圖8)和入地液量反算結(jié)果，確定出油套環(huán)空大排量混合水體積壓裂工藝段間距為80～90 m。

3.6 井距和排距優(yōu)化

從經(jīng)濟(jì)角度考慮，水平注水井與生產(chǎn)井的控制面積越大，油井產(chǎn)量越大越經(jīng)濟(jì)［14］。但是，由于低滲油藏滲流能力限制，如果井距過(guò)大將導(dǎo)致生產(chǎn)井井底壓力降低到正常生產(chǎn)最小流動(dòng)壓力，注水井井底壓力升高，超過(guò)最大極限壓力，影響正常生產(chǎn);如果井排距過(guò)小，注水補(bǔ)充能量開發(fā)時(shí)，容易造成大面積裂縫性水淹。因此，水平井注采井網(wǎng)存在最大極限井距和排距。

圖8 H4水平井壓裂縫微地震監(jiān)測(cè)事件(N:北向;E:東向)Fig.8 Micro-seismic testing of fracture of H4 horizontal well(N:north;E:east)

3.6.1 井距優(yōu)化 不同壓裂工藝條件下，人工裂縫帶寬對(duì)井距有一定的影響。針對(duì)水力噴砂分段壓裂工藝，井底微地震監(jiān)測(cè)的裂縫帶平均半長(zhǎng)介于200～250 m(見圖9)。為了實(shí)現(xiàn)建立水平井之間縫網(wǎng)系統(tǒng)，擴(kuò)大體積波及系數(shù)的目的，借鑒巴肯致密油藏衰竭式開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，五點(diǎn)井網(wǎng)的井距確定為400～500 m;針對(duì)油套環(huán)空大排量混合水體積壓裂工藝，大排量混合水體積壓裂YP1，YP2，NP1井底微地震監(jiān)測(cè)(見圖9)的裂縫帶平均半長(zhǎng)介于250～300 m，五點(diǎn)井網(wǎng)的井距確定為500～600 m。

3.6.2 排距優(yōu)化 排距定義為注水井到水平井水平段末端的垂向距離。本次研究以五點(diǎn)井網(wǎng)為例，設(shè)計(jì)了9 個(gè)不同排距(100，120，140，160，180，200，220，250，300m)方案。通過(guò)巖心室內(nèi)實(shí)驗(yàn)測(cè)試出西峰油田長(zhǎng)8油藏主力動(dòng)用層位(基質(zhì)滲透率在0.3×10-3μm2左右)啟動(dòng)壓力梯度平均值為0.048 MPa/m，同時(shí)計(jì)算出了不同排距下的注采壓力梯度。通過(guò)分析不同排距下的注采壓力梯度變化曲線(見圖10)，可確定西峰油田莊19區(qū)塊長(zhǎng)8油藏若以五點(diǎn)井網(wǎng)為基礎(chǔ)井網(wǎng)，其水平井井網(wǎng)排距上限值為200 m。

在極限驅(qū)動(dòng)排距認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上，為了實(shí)現(xiàn)有效驅(qū)替，建立了井距/排距比模型:假設(shè)x方向?yàn)橹鲬?yīng)力方向，y方向?yàn)榇怪敝鲬?yīng)力方向，且主向滲透率與側(cè)向滲透率，則有以下關(guān)系

其中:PH為注水井井底壓力，MPa;Pwf為生產(chǎn)井井底流壓，MPa;G0為啟動(dòng)壓力梯度，MPa/m;rw為井筒半徑，m;Kx，Ky分別為主應(yīng)力方向、垂直主應(yīng)力方向儲(chǔ)層滲透率，× 10-3μm2;λ1，λ2分別為主應(yīng)力方向、垂直主應(yīng)力方向啟動(dòng)壓力梯度，MPa/m;a為半井距，m;b為排距，m;Lf為裂縫長(zhǎng)度，m。

將a=250 m，rw=0.1 m，m=1.8 ～2.0代入公式1～3，可求得水力噴砂分段壓裂工藝的五點(diǎn)井網(wǎng)的排距為b=120～140 m。

由于人工裂縫帶寬對(duì)排距有一定的影響，井下微地震檢測(cè)的大排量混合水體積壓裂工藝的人工裂縫平均帶寬為90 m左右，水力噴砂分段壓裂工藝的人工裂縫平均帶寬為50 m左右，因此大排量混合水體積壓裂工藝比水力噴砂分段壓裂工藝的人工裂縫半帶寬要大20 m左右。因此，采用大排量混合水體積壓裂工藝的五點(diǎn)井網(wǎng)的排距確定在140～160 m。

圖9 YP水平井壓裂縫微地震監(jiān)測(cè)事件Fig.9 Micro-seismic testing of fracture of YP horizontal well

圖10 不同排距下的注采壓力梯度變化曲線Fig.10 The change curve of injection-productionpressure gradient of different row spacing

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1)通過(guò)分析垂直于最大主應(yīng)力與斜交于最大主應(yīng)力兩種不同水平段方位的水平井開發(fā)效果認(rèn)為，鄂爾多斯盆地西峰油田莊19區(qū)塊長(zhǎng)8超低滲透油藏設(shè)計(jì)水平井水平段方位應(yīng)垂直于最大主應(yīng)力方向;在保證實(shí)現(xiàn)最佳的壓裂效果的同時(shí)，應(yīng)考慮水平段長(zhǎng)度對(duì)含水率上升、單井控制面積、經(jīng)濟(jì)效益的影響，確定水平段最佳長(zhǎng)度為400～500 m。

2)對(duì)五點(diǎn)、七點(diǎn)井網(wǎng)水平井開采效果進(jìn)行分析后認(rèn)為，西峰油田莊19區(qū)塊長(zhǎng)8超低滲透油藏采用五點(diǎn)井網(wǎng)單井產(chǎn)量更高，動(dòng)液面更高，能量更充足，遞減率更小，開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益更好。

3)通過(guò)對(duì)不同的布縫方式對(duì)注水開發(fā)效果分析發(fā)現(xiàn)，西峰油田莊19區(qū)塊長(zhǎng)8超低滲低壓致密油藏，水平井井網(wǎng)布縫最佳方式為紡錘形布縫五點(diǎn)井網(wǎng)，其初期采油速度較高，含水率上升緩慢，適應(yīng)性較好。

4)不同壓裂工藝條件下，人工裂縫帶寬對(duì)井距、排距有一定的影響。研究認(rèn)為，西峰油田莊19區(qū)塊長(zhǎng)8超低滲透油藏若采用大排量混合水體積壓裂工藝，其人工裂縫平均帶寬為90 m左右，五點(diǎn)井網(wǎng)的排距在140～160 m，井距為500～600 m;若采用水力噴砂分段壓裂工藝，其人工裂縫平均帶寬為50 m左右，五點(diǎn)井網(wǎng)的排距確定在120～140 m，井距為400～500 m。

［1］ 朗兆新，張麗華，程林松，等.水平井與直井聯(lián)合開采問(wèn)題——五點(diǎn)法面積井網(wǎng)［J］.石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，1993，14(6):50-55.

［2］ 張晨朔，姜漢橋.低滲透油藏壓裂水平井井網(wǎng)優(yōu)化方法研究［J］.斷塊油氣田，2014，21(1):69-73.

［3］ 王繼平，任戰(zhàn)利，李躍剛，等.基于儲(chǔ)層精細(xì)描述的水平井優(yōu)化設(shè)計(jì)方法［J］.西北大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，2012，42(4):642-648.

［4］ 謝曉慶，丁美愛，姜漢橋，等.復(fù)雜小斷塊油藏水平井井網(wǎng)開發(fā)效果研究［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，2008，30(3):102-105.

［5］ 冉新權(quán)，程啟貴，屈雪峰.特低滲透砂巖油藏水平井井網(wǎng)形式研究［J］.石油學(xué)報(bào)，2008.29(1):89-92.

［6］ 孫衛(wèi)，史成恩，趙驚蟄，等.X-CT掃描成像技術(shù)在特低滲透儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)及滲流機(jī)理研究中的應(yīng)用——以西峰油田莊 19井區(qū)長(zhǎng)82儲(chǔ)層為例［J］.地質(zhì)學(xué)報(bào)，2006，80(5):775-779.

［7］ 屈雪峰，孫衛(wèi)，魏紅玫，等.西峰油田白馬區(qū)長(zhǎng)8油藏地質(zhì)特征及開發(fā)對(duì)策［J］.西北大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，2006，36(2):301-304.

［8］ 付曉燕，孫衛(wèi).低滲透儲(chǔ)集層微觀水驅(qū)油機(jī)理研究——以西峰油田莊 19井區(qū)長(zhǎng) 82儲(chǔ)集層為例［J］.新疆石油地質(zhì)，2006，26(6):681-683.

［9］ 姚約東，葛家理，何順利.水平井五點(diǎn)井網(wǎng)產(chǎn)能計(jì)算研究［J］.石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，1999，23(3):41-43.

［10］李春蘭，程林松，張麗華.水平井九點(diǎn)井網(wǎng)產(chǎn)能研究［J］.西南石油學(xué)院學(xué)報(bào)，1998，20(1):56-59.

［11］中國(guó)石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院.中國(guó)石油天然氣股份有限公司建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法與參數(shù)［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2013:4-30.

［12］中國(guó)石油天然氣股份有限公司長(zhǎng)慶油田分公司.鉆井系統(tǒng)工程、措施作業(yè)工程和物探工程技術(shù)服務(wù)造價(jià)指標(biāo)匯編［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2014.

［13］曾保全，程林松，李春蘭.特低滲透油藏壓裂水平井開發(fā)效果評(píng)價(jià)［J］.石油學(xué)報(bào)，2010，31(5):791-796.

［14］凌宗發(fā)，王麗娟，胡永樂(lè)，等.水平井注采井網(wǎng)合理井距及注入量?jī)?yōu)化［J］.石油勘探與開發(fā)，2008，35(1):85-90.