低渗透油田开发技术

低渗透油田开发技术低渗透油田开发技术提纲1.国内外低渗油田开发简况和现状

2.低渗透油藏渗流机理及开发对策

3.人工补充能量时机选择4.低渗透油田产量递减规律

7.低渗透油藏提高采收率技术

5.低渗透油田增产措施及效果评价

6.油层保护

8.低渗透油田开发效益影响因素分析

9.结论与认识

国内外低渗油田开发简况和现状1.1国内外低渗油田划分标准1.2国内外低渗油田储量分布1.3我国低渗油田开发科学研究和生产试验发展状况1.4国内外低渗透油田开发现状

研究报告国内外低渗油田开发简况和现状

1

国内外低渗油田划分标准

中国俄罗斯美国和加拿大K×10-3μm20.1≦k<11≦k<1010≦k<50乌津油田k<80萨莫特洛尔油田k<22美国把k>10×10-3μm2的储层划为低渗油田好储层，美国，加拿大国家将k为0.1×10-3μm2定为有效厚度下限。类型超低渗特低渗低渗根据低渗储层形成和埋藏的地质物理条件划分

研究报告单位油区探明已动用未动用占全国(×104t)(×104t)（×104t）（%）中国石油天然气股份公司大庆75676214755420120.7吉林53346193163403013辽河400813028697953.7冀东1327062

大港3135911300200597.7华北17959986080993.1二连11621600056212.1长庆4987923887259929.9延长222615641166206.3青海8695252661692.4吐哈219681472272462.8新疆87146478313931515塔里木285421437110.3四川530453040

玉门542154210

合计43370620578522792187国内外低渗油田开发简况和现状

探明未动用低渗透储量数据表研究报告单位油区探明已动用未动用占全国(×104t)(×104t)（×104t）（%）中国石油化工集团公司中原247631863061332.3河南296996520040.8江苏5301401012910.5江汉3064188711770.45安徽457349108

滇黔桂6932734200.2合计104476704613401513全国陆上油田总计538182276246261936100国内外低渗油田开发简况和现状

探明未动用低渗透储量数据表（接上）

研究报告截至2007年，探明低渗透石油地质储量99.4亿吨，占全国的36%国内外低渗油田开发简况和现状

我国低渗油田开发科学研究和生产试验发展状况

由于低渗油田开发在我国石油工业持续发展的作用越来越重要，因此对低渗油田开发的科学研究，技术攻关和现场试验都列入了国家重点和几大石油集团公司的重大项目通过“九五”以来的研究攻关和试验，我国对低渗油田的特征认识，开发决策和工艺技术等各个方面，都有了新的较大的发展和提高研究报告国内外低渗油田开发简况和现状

国内低渗透砂岩油田开发现状

集团公司

油藏个数地质储量104t百分比%

可采储量104t年产油量104t累计采油104t年产液量104t平均含水%可采储量采出程度%地质储量采油速度%剩余可采储量采油速%中石油16613250868.532114143214917254643.846.451.087.69中石化1776082831.5129224477414128065.157.370.737.51国内34319333610045036187922331382650.949.580.977.64国内低渗透油藏还是以注水开发保持地层能量为主，注其它注入剂开发尚在试验阶段，由上表看出，国内低渗透油田开发的平均采收率约为23.3%。研究报告油田国家投产时间年埋藏深度m油藏类型储层时代油层有效厚度m渗透率/10-3um2地质储量/104t含油面积/km2井网密度km2/井采收率%斯普拉柏雷美国19511990-2200岩性二叠系120.512550020240.12，0.649-10北贝尔邦克美国1920853-975岩性石炭系7.6-12.1508828730.0446.19巴罗岛澳大利亚1967700-800构造白垩系10--255.712000820.16，0.0830帕宾那（J区）加拿大19581548岩性上白垩6.55839020.10.6421红叉砂岩油田美国1940567-1330岩性上白系3.817.2

470.0424.2莱维斯.布奇美国1944

岩性石炭系4.6-610.1104

0.0415.7小牛塘美国19431403构造石炭系

61.3

6.10.16，0.0842阿塔蒙特-布鲁贝尔油田美国19712400-2500岩性石炭系

0.01-103100017502.5614.6-20草尾溪油田美国19611189构造第三系

5.5

3.50.16

东堪顿油田美国19661403-1616岩性三叠系

<10

3380.16

北斯坦利美国

岩性志留系14300

0.0641.6西爱文特油田美国1916500-564岩性石炭系3.43.826510.70.05

朗吉累油田美国19432042构造石炭系33.6252040077.40.16，0.0852哈米尔顿穹窿油田美国1944858构造石炭系5.358.27394100.04，0.02

俄勒冈盆地美国19451170构造石炭系

683650200.16

国内外低渗油田开发简况和现状

研究报告国外低渗透砂岩油田开发现状国内外低渗油田开发简况和现状

油田国家投产时间年埋藏深度m油藏类型储层时代油层有效厚度m渗透率103um2地质储量/104t含油面积/km2井网密度km2/井采收率%贾麦松.斯特诺油田美国19521880岩性石炭系20.70.8

1100.2117哈西.迈萨乌德阿尔及利亚19583200-3390岩性石炭系6440022000013001.5632多林麦尼利特油藏乌克兰19501600-3200岩性寒武系30-500.1-5

22.50.1932.4多林曼尼亚夫油藏乌克兰19582700-3000岩性渐新统28-455

0.229.3多林维果德油藏乌克兰19572400-3000岩性始新统76.35.5

0.0843哈茨佐格德洛美国19752900岩性上白垩6.11250471241.2420新达米特里也夫库姆油藏前苏联19522600-2800岩性始新统2-308

0.13，0.2131--34小溪油田美国19593280岩性下白垩8.865145724.80.1646比弗溪麦迪逊美国19453420岩性

461210005.10.240快乐泉弗朗梯尔“A”油藏美国19503060岩性

6.55042.910.1848麦克阿瑟河美国19652900岩性

11.91-105370240.4626

研究报告

国外低渗透砂岩油田开发现状表（续上）国内外低渗油田开发简况和现状

小结

国外低渗油田开发已经有100多年的历史，他们认为低渗油田尤其是低渗异常高压油田，初期压力高，天然能量充足，可先采用自然能量开采，尽量延长无水期和低含水期，一般先用弹性能量和溶解气驱能量开采，但油层产能递减快，一次采收率低，只有8~15%

国内外大量研究实践表明，当前低渗油田开发中，已广泛应用并取得明显经济效益的主要技术，仍然是注水保持地层能量，压裂改造油层和注气技术，储层地质研究和保护油层措施是油田开发过程中的关键技术

国外不同规模矿场试验，见到效果的提高采收率方法有混相驱，CO2驱，水气交替注入，水气混注和周期注气等研究报告低渗透油藏渗流机理及开发对策

低渗透油藏渗流基本特征及规律地层水和原油流经低渗多孔介质时的渗流特征存在启动压力梯度的产量计算公式压裂改造提高油层渗透率采用合理注采井距采用大压差生产降低原油渗流时剪切应力严格注入水水质标准

研究报告低渗透油藏渗流机理及开发对策

低渗透油藏渗流基本特征及规律

低渗透油藏与中高渗油藏根本性的差异在于低渗油藏储层岩石孔喉直径偏小，当流体在孔喉中流动时流固耦合效应凸显，即存在着所谓的启动压力和非线性渗流现象。液体在低渗多孔介质中渗流时具有非达西渗流特征λ为启动压力梯度，即当压力梯度大于λˊ时液体开始流动.

低渗岩样中液体渗流速度与压力梯度关系示意图

研究报告低渗透油藏渗流机理及开发对策

地层水和原油流经低渗多孔介质时的渗流特征江汉油田勘探开发研究院研究了地层水和不同粘度原油在低渗多孔介质中的渗流特征，如图所示。

同一粘度（μw=0.891mPa·s）地层水在不同渗透率岩样中的渗流曲线

同一粘度(μo=2.3mPa·s)原油在不同渗透率岩样中的渗流曲线研究报告不同粘度原油在同一渗透率（k=0.00718μm2）岩样中的渗流曲线

原油边界层厚度与原油沥青质含量的关系曲线由图看出，即使原油中仅含2.0％沥青质，边界层厚度可达0.22um这对低渗地层来说将大大影响地层渗透率研究报告低渗透油藏渗流机理及开发对策

地层水和原油流经低渗多孔介质时的渗流特征Qo——油井产量，m3/sΦ——孔隙度，%——极限剪应力μ——粘度，MPa.sS——表皮因子K——渗透率，×10-3μm2h——油层射开厚度，mPR、Pwf——分别为地层压力和流动压力，MPare、rw——分别为供给半径和井径，m低渗透油藏渗流机理及开发对策

存在启动压力梯度的产量计算公式

研究报告安塞油田（K=2.2×10-3μm2

，μo

＝2.2mPa·s）不同供油半径下的产量变化幅度E，和不同生产压差下的产量变化幅度E，如图：产量减小幅度与供油半径的关系曲线

产量减小幅度与生产压差关系曲线

研究报告低渗透油藏渗流机理及开发对策

存在启动压力梯度的产量计算公式

影响油井产量下降的主要因素：

渗透率越低，油井产量越低，产量降低幅度越大。

供油半径越大，油井产量越低，产量降低幅度也越大。

生产压差越小，油井产量越小，产量下降幅度也越大。

原油在渗流过程中极限剪切应力愈大，产量下降幅度也越大。

研究报告要开发好低渗油藏，应从这几个方面考虑低渗透油藏渗流机理及开发对策

存在启动压力梯度的产量计算公式

根据吉林红岗油田经验，对于低渗油田应在原始地层压力附近压裂最为有效。如右图所示，（原始地层压力12.25MPa）。红岗油田地层压力与压裂效果关系图低渗透油藏渗流机理及开发对策

压裂改造提高油层渗透率

原始地层压力12.25MPa研究报告低渗透油藏渗流机理及开发对策

合理注采井距

右表为国内部分低渗油藏井距变化前后的开发效果变化情况。可以看出，200m左右井距是大多数低渗透油藏开发效果变化的转折点。335300212300212油藏名称渗透率10-3m2粘度mPa·s原井网（m）开发效果改造后井网（m）开发效果渤南500.7500-800生产被动V=1.5-0.6250m并压裂改造qo=55t/dV=1.0-1.2留路油田17断块43300压裂酸化后V=0.5-0.6ql=6.4t/dqi=17m3/d150-200m压裂V=1.8-2.6ql=12.5t/dqi=55m3/d文东盐间层29.20.72300-400ER=14.9%,fw=71.9%V=0.83200ER=35.6%,fw=87.6%,V=4.93新民油田7.48.7300m反九点ER=6.77%,fw=37.7%试验区150m反九点ER=35.08%,fw=35.8%大庆朝阳沟12.710.4300m反九点V=0.74224V=1.8-2.1大港六拔油田31.37.5口/km2V=0.8,fw=41.3%15.7口/km2V=2.1,fw=32.8%榆树林东14块2.263.83001993年投入注水开发1998年采油速度降至0.28212(试验区)调整后采油速度由0.28上升0.85扶杨631区块<10300V=0.56212V=1.74长庆马岭753.0350-425qo=3.81t/dfw=66.6%250qo=6.7t/d,fw=48.1%(据30口加密井统计)研究报告吉林新民油田小井距开采方式试验（300m－150m）

新民油田19-6加密井位示意图

小井距实验效果对比图小井距单井日产油量为全油田的2倍，小井距采出程度35.08%，综合含水35.8%；全油田采出程度仅6.77%，而综合含水高达37.7%研究报告低渗透油藏渗流机理及开发对策

合理注采井距

增加压差有两种方式：①提高地层压力；②降低流压。

油田开发实践表明，地层压力愈高采油（液）指数愈高；流动压力愈低采油（液）指数愈低。

沙丘3油藏采液指数与地层压力关系马西深层无因次采油指数与无因次压力关系低渗透油藏渗流机理及开发对策

采用大压差生产

研究报告马西深层无因次采油指数与井底压力关系平均无因次产量与流动压力关系研究报告低渗透油藏渗流机理及开发对策

采用大压差生产

从提高产量的角度出发当然是压差愈大（即驱替速度大）愈好。但从提高驱油效率再度出发，并非是驱替速度愈大愈好。驱替速度与水驱油效率关系

在相同渗流速度下，水驱油效率随渗透率的增加而增加研究报告低渗透油藏渗流机理及开发对策

采用大压差生产

固液界面的附着功大小可表征固液两相界面分子力作用的强弱西安石油学院邓英尔等配置了附着功分别为57.2、77.2、70mJ/m2，粘度为0.75mPa·s的液体1、2、3，流经岩样1、2、3的实验结果如下图：

低渗透油藏渗流机理及开发对策

降低原油渗流时剪切应力

W液体1=57.2mJ/m2W液体2=77.2mJ/m2W液体3=70mJ/m2W液体1=57.2mJ/m2W液体2=77.2mJ/m2W液体3=70mJ/m2研究报告岩样1（K=6.3×10-3μm2）、2（K=5.0×10-3μm2）、3（K=36.9×10-3μm2）W液体1=57.2mJ/m2W液体2=77.2mJ/m2W液体1=70mJ/m2W液体1=57.2mJ/m2W液体2=77.2mJ/m2W液体1=70mJ/m2W液体1=57.2mJ/m2W液体2=77.2mJ/m2W液体1=70mJ/m2W液体1=57.2mJ/m2W液体2=77.2mJ/m2W液体1=70mJ/m2结论：1）流体流经低渗岩样时，可流动渗透率Kd随压力梯度变化。压力梯度越大，可流动渗透率愈大，注水开发低渗油藏应保持较高的压力梯度2）液体与固体之间的附着功愈小（液体1）在不同的压力梯度下，其可流动渗透率Kd变化愈小，即愈接近达西渗流。研究报告低渗透油藏渗流机理及开发对策

降低原油渗流时剪切应力

长江大学油层物理实验室也曾做过在注入水中加入少量表面活性剂驱替实验岩样号流体介质流量ml/min岩样两端压差MPa1地层水0.20.0245地层水+活性剂0.20.0052地层水0.50.0534地层水+活性剂0.50.015研究报告低渗透油藏渗流机理及开发对策

降低原油渗流时剪切应力

油田实践也是如此，阿尔兰油田阿西特区是一个非均质严重，渗透率较低油藏。该区在含水达60%-80%后，在13口注水井中加入浓度为0.051%OP-10表面活性剂，注入量为4.9%PV。实施结果如下表所示：次序123注入剂水表面活性剂溶液后续注水测试项目垂向波及系数%吸水指数m3/d·MPa垂向波及系数%吸水指数m3/d·MPa垂向波及系数%吸水指数m3/d·MPa效果I-VI层37.062.048.5I-V层33.820.060.037.046.025.0研究报告低渗透油藏渗流机理及开发对策

降低原油渗流时剪切应力

低渗透油藏渗流机理及开发对策

严格注入水水质标准

中国低渗油田（部颁标准）加拿大帕宾那油田1.悬浮小于1mg/l；2.杂质颗粒直径小于2um；3.腐生菌小于100个；4.硫酸盐还原菌小于100个/L；5滤膜系数大于20；6.总铁含量小于0.5mg/l；7.溶解氧含量小于0.05mg/l；8.平均腐蚀率小于0.076mm/a；9.游离CO2含量小于10mg/l；10.化物（二价硫）小于10mg/l；11.含硫量小于10mg/1.杂质颗粒小于岩石孔径的1/10；2.机械杂质含量0.1-0.5mg/l；3.水中含氧量小于0.05mg/l；4.细菌含量为0；5.腐蚀率小于0.12mm/a；6.含油量小于10mg/l；7.粘土膨胀率小于0.5％/d.研究报告地层压力保持水平注水时机的选择（或人工补充能量时机选择）

常压油藏

深层异常高压油藏地层压力保持水平及人工补充能量时机选择研究报告中科学渗流力学研究所选用裂缝性低渗砂岩和基质砂岩进行了孔隙度、渗透率随上覆岩层压力变化的实验室实验裂缝性低渗砂岩及基质砂岩孔隙度，渗透率随上覆岩层压力变化裂缝性岩心只恢复到原始渗透率的1/10左右基质岩心只恢复到原始渗透率27%左右

研究报告地层压力保持水平

地层压力保持水平及人工补充能量时机选择我国胜利油田做了渗透率随上覆岩层压力变化的实验室研究。从图可以很直观的看出上覆岩层压力变化对不同渗透率的影响程度。

不同上覆压力下的岩心空气渗透率测定结果地层压力保持水平

研究报告地层压力保持水平及人工补充能量时机选择俄国人A.T.ToPbyHOB也进行了类似的实验,如下图所示:对于裂缝性低渗油田和低渗油田最好将地层压力维持在原始地层压力附近开采，否则将会使原本是低渗油藏的渗透率降得更低。实际油田开采反映的情况亦是如此。

研究报告地层压力保持水平

地层压力保持水平及人工补充能量时机选择该油藏为低渗砂岩油藏，局部有裂缝（K=4.2mD，u=1.9mPa·s，Pi=20.3MPa，Pb=12.7MPa，H中深=1770m,压力系数1.17)1）该油藏在原始地层压力附近进行系统试井符合达西渗流规律SQ1113井系统试井指示曲线SQ1154井系统试井指示曲线

新疆准东沙南油田沙丘3油藏

研究报告地层压力保持水平及人工补充能量时机选择SQ3井系统试井指示曲线

由上图看出：这3口井系统试井的指示曲线均为直线呈达西渗流，产量都很高，井底附近的地层中可能存在裂缝，在原始地层压力的情况下，裂缝呈张开状态，这再次表明对于这类可能存在有裂缝低渗油藏必须使地层压力保持在原始地层压力附近开采，力争达到达西渗流。研究报告新疆准东沙南油田沙丘3油藏

地层压力保持水平及人工补充能量时机选择地层压力愈高采液指数愈高沙丘3油藏采油指数与地层压力的关系

表明了对于这类油藏的开发，地层压力保持在原始地层压力附近开采，这样才能充分发挥地层的渗流能力，提高采油速度。

研究报告新疆准东沙南油田沙丘3油藏

地层压力保持水平及人工补充能量时机选择Pb=12.7该油藏为低渗超高压砂岩油藏（Ka=11mD,u=0.38mPa·s,Pi=56.78MPa,Pb=38.45MPa,H中深=3908.2m,压力系数1.48)。由图看出，地层压力愈高采油指数愈高。超高压低渗油藏与常压低渗油藏不同。这类低渗油藏一旦地层压力降至静水柱压力采油指数（或渗透率）将损失很大。因此必须研究低渗超高压油藏地层压力保持多大较为合适。

马西深层无因次采油指数与无因次压力关系大港马西深层油藏

研究报告地层压力保持水平及人工补充能量时机选择在注水开发的前提下保持合理的地层压力界限应考虑:1）注水系统的压力(泵压,破裂压力,启动压力)2）采油系统压力(生产井流压,井口压力)针对马西深层油藏进行讨论：马西深层合理地层压力界限应该满足当时油田的开发方针：①注水井注入压力不得超过地层破裂压力.②地层压力必须高于饱和压力（38.5MPa），层内不发生油气两相流动。③开发前10年采油速度保持在2.0%以上④综合含水70%以前油井保持自喷研究报告大港马西深层油藏

地层压力保持水平及人工补充能量时机选择由上述两个油藏保持压力水平资料看出：（1）常压低渗油藏将地层压力保持在原始地层压力（2）超高压低渗透油藏

若要保持地层压力开采：注水泵的工作条件是否能满足方案对配注量的要求；注入压力是否会超过地层破裂压力若降压开采，必须考虑由此引起的渗透率损失，即地层压力降低多少才比较适宜研究报告注水时机选择

地层压力保持水平及人工补充能量时机选择由于降压后地层形变及其不可逆性，认识到要开发好低渗油田最好不要使地层压力下降，为此，采用早期—先期注水。1.常压油藏大庆朝阳沟榆树林油田做了不同时间注水的现场试验，及数值模拟研究，如图所示。朝阳沟油田不同注水时机采油强度对比图超前4-6月注水滞后4-5月注水同步注水研究报告注水时机选择

地层压力保持水平及人工补充能量时机选择榆树林油田不同注水时机动态曲线图大庆朝阳沟榆树林油田试验超前2个月注水滞后5个月注水同步注水研究报告注水时机选择

地层压力保持水平及人工补充能量时机选择靖安油田五里湾一区现场试验情况五里湾一区注水开发时机单井产量曲线图长庆靖安和安塞油田现场试验

超前3个月注水同步注水滞后3个月注水研究报告地层压力保持水平及人工补充能量时机选择注水时机选择

安塞油田2001年超前、同步（滞后）现场试验井区区域试油井数口物性（电测）施工参数试油成果投产初期厚度m孔隙度%渗透率砂量砂比%排量动液面m油量t/d水量井数口液量油量t/d含水%王窑区超前1824.413.11.426.335.61.999023.5110.641158.9829.6同步或滞后3823.713.222535.5265011.8430.212612.495.2850.3杏河区超前171811.81.925.736.11.9833425.14613.889.0223.6同步或滞后1421111.121.834.61.8114414.989.798.675.0831通过上述大庆、长庆超前、同步、滞后注水的实例对比，表明超前注水确实是注水开发低渗常压油田的成功经验研究报告长庆靖安和安塞油田现场试验

地层压力保持水平及人工补充能量时机选择注水时机选择

一般主张早期注水，保持较高压力水平，如美国路易斯安那州的福尔道奇油田我国的几个超高压油田多数主张：把地层压力降到静水柱压力附近再开始注水，一方面现有注水设备可以基本适应需要，注水井吸水能力可以满足要求，同时利用油田自然弹性能量可以采出一定程度的地质储量，这样总的开发效果比较好国外国内2.深层异常高压油藏

研究报告地层压力保持水平及人工补充能量时机选择油藏开采层位埋藏深度m渗透率mD原始地层压力MPa压力系数饱和压力MPa注水时2000年底预测最终采收率%地层压力MPa采出程度%采出程度%综合含水%采油速度%大港马西SI下39441156.81.4738.638.87.235.163.30.6850.7中原文东SⅡ段34503259.91.7734.733.54.919.377.3

29中原文13北SⅢ段35007.9861.01.7830.531.43.6910.8382.60.2818胜利牛20SⅢ段305018.945.51.497.9523.93.8510.757

16.6青海乃尔斯库勒E3134784859.11.7311.8739.38.1425.9421.7737国内异常高压油田开发简况统计表通过对上述几个油田了解，初步意识到：对异常高压油田开发必须采取注水（注气）保持压力的开采方式。注水时机宜将地层压力降至接近于静水柱压力后再开始注水比较可行研究报告

低渗透油田产量递减规律1吉林乾安油田

2中原油田文13北块3马西深层油藏4准东沙丘35沙1096王窑7缅甸M区附件CHK油田和YNG油田研究报告1吉林乾安油田

图4-1吉林乾安油田产量递减曲线（k=4.22×10-3μm2）递减率＝0.2138（a-1）

Q（t）

=90691e-0.2138t其递减规律如下图所示，从图中看出吉林乾安油田的递减规律符合指数式递减，其递减公式为：研究报告低渗透油田产量递减规律

1吉林乾安油田

图4-1吉林乾安油田高产井产量递减曲线图4-1吉林乾安油田低产井产量递减曲线分析了累积产油在3万吨以上的9口高产井的递减情况，其递减曲线如下图所示。

Q（t）=45717e-0.2523t

递减率＝0.2523（a-1）分析了平均年产油小于1000吨的9口低产井的递减情况，其递减曲线如下图所示。

Q（t）=10994e-0.1209t

递减率＝0.1209（a-1）研究报告低渗透油田产量递减规律

2中原油田文13北块图4-1中原油田文13北块产量递减曲线（k＝7.98×10-3μm2

）递减率＝0.2463（a-1）

文13北块1989年开始递减，其递减规律如下图所示，从图中看出中原油田文13北块的递减规律符合指数式递减，其递减公式为：Q（t）=90691e-0.2463t研究报告低渗透油田产量递减规律

高产井从递减开始前两年递减较小，递减速度为15％左右；随后两年递减速度达到了50％，而后变缓。服从指数递减规律，从递减第8年开始，有4口井进行了压裂、补孔、转抽等措施，使产量有所回升，而后缓慢递减。

图4-1中原油田文13北块高产井产量递减曲线图4-1中原油田文13北块新井产量递减曲线

2000年以后投产的新井短期达到高峰产量，随后开始递减，递减比较快。其产量变化曲线如图所示，服从指数递减，递减公式为：Q(t)=1463e-0.0391t，

递减后期对8口井进行了压裂、补孔等措施，产量明显上升。2中原油田文13北块研究报告低渗透油田产量递减规律

3马西深层油藏

图4-1马西深层油藏产量递减曲线从1988年至目前马西深层产量及采油速度已进入连续递减状态，截止到2000年底，采出程度达到了35.1%，综合含水上升到63.3%。本阶段统计的递减规律属调和递减类型，其回归式为：Q（t）=402/（1+0.019848t）研究报告低渗透油田产量递减规律

4新疆准东沙丘3图4-8准东沙丘3产量递减曲线（k=4.216×10-3μm2）准东沙丘3产量递减曲线如右图所示，从5种递减曲线的相关性对比分析，SQ3区块符合指数递减规律。研究报告低渗透油田产量递减规律

图4-9SQ3高产井产量递减曲线指数递减图4-10SQ3低产井产量递减曲线双曲递减4新疆准东沙丘3研究报告低渗透油田产量递减规律

5沙109图4-12S109高产井产量递减曲线研究报告低渗透油田产量递减规律双曲递减

6安塞油田王窑区图4-14王窑低产井产量递减曲线图4-15王窑高产井产量递减曲线王窑低产井投产初期产量上升比较快，但稳产时间不长，后期递减速度比较快从1998年10月到2002年4月开始回归，此阶段递减规律符合直线递减规律高产井，双曲递减研究报告低渗透油田产量递减规律7M区块附近Chauk油田研究报告低渗透油田产量递减规律回归时间从1962.12到1975.12方法调和递减衰竭递减双曲递减指数递减直线递减n1.0000.5000.0000.000-1.000Qo(t)2011.941218.61023.631023.63896.29Di0.06540.02260.01330.01330.0071R0.97220.99090.99590.99770.9706Chauk油田产量递减曲线服从指数递减8M区块附近YNG油田研究报告低渗透油田产量递减规律回归时间从1967.8到2003.12方法调和递减衰竭递减双曲递减指数递减直线递减n10.500-1Qo(t)727.72697.22677.05677.05653.04Di0.00290.00220.00180.01330.0012R0.89290.89930.901490.90260.8992Yenangyaung油田产量递减曲线服从指数递减

根据以上递减规律研究及调研报告的研究成果，统计了12个国内外调研油田的地质储量、单井控制储量、注水方式、注采井数比、单井初始产量、年递减率、累计产油量、采收率和综合含水，可以得到综合统计表

研究报告小结1、整体压裂优化设计技术

整体压裂优化设计是以油藏总体作为一个工作单元，充分考虑其非均质性，优化设计水力裂缝与油藏之间的组合，预测在水力裂缝作用下，油藏在不同开发阶段的动态变化及对扫油效率的影响，同时评价压裂实施后其实际效益与设计吻合程度，为进一步完善提高压裂设计方案提供实践依据。整体压裂优化设计应满足以下基本原则：1、最大限度地提高单井产量，以达到油田合理开发对产量的要求；2、最大限度地提高水驱油藏波及体积和扫油效率，以达到最高的原油最终采收率；3、合理设置压裂参数、努力节省工程费用，最大限度地增加财务净现值和提高经济效益。研究报告压裂工艺技术压裂工艺技术表

研究报告压裂技术工艺原理适用地质条件限流法完井压裂工艺技术采取低密度射孔，大排量施工，依靠压裂液通过射孔炮眼时产生的摩阻，大幅度提高井底压力，从而使压裂自动转向，以相继压开破裂压力相近的各个目的层。主要适用于纵向和平面上油水分布情况比较复杂的低渗透薄油层的多层完井改造。投球法多层压裂工艺技术根据压开层位吸液能力高的特点，在一个压裂层段内压开第一个层后，在低压下挤入高强度暂堵剂将已压开层的炮眼堵住，提高泵压压开第二层，然后再堵第二层再压第三层，可在一个层段内形成多条裂缝，其工艺特点是单层处理强度低，有利于重复压裂。可用于常规射孔井，夹层厚度小于2m，层段内有较发育的多层不含水或低含水薄油层，且与注水井连通较好。也可用于重复压裂，或用于注水井调剖。封隔器多层分层压裂工艺技术该工艺使用“可反洗井多层压裂管柱”，压裂液经过导压喷砂封隔器内的节流嘴，在管柱内外造成节流压差，使上下封隔器坐封，隔离所要处理的层位进行压裂。第一层压裂完后，放掉油管压力，上下封隔器自动解封，即可上提管柱进行另一层段的压裂。低渗透或特低渗透油层，高砂比（平均砂比可达到50％左右），要求形成具有高导流能力短宽缝的油井压裂。压裂工艺技术研究报告压裂技术工艺原理适用地质条件CO2（二氧化碳）压裂工艺技术CO2压裂主要指CO2泡沫压裂。CO2泡沫液体是由液体CO2和凝胶液（压裂基液）与发泡剂构成的乳状液。这种乳状液在向井注入过程中吸收与管壁摩擦产生的热量及地层的热量，以CO2气为分散内相的泡沫体系，并结合常规水力压裂作用，把支撑剂带入油层，达到改造油层、增加产量的目的。主要特点：（1）携砂性能好，造缝能力强，对油层损害小。（2）溶解的CO2气体有助排作用，可以提高低压地层的返排率。（3）CO2易溶于原油中，使其体积膨胀，粘度降低，流动性能变好。（4）CO2溶于水中后，形成低pH值酸液，不仅能溶蚀垢类，而且可抑制粘土膨胀，提高油层渗透率。高能气体压裂利用火药或推进剂的燃烧，产生脉冲加载并控制压力上升速度，在井壁上形成径向多裂缝体系来增加油气产量。适用于低渗透油层油井解堵、注水井增注、探井试油与油层评价、天然裂缝发育的油气层及水敏、酸敏油层的改造，也可作为油井水力压裂的预处理技术。复合压裂工艺技术首先对预处理的油层进行高能气体压裂，在近井地带形成多条多向裂缝，然后进行水力压裂，对已形成的多条裂缝进行扩展，并形成主裂缝。低、特低渗透性油藏，和致密的深层油气藏，以及破裂压力异常高的油气藏。压裂工艺技术压裂工艺技术表

低渗透油田增产措施及效果1压裂效果实例及效果评价2解堵3深抽技术研究报告1压裂实例与效果评价

1江汉油田

江汉油田王场东区和黄场43油藏组（k＝38.7×10-3um2，Φ＝13.24％，H中深＝2802.6米，PR=34.00MPa，压力系数为1.215）。表6-1王场东区和黄场潜43油组新井投产初压裂效果井号王东8-14王东3-4黄22-46黄34-1黄18-7黄斜22-35黄8-17黄12-15黄22-44黄22.43黄斜29-1黄斜18-8射开厚度（m）4.64.23.85.07.04.47.04.04.46.06.03.4压裂前后产油量ｔ/ｄ前1.800000000000后14.82.113.410.811.820.113.21.414.64.22.51.5王场东区和黄场43油藏组投产初期，在压裂前没有产量，压裂后平均单井增油9.05t/d，增产最高的如黄斜22-35井，可以达到20.1t/d，增产效果明显。研究报告低渗透油田增产措施及效果1压裂实例与效果评价

由表6-2看出，在生产过程中进行压裂的井，效果并不明显。在20井次的压裂效果对比中，有压裂效果和压裂效果较好的有10井次，无压裂效果的甚至差的10井次，各占50%。表6-２王场东区和黄场油田43油组在生产过程中压裂效果井号王38王39王东13-6王东3-11王东6-8王东新13-5王东斜9-9黄16黄18射开厚度（m）8.49.09.02.66.65.05.01.811.45.65.2压裂前后的产油量前01.23.23.41.110.510.20.94.24.11.0后00.90.74.71.66.611.93.412.511.513.5井号黄22-16黄22-18黄30黄35-6黄36-1黄斜35黄新斜35射开厚度（m）3.02.03.03.27.46.66.66.26.2压裂前后的产油量前6.11.10.351.062.612.96.450.31.54后14.40.814.301.78.46.493.11.55研究报告低渗透油田增产措施及效果1压裂实例与效果评价

2吉林乾安油田Ⅰ区

乾安油田Ⅰ区（k＝4.22×10-3um2，Φ＝13.00％，H中深＝1800米，PR=18.50MPa，压力系数为1.05），根据压裂前后有产能记录的38口井85个层段的压裂资料统计，压前85个层段的产油量35t/d，压后85个层段产油46.73t/d，增产31％。3马西深层油藏

马西深层油藏（k＝11×10-3um2，Φ＝13.6％，H中深＝3908.2米，PR=56.78MPa，压力系数为1.48）。

对29口井54次压裂，有效井次45次，占83.3％，累计增油32.55万吨。平均单井增油1.12万吨，平均压裂有效期379天。其中有5口新井不能投产，压裂后5口井全部投产初产能力达163t/d。对注水井压裂也起到良好效果。压裂前注水压力平均为42MPa，日注量185m3，压裂后注水压力降至30～35MPa，日注量达300m3。研究报告低渗透油田增产措施及效果1压裂实例与效果评价

4大庆外围榆树林油田

大庆外围榆树林油田（k＝2.71×10-3um2，Φ＝12.1％）75口井统计砂岩厚度18.36米，有效厚度12.23米，压裂后平均日产油11.0t/d左右，超过方案设计要求。

5鄯善油田

鄯善油田（k＝6.2×10-3um2）1991年5月～1993年4月整体压裂127口井，据117口井统计压裂后日产油22.4～26.0吨，有效期1～2年占可对比井数86％。6苏东埠宁组油藏

苏东埠宁组油藏（k＝8.6×10-3um2）年进行18口井19层次加砂水力压裂有15井次有效，有效率为79％。截至2001年底压裂累计增油1.31万吨，投入产出比1：3

。研究报告低渗透油田增产措施及效果1压裂实例与效果评价

7胜利利津油田853断块

胜利利津油田853断块（k＝10×10-3um2，孔隙度＝10％，H中深＝2650～2900米，PR=24.15～34.8MPa，压力系数为0.9～1.2），2003年初，通过暂堵，投球，转向等控制压裂高度等工艺措施解决了储存高滤失对加砂压裂不利影响。压裂有效13口井成功率93％，压裂后平均单井日产油10.1t/d，至2003年7月累增油10045吨。

8吉林油田CO2泡沫液压裂

CO2泡沫液体是由液体CO2和凝胶液（压裂基液）与发泡剂构成乳状液。该技术在吉林油田扶余地区（井深500米）进行了应用。使用结果表明，CO2泡沫压裂井比常规压裂井有效率提高8.3个百分比，增产效率提高1.5倍，如表6-3所示：表6-3CO2泡沫压裂与常规压裂对比统计井数（口）有效井数（口）有效率（％）平均单井增产（t）常规压裂21617478.756.2CO2泡沫压裂464087144.3研究报告低渗透油田增产措施及效果低渗透油田压裂实例与效果评价小结

经过对九个低渗油田的压裂效果统计和分析，可以得到以下结论：1、压裂后产量可以达到10t/d以上，增产倍数1.3～40；2、低渗油田投产初期压裂比生产过程中压裂效果要好很多，生产过程中压裂成功率较低，增油效果也不明显；3、应用新工艺压裂，如CO2泡沫液压裂、高能气体压裂、复合压裂、限流完井压裂、多层压裂等，增产效果要比常规压裂好很多。

研究报告低渗透油田增产措施及效果2解堵1挤KCl解堵通过多次挤放一定的工作液，冲洗，稀释近井地带的固相堵塞物，达到疏通渗流通道，恢复油气井产能的目的。工作液加入KCI，可防止工作液进入地层或引起粘土吸水膨胀。适用于底水活跃，油帽厚度小，无隔层或隔层相当薄的底水油帽油层。2酸化解堵

该措施适用于泥质含量高，污染严重或挤水无效的油层。下表是侏罗系底水油帽油层实施酸化解堵措施的7口井的试油情况统计表，试油平均单井日产油11.12t，有效率100%井号层位油层厚度(m)电测资料油层类型试油产量孔隙度(%)渗透率(×10-3um2)含水饱和度(%)日产油(t/d)日产水(m3/d)H612Y103.216.5334.0538.53Ⅱ15.900L103Y85.413.216.2262.85Ⅲ20.230L5-6Y95.513.407.1044.00Ⅲ10.200N7-20Y92.811.901.8057.30Ⅲ9.900XZ7-32Y94.016.2210.2852.80Ⅲ6.280H613AY103.616.2214.9042.62Ⅲ8.8442.50H304-13Y104.016.7418.1450.91Ⅲ4.354.30研究报告低渗透油田增产措施及效果3深抽技术

江苏曹庄载南组（k=10.1～65×10-3um2），实施深抽前后效果对比如表6-7所示。深抽后由不出油变成出油井，低产井变成较高产井，取得了明显增产效果。序号井号层位井段（m）厚度m深抽前后对比时间下泵深度（m）泵径（mm）日产油量（t）1曹2Ed23116.0～3185.623.6前87.31498.228321.0后87.42508.003813.72曹3Ed22693.8～2862.425.6前87.4无法投产

0后87.52509.35382.53曹9Ed1+22581.8～2731.621.2前87.4无法投产

0后87.62487.31386.04曹4Ed12938.4～2978.811.6前87.6无法投产

0后87.62502.93388.05曹5Ed13052.0～3138.419.8前87.6无法投产

0后87.72508.95386.76曹10Ed22403.4～2524.013.0前86.121400.52321.0后87.61996.02447.67曹11Ed1+22691.2～3107.221.2前87.31602.38322.2后87.42503.313813.78曹13Ed13350.6～3436.029.2前87.31398.83449.8后87.41806.535615.49曹17Ed12755.0～2764.05.6前87.61204.47320.3后87.92505.84385.110曹23Ed1+23071.2～3076.45.2前87.51498.78321.9后87.52499.53815.311曹24Ed22680.2～3246.018.3前87.61617.213813.5后87.72111.654426.012曹25Ed12828.4～2841.812.2前87.41596.96322.7低渗透油田增产措施及效果

油层保护1油层损害类型及原因2油田开发中各类保护油层技术

研究报告1.油层损害类型及原因1）钻井、完井作业过程中压井液进入地层；2）注入水中机械杂质及其它不溶物（有害菌，氧气等）进入地层堵塞喉道；3）注入水与地层中的粘土矿物相遇造成粘土膨胀或注水速度过快造成颗粒运移堵塞喉道；4）油层在酸化作业中与地层中Fe+3，Al+3相遇生成Fe(OH)3,Al(OH)3形成胶结物沉淀堵塞喉道；5）压裂酸化过程中返排不彻底，滞留残渣造成伤害。

为了防止上述两项的伤害，为此必须做好,水敏，盐敏，速敏，酸敏等各项实验室试验。采取相应的措施，防止伤害。研究报告油层保护2.油田开发中各类保护油层技术1）优质钻井完井液：优质钻井完井液是指性质优良无固相或低固相并与地层液体配伍的液体。2）平衡压力钻井技术：平衡压力钻井要求钻井过程中井筒液柱压力与地层孔隙压力接近平衡，目的是减少泥浆滤失。3）屏蔽暂堵技术：利用固相离子的堵塞规律，在钻开油层几分钟内，约在30mm井壁范围内快速形成屏蔽环，从而防止泥浆滤液侵入。4）欠平衡钻井技术：所谓欠平衡钻井技术就是在钻井过程中人为地使钻井循环液流在井筒内形成液柱压力低于所钻开油层压力。（1）钻井过程中油层保护研究报告油层保护屏蔽暂堵技术在我国低渗油田中已得到很好的应用，效果显著，如下表所示：油田平均表皮系数平均采油指数（t/d.MPa）平均单井产量（t/d）平均流动系数前后前后前后前后丘陵34.83.570.2040.598..25.038.533.276.6巴咯21.50.0914.121.924.981.5

实施屏蔽暂堵技术前后效果对比2.油田开发中各类保护油层技术研究报告油层保护1）改善水泥浆性能

①使用API油井水泥②使用添加剂改变水泥性能2）改进固井技术

合理的固井压差,要求水泥浆在注替和候凝过程中在环形空间中的液柱压力略大于地层压力，并且既不发生水泥浆滤失和油，气，水外窜现象。（2）完井固井中油层保护2.油田开发中各类保护油层技术研究报告油层保护（3）射孔过程中油层保护技术①

选用新型无杆堵穿透能力强的聚能射孔弹，如YD－89,YD-102。②

改进射孔工艺技术：采用油管传输负压射孔技术。③

使用优质射孔液－无固相聚合物盐水射孔液，暂堵性聚合物射孔液，阴离子有机聚合物射孔液等。（4）压裂过程中油层保护技术

①

选用残渣低滤失量小的压裂液，如改性田青胶，改性胍胶压裂液。

②

在压裂液中加粘土稳定剂，表面活性剂、破乳剂、破胶剂和助排剂等添加剂。

③

压裂后及时彻底返排压裂液。2.油田开发中各类保护油层技术研究报告油层保护（5）酸化过程中的油层保护

防止酸化对储存伤害其核心是：酸液与储层及流体的配伍性。即如何防止铁的沉淀，铁主要来源地层中绿泥石、注入水中铁离子以及地面注水管线，油套管产生铁锈。

（6）注水过程中油层保护技术①

对所有地面地下管线进行防腐处理。②

注入水质达到低渗油田注入水水质的部颁标准。③

如果地层中含泥质较多，必须在注入水中加入有关处理剂，如防膨剂等。（7）生产和作业过程中的油层保护技术要保证下井的油管，抽油杆井下工具压井液干净，不发生滤失，堵塞，化学伤害等。

2.油田开发中各类保护油层技术研究报告油层保护

低渗透油藏提高采收率技术

1注气法

2微生物采油法3化学法4“层内爆炸”增产技术5震动波法6电动力学方法7低渗透油藏注气开发技术及实例分析8水平井开发技术研究报告

注气驱油适应于各种类型油藏，尤其为低渗透油田提高原油采收率提供了独特的经济和技术机遇，是目前挖掘低渗透油藏剩余储量最廉价、最有发展前景的三次采油方法之一。

2008年《油气杂志》统计世界低渗透油田EOR项目，统计油气藏渗透率小于50毫达西。EOR总计99个，其中气驱82个，占83%，而CO2混相驱EOR占91%。世界低渗透油田的EOR以气驱为主，CO2气驱项目中以CO2混相驱为主。

注气法研究报告低渗透油藏提高采收率技术图8-1

世界低渗透油气开发EOR项目统计图8-2

世界低渗透油气开发气驱EOR项目统计化学驱可分为3种主要的工艺技术:表面活性剂驱、聚合物驱和碱水驱,应用更广泛，研究得更多的是复合驱。复配的优势在于既发挥单一驱油剂的长处，又可使其产生协同效应，获得更好的驱油效果。低渗透油藏一般不适合聚合物驱，因聚合物粘度高，低渗透油层很难注进，但表面活性剂驱和复合驱在低渗透油藏中有较大的发展空间，可以考虑选定一些区块，先作室内试验和可行性研究，如果技术和经济上都可行，可进行先导性试验，成功后推广。

化学法研究报告低渗透油藏提高采收率技术

为了研究对比油田注水开发和注气开发的效果，俄罗斯对前客尔巴阡山区的多林油田的曼尼利特油藏和皮特柯夫油田的曼尼利特油藏，进行了注水开发和注气开发的效果比较，这两个油藏的地质特征、井网部署和开采速度等条件都很相似，所以它们的开发结果具有可比性。

实例一俄罗斯多林油田和皮特柯夫油田注气效果对比

低渗透油藏注气开发技术及实例分析研究报告低渗透油藏提高采收率技术多林油田注水和皮特柯夫油田注气开发指标对比表项目多林油田注水皮特柯夫注气项目多林油田注水皮特柯夫注气油藏名称曼尼利特曼尼利特累计采油量/104t496605埋藏深度/m24002150累计采气量/108m33082有效厚度/m4828累计采水量/108m319020孔隙度/%910.2累计注水量/108m31230260渗透率/10-3μm23～51～7累计注气量/108m337.0地下原油粘度/MPa.s11.961980年含水/%6528.1原始地层压力/MPa30.5271980年注采比/%137.2150.5饱和压力/MPa2424累计注采比/%62.047.5原始气油比(m3/m3)19640目前地层压力/MPa21.212.3原油相对密度0.830.867总井数/口121139油藏发现时间/a16501651生产井数/口78107投入开发时间/a19561957注水井数/口4332开发注水或注气时间/a19631964报废井总数/口4426注水、气前的采油量/104t273.9292.1注水、气后报废井数/口235注水、气前的采气量/108m316.5417.03注水、气的增产油气量/104t48.9385.70研究报告低渗透油藏提高采收率技术项目1964年1965年1966年1967年1968年1969年保持压力时的年产油量/104t注水注气13.6241.4113.7935.9516.4736.7718.3233.5618.8130.8617.8124.76节省开采费用/104卢布注水注气20.2929.4883.47115.195.3676.11保持压力时的采油成本/%注水注气200100227.4106305.2112.7327.1121.9326.4123.9334.0146.8增加1吨采油量的费用/卢布注水注气16.728.0526.776.2424.544.1017.593.8517.004.364.365.56多林油田注水和皮特柯夫油田注气经济指标对比表注气成本比注水方式低50%～63%，注气方式增加1吨采油量的费用比注水方式少52%～78%。综上所述，皮特柯夫油田曼尼利特油藏注气开发效果和经济指标，明显优于多林油田曼尼利特油藏注水开发方式。研究报告低渗透油藏提高采收率技术

CO2吞吐是在全国开展最多的，有胜利、中原、大庆、吉林、江苏等，已基本探索出一套注气吞吐的评价方法，富民油田最为成功。江苏富民油田是一复杂小断块低渗透砂岩油藏，地质条件差，储层K=7.5×10-3um2，含油面积小。地质储量为55×104t，渗透率为7.5×10-3um2，孔隙度为11.8%，地下原油密度为0.8324g/cm3，地下原油粘度为1.6mPa·s。原始含油饱和度为70%，目前剩余油饱和度为40%，地层压力为19.49MPa，地层温度为102.5℃。

目前注入CO2进行吞吐，结果表明：产液量、产油量明显增加，含水下降。吞吐后，可提高水驱残余油采收率10%以上，注入量越高，采收率增加幅度越大。投入产出比为1：5.82，内部收益率为89%。研究表明：CO2吞吐在低渗透复杂小断块轻油油藏运用是可行的，增油效果和经济效益显著.

实例二CO2吞吐实例研究报告低渗透油藏提高采收率技术安塞油田是一典型特低渗透油田，其储油层为三迭系延安组致密砂岩，地质储量5000×104t。该区渗透率较低，平均孔隙度11.7%，平均渗透率0.9710-3um2。原油密度为0.84~0.85g/cm3，地面原油粘度为4.8~7mPa·s，地下原油粘度2~3mPa·s，油层压力为8.31MPa，饱和压力4.65~6.79MPa，油层温度45℃，原始含水饱和度为0.46，原始含油饱和度为0.54，油藏无气顶。注入天然气，当注入80%C2H6时，可实现混相驱替。计算水驱采收率是20.6%，而天然气驱采收率是26.3%，采收率增长大于5个百分点

实例三烃类气驱实例研究报告低渗透油藏提高采收率技术

研究表明气-水脉冲是一种有效提高低渗透裂缝油藏采收率的方法。按照物理模拟结果，当油藏稳定注水水淹后，采用气-水间歇脉冲法可平均提高原油采收率28%，采用单一气脉冲可提高20%，单一水脉冲可提高16%。

与传统的注水开发方式相比，注气开发方式的有利因素可以归纳为：①吸气能力强②注气流压低于注水流压，有利于避免裂缝张开，防窜③无水质问题，可避免一整套比较复杂的处理水质的工艺流程设备④因水质腐蚀和泥岩膨胀而造成的套管损坏问题较轻，报废井较少⑤油井见注入气的情况比见注入水的情况简单，比较容易管理实例五氮气-水间歇脉冲采油研究研究报告低渗透油藏提高采收率技术

水平井开发技术

低渗油田水平井开发是改善低渗油田开发效果的有效途径，国内外实例都证实了这一点，国内低渗油田所钻的水平井的开发状况如表8-3所示。表中10口水平井产能为垂直井产能的3～5.6倍

研究报告低渗透油藏提高采收率技术油田区块埋深（m）平均渗透率(10-3um2)平均孔隙度（%）有效厚度（m）效果胜利牛庄油田辛154块平2井298029.220.215日产油量42.8t/d，是周围直井产量的5.6倍胜利油区纯70-平1井260017.229.21.3日产油量12.7t/d，是周围直井产量的3.6倍大港舍女寺油田43断块3400水平21.0-47.3垂直10.6-23.91813.5～26.3断块日产油水平由13t/d上升到82t/d，采油速度由0.6%提高到2.6%，目前仍然保持在2.0%左右哈得454535016为阶梯状水平井，钻穿两个薄油层（厚度分别为1m，2m），已累积产油8360t安塞长庆赛平1井（长6油层）4初期日产油21.5m3，后稳定在12m3左右，为相邻直井的4～5倍大庆茂平1井5～1210～12初期日产油40t/d，后虽下降到20t左右，但仍为相邻直井产量的5倍大庆树平1井3～514投产4年来，均日产油10.08t/d，1996年该井产油9.4t/d，是相邻直井平均单井日产油2.28t/d的4.12倍大庆朝平1井3～54～16日产油量是邻近直井产量的3倍以上大庆老平1井4.8313日产油量是邻近直井产量的3倍以上辽河油田静17块S34段2120～220029.2（1～43）9.3～19.330～40共钻3口套管开窗侧钻水平井，单井产量比直井高4倍国内水平井在低渗透砂岩油藏中的应用统计表研究报告

水平井需要的生产压差远小于直井，如匈牙利奥尔哲（Algyo）油田Alsopannon-13（简称AP-13,K=13×10-3um2）,油藏水平井生