瑪湖致密礫巖油藏水平井生產(chǎn)動態(tài)分析及產(chǎn)能預(yù)測
——以瑪131小井距立體開發(fā)平臺為例

曹煒，鮮成鋼，吳寶成，于會永，陳昂，申潁浩

（1.中國石油大學(xué)（北京）非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院，北京 102249；2.中國石油 新疆油田分公司 工程技術(shù)研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

瑪湖凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地中央坳陷西部，西鄰西部隆起，東接英西凹陷、夏鹽凸起和達(dá)巴松凸起，整體呈北東—南西向展布的長橢圓狀?，敽枷葜旅艿[巖油藏是在凹陷區(qū)成藏理論指導(dǎo)下，近年來發(fā)現(xiàn)的特大型礫巖油藏，儲量高達(dá)10×108t，已經(jīng)成為新疆油田增儲上產(chǎn)的新基地[1-3]。為了解決水平井壓裂開發(fā)效果參差不齊、單井采收率低、平均單井日產(chǎn)量較低等問題，在瑪131井區(qū)設(shè)立了小井距立體開發(fā)平臺現(xiàn)場試驗(yàn)。

水平井多級壓裂技術(shù)在國外應(yīng)用廣泛，對多級壓裂水平井的產(chǎn)能預(yù)測和動態(tài)分析較成熟[4-6]。中國致密油藏的開發(fā)起步較晚，相應(yīng)的產(chǎn)能預(yù)測和動態(tài)分析研究開展也較晚，主要是對國外成熟方法的借鑒和運(yùn)用，大部分集中于單一方法的應(yīng)用及其改進(jìn)[7-11]，缺少對于立體開發(fā)模式下水平井生產(chǎn)動態(tài)分析和產(chǎn)能預(yù)測的綜合研究。隨著中國含油氣區(qū)立體開發(fā)趨勢的加大，針對小井距立體開發(fā)中水平井生產(chǎn)動態(tài)分析和產(chǎn)能預(yù)測極為重要。本文以瑪131 小井距立體開發(fā)平臺為例，在明確瑪湖致密砂巖油藏地質(zhì)特征以及水平井生產(chǎn)特征的基礎(chǔ)上，重點(diǎn)闡述水平井生產(chǎn)動態(tài)分析及產(chǎn)能預(yù)測工作流程和應(yīng)用，結(jié)合生產(chǎn)特征和動態(tài)分析結(jié)果，對后續(xù)油氣開發(fā)的進(jìn)一步深入和改進(jìn)提出相應(yīng)的建議。

1 地質(zhì)特征

瑪131 井區(qū)位于瑪湖凹陷北斜坡區(qū)，主力產(chǎn)層為三疊系百口泉組，油層主要分布在百二段和百三段，整體為東南傾的單斜，地層傾角較小。小井距立體開發(fā)平臺位于瑪131 井區(qū)東北部，儲集層以礫巖為主，巖性及成因復(fù)雜，非均質(zhì)性強(qiáng)，總體以扇三角洲前緣碎屑流沉積為主[12]。礫巖中的礫石顆粒分選差，對裂縫的形態(tài)和延伸具有較大影響[13]；遠(yuǎn)源成藏，含油飽和度低。百口泉組儲集層和風(fēng)城組烴源巖的垂直距離超過200 m，油氣在長距離的運(yùn)移下，儲集層原油飽和度難以達(dá)到較高程度，再加上儲集層致密和孔喉半徑偏小，百口泉組平均含油飽和度（41%～67%）小于國內(nèi)外其他致密油藏的平均水平[14-15]。儲集層物性差，研究區(qū)儲集層埋深普遍大于3 000 m，孔隙類型主要是殘余粒間孔和粒內(nèi)溶孔，具有典型的小孔細(xì)喉特征，平均滲透率為0.01～1.00 mD。儲集層最小水平主應(yīng)力為50～58 MPa，兩向應(yīng)力差高達(dá)11～17 MPa；平均楊氏模量為25 GPa，泊松比為0.25，天然裂縫不發(fā)育，壓裂易形成簡單雙翼縫[16-19]，體積壓裂改造難度大。

2 生產(chǎn)特征

在瑪131 小井距立體開發(fā)平臺，通過甜點(diǎn)分類技術(shù)、密切割壓裂技術(shù)和地質(zhì)工程一體化技術(shù)，對致密礫巖油藏的高效開發(fā)進(jìn)行了探索和現(xiàn)場試驗(yàn)[20]。在百口泉組百二段和百三段油層中分別部署了5口和7口水平井，井距分別為150 m 和100 m，進(jìn)行大規(guī)模壓裂改造后，于2019年9月初同步投產(chǎn)（圖1）。

（1）返排見油時(shí)間短，初期產(chǎn)量高，穩(wěn)產(chǎn)期短 瑪131 小井距立體開發(fā)平臺進(jìn)行大規(guī)模壓裂后，平均悶井27.6 d 開井投產(chǎn)，平均返排見油時(shí)間僅為1.67 d。將瑪131井區(qū)單層布井模式下的P10、P50和P90水平井日產(chǎn)油量（P10 為全區(qū)90%水平井日產(chǎn)油量低于該值；P50為全區(qū)50%水平井日產(chǎn)油量低于該值；P90為全區(qū)10%水平井日產(chǎn)油量低于該值）和小井距立體開發(fā)平臺的水平井平均日產(chǎn)油量進(jìn)行對比，平臺平均日產(chǎn)油量高于瑪131 井區(qū)P50 水平（圖2），采收率大幅提升，相比常規(guī)布井模式有明顯優(yōu)勢。但小井距立體開發(fā)平臺穩(wěn)產(chǎn)期短，后期產(chǎn)量遞減較快，存在井距和規(guī)模的優(yōu)化空間。

（2）生產(chǎn)初期含水率下降快，生產(chǎn)后期含水率波動大 水平井大規(guī)模壓裂會向地層注入大量的壓裂液，大幅度增加地層的能量，提高平臺周圍的地層壓力，并使地層初始含水飽和度有所提高。生產(chǎn)初期，水平井平均含水率均快速下降，百二段一亞段水平井初期平均含水率從100%下降到30%左右后，快速上升，并在40%上下波動；百三段水平井初期平均含水率從100%下降到22%左右，穩(wěn)定一段時(shí)間后開始波動（圖3）。

（3）地層壓力下降快，穩(wěn)產(chǎn)壓力大，脫氣現(xiàn)象嚴(yán)重瑪131小井距立體開發(fā)平臺開發(fā)層位埋深約3 000 m，地層壓力系數(shù)1.0～1.2，屬于常壓輕質(zhì)油藏。百二段一亞段中部埋深為3 110 m，地層壓力為34.66 MPa，地層飽和壓力為24.10 MPa，氣油比為140 m3/m3，地層飽和壓力差10.56 MPa；百三段中部埋深為3 060 m，地層壓力為38.78 MPa，地層飽和壓力為33.93 MPa，氣油比為235 m3/m3，地層飽和壓力差為4.84 MPa。盡管平臺式壓裂對地層具有類似增能作用，但是平均地層壓力下降快，生產(chǎn)期間極易脫氣，導(dǎo)致產(chǎn)油量減少，影響后續(xù)產(chǎn)能。

根據(jù)累計(jì)產(chǎn)油量和累計(jì)產(chǎn)氣量，可對各井的脫氣情況和脫氣時(shí)間點(diǎn)進(jìn)行大致判斷（圖4）。百二段5口井中，MaHW1241 井脫氣最為嚴(yán)重，雙對數(shù)曲線斜率變化明顯，存在未脫氣階段、脫氣第一階段和脫氣第二階段3 個階段，其中脫氣第二階段存在氣竄可能。其余4 口井均發(fā)生不同程度的脫氣，但后期正交曲線斜率變化相近。而百三段7 口井中，MaHW1247 井和MaHW1248 井脫氣最為嚴(yán)重，斜率出現(xiàn)明顯變化；MaHW1246 井脫氣程度較低，斜率向上傾斜較小；MaHW1250 井、MaHW1251 井和MaHW1252 井由于在生產(chǎn)早期下入井下氣嘴，正交曲線斜率變化相對平緩，雙對數(shù)的階段特征同樣存在，但斜率變化較小，說明早期下入井下氣嘴有效減輕了脫氣。

3 不穩(wěn)定產(chǎn)量分析及產(chǎn)能預(yù)測

根據(jù)產(chǎn)量及壓力，利用解析模型進(jìn)行不穩(wěn)定產(chǎn)量分析及產(chǎn)能預(yù)測，主要流程為5 步：生產(chǎn)數(shù)據(jù)質(zhì)量控制、生產(chǎn)流態(tài)判斷、裂縫體積分析、遞減曲線和解析模型產(chǎn)能預(yù)測、解析模型與遞減曲線預(yù)測產(chǎn)能對比。

3.1 生產(chǎn)數(shù)據(jù)質(zhì)量控制

生產(chǎn)數(shù)據(jù)質(zhì)量控制是生產(chǎn)動態(tài)分析及預(yù)測前的重要環(huán)節(jié)?，F(xiàn)場的產(chǎn)量和壓力數(shù)據(jù)往往有許多質(zhì)量問題，比如油嘴更換、下油管、鉆塞、下氣嘴、油管更換、關(guān)井等生產(chǎn)措施帶來的數(shù)據(jù)質(zhì)量問題，會對后續(xù)的分析和解釋產(chǎn)生巨大的影響，甚至形成錯誤的認(rèn)識。對于傳統(tǒng)的遞減曲線產(chǎn)能預(yù)測方法，通常需要滿足相當(dāng)多的條件，直接使用缺少數(shù)據(jù)質(zhì)量控制的原始數(shù)據(jù)往往會得到錯誤的預(yù)測結(jié)果。對于瑪湖致密礫巖油藏，在開展生產(chǎn)數(shù)據(jù)動態(tài)分析之前，檢測并剔除異常數(shù)據(jù)點(diǎn)，對后續(xù)分析尤為重要。

異常數(shù)據(jù)點(diǎn)一般是指遠(yuǎn)離整體數(shù)據(jù)變化趨勢且規(guī)律不一致的數(shù)據(jù)點(diǎn)，噪聲數(shù)據(jù)點(diǎn)一般是指符合產(chǎn)量變化趨勢和規(guī)律但有波動的數(shù)據(jù)點(diǎn)。傳統(tǒng)的遞減曲線產(chǎn)能預(yù)測過程中，噪聲數(shù)據(jù)點(diǎn)對產(chǎn)能預(yù)測的結(jié)果影響很小，預(yù)測結(jié)果主要受異常數(shù)據(jù)點(diǎn)的影響，異常數(shù)據(jù)點(diǎn)越多，預(yù)測結(jié)果誤差越大[21]。

目前對于生產(chǎn)井生產(chǎn)數(shù)據(jù)質(zhì)量控制的經(jīng)典方法有3 種：①產(chǎn)量和時(shí)間的雙對數(shù)關(guān)系，用于清除離散數(shù)據(jù)點(diǎn)，為流動階段特征識別做準(zhǔn)備（圖5）；②產(chǎn)量和時(shí)間的半對數(shù)關(guān)系，用于剔除不穩(wěn)定的產(chǎn)量數(shù)據(jù)點(diǎn)，為導(dǎo)數(shù)計(jì)算分析做準(zhǔn)備；③產(chǎn)量和壓力的一致性，即產(chǎn)量增加不會導(dǎo)致流動壓力增大，從而判斷可能的非油藏響應(yīng)數(shù)據(jù)。

3.2 生產(chǎn)流態(tài)判斷

流態(tài)的判斷是生產(chǎn)動態(tài)分析及預(yù)測的第一步，不同流態(tài)反映的生產(chǎn)特征不同，不同遞減曲線產(chǎn)能預(yù)測方法對不同流態(tài)有著相應(yīng)的限制和使用條件。將非常規(guī)油藏水平井分段壓裂后的生產(chǎn)歷史結(jié)合流體流動特征，主要可以分為3個階段[22]：裂縫起主要控制作用的非穩(wěn)態(tài)線性流階段、過渡流階段和邊界控制下的擬穩(wěn)態(tài)流階段。

流態(tài)的識別方法多種多樣，不同方法可以識別不同的流態(tài)特征，目前主流的識別圖版為流量重整壓力與物質(zhì)平衡時(shí)間雙對數(shù)圖版（圖6）。結(jié)合壓力數(shù)據(jù)，通過物質(zhì)平衡時(shí)間，將變流量問題轉(zhuǎn)換為定產(chǎn)問題，從而更加準(zhǔn)確地判斷生產(chǎn)井的流態(tài)。

應(yīng)用現(xiàn)代生產(chǎn)動態(tài)分析方法，對瑪131 小井距立體開發(fā)平臺12 口井進(jìn)行了流態(tài)判斷和對比，以MaHW1241 井為例（圖7），平臺內(nèi)各水平井目前均處于擬穩(wěn)態(tài)流階段，可以進(jìn)行后續(xù)的遞減曲線產(chǎn)能預(yù)測分析以及解析模型產(chǎn)能預(yù)測分析。

3.3 裂縫體積分析

裂縫體積分析是對水平井壓裂后開井返排前期的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。針對瑪湖致密礫巖油藏，借鑒頁巖氣返排分析的假設(shè)前提，認(rèn)為壓裂后返排的前期階段產(chǎn)水均來自裂縫，忽略水由基質(zhì)向裂縫的流動，同時(shí)假定裂縫內(nèi)只有單相水。結(jié)合日產(chǎn)水量和累計(jì)產(chǎn)水量的半對數(shù)關(guān)系（圖8），產(chǎn)水下降曲線具有調(diào)和遞減的特征，擬合直線的水平軸截距（x=1），便可以得到一個初步預(yù)測的初始裂縫體積[23]。以MaHW1241井為例，根據(jù)圖版截距得到的原始裂縫體積為8 362.60 m3，應(yīng)用到整個平臺，得到百二段一亞段水平井初始壓開裂縫的平均體積為6 402.29 m3，而百三段水平井初始壓開裂縫的平均體積為3 754.40 m3，采用加密簇、大液量和大砂量壓裂，百二段一亞段壓開的裂縫體積明顯大于百三段。

為進(jìn)一步分析返排期間裂縫體積變化，采用裂縫體積損失率來評估返排期間油嘴變化導(dǎo)致的裂縫體積損失[24]，其中裂縫內(nèi)壓力用與其近似的井底流壓代替。以MaHW1241井為例，首先根據(jù)井眼軌跡和產(chǎn)液量計(jì)算出井底流壓，然后通過半對數(shù)關(guān)系擬合出原始裂縫體積，最后結(jié)合裂縫壓縮系數(shù)求取裂縫體積損失率。油嘴小于3 mm時(shí)（圖9），裂縫體積損失有所起伏，但并不明顯，而在油嘴為3 mm時(shí)，裂縫體積損失率明顯上升，在5 d 內(nèi)裂縫體積損失率從3.57%上升到7.61%。裂縫體積損失明顯，將會大幅降低后續(xù)產(chǎn)能。

3.4 產(chǎn)能預(yù)測

3.4.1 遞減曲線產(chǎn)能預(yù)測

傳統(tǒng)的遞減曲線產(chǎn)能預(yù)測是通過產(chǎn)量的遞減變化規(guī)律結(jié)合經(jīng)驗(yàn)公式的擬合來進(jìn)行預(yù)測，并沒有考慮地層及其壓力變化的影響，雖然簡單快捷，但預(yù)測結(jié)果存在誤差。對于常規(guī)油氣藏而言，Arps 遞減方法[25]是最為經(jīng)典適用的模型，但只適合達(dá)到邊界控制流條件下的生產(chǎn)井，而致密油氣藏流態(tài)往往處在非穩(wěn)態(tài)線性流—過渡流階段，難以達(dá)到邊界控制下的擬穩(wěn)態(tài)流，產(chǎn)量預(yù)測偏差很大。

以MaHW1241井為例，擬合不同的遞減曲線產(chǎn)能預(yù)測模型[26-31]（圖10）。由于不同模型產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果均存在誤差，具有很強(qiáng)的不確定性，將上述預(yù)測結(jié)果構(gòu)建P10、P50和P90產(chǎn)能預(yù)測曲線，以P50產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果作為遞減曲線產(chǎn)能預(yù)測的最終值，即15 785.9 m3。

根據(jù)平臺其余井遞減曲線P50 產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果，MaHW1242 井、MaHW1246 井和MaHW1252 井預(yù)測產(chǎn)能高，20年遞減曲線產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果均超過了3×104m3。

百二段一亞段5 口水平井遞減曲線P50 產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果平均為22 398.6 m3，百三段7 口水平井平均為23 377.8 m3，預(yù)測結(jié)果相近。

3.4.2 解析模型產(chǎn)能預(yù)測

解析模型的擬合需要產(chǎn)量、井底流壓、地層厚度、孔滲飽和流體PVT數(shù)據(jù)。根據(jù)平臺實(shí)際生產(chǎn)情況，選取相應(yīng)的圖版，同時(shí)結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)得到雙對數(shù)曲線圖版、Blasingame 曲線圖版、線性流曲線圖版、物質(zhì)平衡曲線圖版以及壓力產(chǎn)量歷史曲線圖版6 個圖版后進(jìn)行擬合[32-33]。

以瑪131 小井距立體開發(fā)平臺12 口井構(gòu)建了百二段一亞段和百三段水平井P10、P50 和P90 的產(chǎn)量與時(shí)間關(guān)系，以P50 產(chǎn)能預(yù)測曲線作為參照標(biāo)準(zhǔn)，選擇MaHW1245 井作為百二段一亞段的典型井，MaHW1250井作為百三段的典型井（圖11），開展解析擬合，以提供調(diào)整參數(shù)，加速全平臺水平井的擬合。

對MaHW1245 井選用水平井多級壓裂和不滲透矩形邊界模型，根據(jù)該井產(chǎn)量和壓力數(shù)據(jù)構(gòu)建雙對數(shù)曲線圖版、Blasingame 曲線圖版、線性流曲線圖版、物質(zhì)平衡曲線圖版以及壓力-產(chǎn)量歷史曲線圖版，通過調(diào)整等效地層滲透率、有效裂縫半長等參數(shù)來擬合。擬合前期以調(diào)整等效地層滲透率和有效裂縫半長為主，后期通過調(diào)整邊界距離，來擬合線性流曲線的斜率變化。擬合得到的等效地層滲透率為0.087 mD，有效裂縫半長為63.1 m，單井控制儲量為22.8×104m3，原始地層壓力為49.48 MPa，水平井左右邊界分別為150 m和200 m。

解析模型是對實(shí)際生產(chǎn)模型的簡化，往往是通過多參數(shù)的調(diào)整來擬合，參數(shù)的調(diào)整存在多樣性和多解性。為了得到可靠的產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果，以等效地層滲透率作為敏感性參數(shù)，對等效地層滲透率進(jìn)行重采樣，標(biāo)準(zhǔn)差0.039，取樣個數(shù)為30，同時(shí)以有效裂縫半長、原始地層壓力、表皮系數(shù)等作為擬合參數(shù)。以累計(jì)產(chǎn)量擬合誤差小于1 000 m3的模型作為預(yù)測模型，預(yù)測定壓10 MPa生產(chǎn)20年的最終采收率，以P50產(chǎn)能預(yù)測的最終產(chǎn)能為19 075.8 m3。

以MaHW1245井為例，對平臺內(nèi)不同層位水平井進(jìn)行解析擬合和產(chǎn)能預(yù)測，得到等效地層滲透率、有效裂縫半長以及P50產(chǎn)能（表1）。

表1 解析模型參數(shù)和產(chǎn)能預(yù)測統(tǒng)計(jì)Table 1.Parameters of analytical model and statistics of productivity prediction

百三段滲透性較好，其平均有效裂縫半長也大于百二段一亞段，但百三段水平井井距較小，具有優(yōu)化空間。百二段一亞段水平井的井距和壓裂規(guī)模均大于百三段，但兩者的平均解析P50 預(yù)測產(chǎn)能相近，表明百二段一亞段由于產(chǎn)層較薄，可能存在非儲集層壓裂現(xiàn)象，可對其壓裂規(guī)模進(jìn)行優(yōu)化。平均等效地層滲透率和平均有效裂縫半長，可以應(yīng)用于后續(xù)的油藏?cái)?shù)值模擬，縮短油藏?cái)?shù)模歷史擬合所需時(shí)間。

為進(jìn)一步驗(yàn)證解析模型的準(zhǔn)確性，將解析模型計(jì)算得到的有效裂縫長度與非常規(guī)裂縫模型的模擬結(jié)果[34]進(jìn)行對比（圖12）。后者充分考慮地層非均質(zhì)性，在裂縫擬合階段考慮微地震分布和應(yīng)力隔檔效應(yīng)，同時(shí)以施工壓力曲線瞬時(shí)停泵壓力、微地震數(shù)據(jù)和示蹤劑數(shù)據(jù)進(jìn)行校準(zhǔn)，得到符合實(shí)際的裂縫形態(tài)。2 種方法擬合得到的有效裂縫長度和支撐裂縫長度相近，平均誤差為5.7%，表明解析模型預(yù)測結(jié)果可靠。

3.5 解析模型與遞減曲線預(yù)測產(chǎn)能對比

平臺解析模型P50和遞減曲線P50產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果表明，除MaHW1245 井和MaHW1248 井以外，其余各井的遞減曲線P50產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果均大于解析模型P50產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果。而對于產(chǎn)能預(yù)測，上述方法都存在著不確定性，無論是遞減曲線P50 產(chǎn)能預(yù)測方法，還是解析模型產(chǎn)能預(yù)測方法，都存在各自的缺陷。

遞減曲線P50 產(chǎn)能預(yù)測方法僅考慮產(chǎn)量遞減的變化規(guī)律，并沒有結(jié)合地層實(shí)際情況和壓力數(shù)據(jù)；而由于解析模型的限制，解析模型P50 產(chǎn)能預(yù)測難以考慮地層非均質(zhì)性和PVT的變化，其預(yù)測結(jié)果往往偏?。▓D13）。主要原因包括：在解析中對于應(yīng)力敏感性只能進(jìn)行全局平均，而實(shí)際地層中裂縫和基質(zhì)的敏感程度并不相同，這會引起解析模型預(yù)測的誤差；壓裂液返排時(shí)，壓力降低至飽和壓力之下，輕質(zhì)油藏脫氣形成多相流，造成預(yù)測結(jié)果的誤差[35]；儲集層壓裂改造過程中，裂縫并不會只在油層中擴(kuò)展，而是不規(guī)則地延伸，裂縫在非儲集層的擴(kuò)展，會大幅降低能量，從而導(dǎo)致油層改造不完善，儲量動用不均勻。

為了更合理地運(yùn)用2 種方法來確定產(chǎn)能預(yù)測的范圍，將解析模型P50 產(chǎn)能預(yù)測模型結(jié)果和遞減曲線P50產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果相結(jié)合，確定單井的最終產(chǎn)能。

由于瑪131 小井距立體開發(fā)平臺生產(chǎn)時(shí)間較短，難以進(jìn)行生產(chǎn)前期和后期的對比，因此選取同區(qū)塊生產(chǎn)時(shí)間較長的壓裂水平井MaHW1310 井進(jìn)行產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果的驗(yàn)證。采用動態(tài)分析和產(chǎn)能預(yù)測流程，對MaHW1310 井分別進(jìn)行遞減曲線P50 產(chǎn)能預(yù)測和解析模型P50產(chǎn)能預(yù)測。

投產(chǎn)500 d 后，MaHW1310 井已處于擬穩(wěn)態(tài)流階段，解析模型P50 預(yù)測產(chǎn)能為35 074.7 m3，遞減曲線P50 預(yù)測產(chǎn)能為37 748.3 m3；投產(chǎn)1 000 d 后，解析模型P50 預(yù)測產(chǎn)能為36 351.5 m3，遞減曲線P50 預(yù)測產(chǎn)能為38 426.4 m3，生產(chǎn)前期和生產(chǎn)后期產(chǎn)能預(yù)測區(qū)間十分接近，可見生產(chǎn)前期預(yù)測區(qū)間已比較準(zhǔn)確，可信度較高。

4 結(jié)論

（1）瑪131 小井距立體開發(fā)平臺儲集層有效裂縫半長普遍小于75 m，平均約63 m，有效裂縫長度是實(shí)施小井距開發(fā)大幅度提高采收率的關(guān)鍵。

（2）研究區(qū)布井參數(shù)存在進(jìn)一步優(yōu)化的空間，壓裂優(yōu)化要充分考慮壓裂規(guī)模與儲集層厚度和滲透率的匹配，最大限度減小非儲集層壓裂以提高效益。平臺百三段可適當(dāng)擴(kuò)大井距，百二段一亞段適度減少壓裂液。

（3）針對氣油比較高、地層飽和壓力差較小的致密油藏，早期控壓生產(chǎn)和及時(shí)下入井下氣嘴節(jié)流，可以有效抑制過早脫氣，有效減輕脫氣對油井產(chǎn)能的影響。

（4）鑒于解析模型條件假設(shè)和多參數(shù)擬合的局限性，可結(jié)合數(shù)值模擬方法，對不同關(guān)鍵開發(fā)參數(shù)進(jìn)行敏感性分析，開展不確定性預(yù)測與優(yōu)化，進(jìn)一步提高小井距立體開發(fā)方案的可靠性。