葡萄花油层水平井压裂效果论文
葡萄花油田高含水期重复压裂选井选层方法论文
葡萄花油田高含水期重复压裂选井选层方法论文摘要：油井压裂是一个复杂的过程，必须把井层确定、工艺优选及压前培养、压后保护各个环节紧密结合，综合运用，才能达到好的增油效果。
在油田进入高含水开发期，剩余油分布越来越复杂，用以往选井选层的方法进行压裂，越来越难保证压裂效果，研究新的压裂工艺和优化重复压裂井的选井选层方法是油田稳产的有效保证。
前言对于注水开发的油田，随着开发时间的延长，油田进入中高含水期后，产量递减速度也在加快。
而油井压裂作为改善油层渗流条件、提高油井产量，保证油田稳产的主要措施，在油田开发上起着重要的作用。
但从1995年到2002年间，全厂重复压裂油井井数不断增加，每年重复压裂井数由少时的21口上升到最高时的68口，重复压裂井数最高时，占全厂压裂总井数的40%以上，早投产的地区重复压裂的井数比晚投产地区重复压裂井井数明显增多，而且压裂效果也不是很理想。
统计近年来油井重复压裂效果，2002年以前重复压裂油井平均单井日增油3.0t左右，目前重复压裂油井平均单井日增油1.0t左右，日增油明显减少。
并且，近年来，在重复压裂井的选井选层上，难度也越来越大。
如何利用好现有的资料，达到好的压裂效果，是技术人员要探讨的问题，总结出重复压裂好的经验，也能为今后的油田开发提供宝贵的经验。
1 影响油井重复压裂效果的因素根据现场重复压裂油井的生产动态分析，我们知道影响油井重复压裂效果的因素很多，主要有地质因素、工艺条件以及压裂井的管理等，其中地质因素是压裂井的物质基础，主要有如下三个方面。
1.1 油层条件对重复压裂井的影响压裂作为油井的增产措施，可以提高井筒附近油层的渗透率。
作为增产的油层条件包括：与产量提高幅度密切相关的剩余油或剩余可采储量及影响压裂有效期长短的油层能量是否充足。
葡萄花油层进入中高含水期开采，大部分油井的部分层进入中高含水期，选择低含水厚油层的压裂井减少，而能够压裂的井层主要是中高含水井点的低含水薄油层。
水平井分段压裂技术总结1500字
水平井分段压裂技术总结1500字水平井分段压裂技术是一种通过在水平井井段内使用多级裂缝进行地层压裂改造的方法。
它通过将井段划分为多个小段，并在每个小段上进行裂缝射孔和压裂作业，从而提高油气产能。
本文将对水平井分段压裂技术进行总结。
水平井分段压裂技术的核心思想是将整个井段分为多个小段，并在每个小段上进行裂缝射孔和压裂作业。
这样可以使得裂缝能够更加均匀地分布在整个井段内，提高了裂缝面积和长度，从而提高了井段的产能。
在水平井分段压裂技术中，裂缝射孔和压裂作业的关键是选择合适的射孔位置和压裂参数。
射孔位置的选择应该考虑地层特征、裂缝扩展和井段结构等因素，以确保裂缝能够垂直扩展到地层目标部位。
压裂参数的选择应该考虑地层岩性、孔隙度、渗透率和裂缝面积等因素，以确保裂缝能够有足够的面积和长度，提高产能。
水平井分段压裂技术的优点是能够提高水平井井段的产能。
由于裂缝能够更加均匀地分布在整个井段内，使得裂缝面积和长度得到提高，从而提高了油气的渗透能力，增加了产量。
同时，水平井分段压裂技术还能够降低地层的压力损失和油气的开采成本。
水平井分段压裂技术的实施过程中还存在一些问题和挑战。
首先是射孔和压裂作业的技术难度较大，需要高精度的射孔仪器和压裂设备，以及专业的作业人员。
其次是裂缝的水平扩展和垂直扩展的控制较为困难，需要通过合理的射孔位置和压裂参数的选择来进行控制。
此外，水平井分段压裂技术还存在着一定的环保和地质风险，例如地层变形和油气泄漏等问题。
总之，水平井分段压裂技术是一种通过在水平井井段内使用多级裂缝进行地层压裂改造的方法。
它能够提高井段的产能，降低地层压力损失和油气的开采成本。
然而，实施过程中还存在一些技术难题和挑战，需要进一步的研究和改进。
水平井分段压裂技术应用论文
水平井分段压裂技术的研究与应用摘要：腰英台油田属于低渗透油田类型，直井压裂后开采有”三快三低”特征，即三快包括产量下降速度快，含水上升速度快，自然递减速度快；三低包括开采程度低，开采速度低，开采产能低。
围绕低渗透油田开发技术问题，腰英台油田试验水平井分段压裂改造低渗透储层的应用研究，其中主要包括滑套式封隔器分段压裂的应用研究，水力喷射分段压裂的应用研究，腰英台油田现场试验3口井，压裂改造后单井产量最高达到相邻直井的4.5倍，积累了大量的现场经验，为在低渗透油藏大规模应用水平井创造了条件。
关键词：低渗透油田水平井压裂改造分段压裂一、水平井分段压裂发展历程及技术现状[1]国内从1994年开展了水平井的压裂改造试验研究，国内各油田（大庆油田、胜利油田、吉林油田等）已对多口水平井进行了压裂改造的试验，制约水平井分段压裂的关键技术初步得到突破，分段压裂优化设计、分段压裂工具上基本配套完善，保证了水平井压裂技术在低渗透油气藏的应用[2]。
目前国内水平井分段压裂施工工艺有三种：水力喷射分段压裂技术、双封单卡分段压裂技术、滑套式封隔器分段压裂技术。
二、水力喷射分段压裂技术的应用1.水力喷射分段压裂机理1998年，surjaatmadja提出水力喷射压裂方法，并应用于水平井压裂。
水力喷射分段压裂（hjf）是集射孔、压裂、隔离一体化的增产措施，专用喷射工具产生高速流体穿透套管、岩石，形成孔眼，孔眼底部流体压力增高，超破裂压力起裂，造出单一裂缝（如图1）。
1—引鞋；2—多孔管；3—单流阀；4—扶正器；5—喷枪：6—安全接头；7—套管。
2.水力喷射分段压裂—yb1p1的应用2011年9月18日施工，对yb1p1井2320.8～2781.0m水平段分四段进行压裂改造，施工总时间7.97小时，累入地层液量1206.4m3，累入地层砂量111.1m3，最高砂比22.3%，平均砂比19.45%，排量2.4～2.5m3/min，破裂压力最高68.1mpa，最低21mpa，工作泵压50～66.8mpa。
新站油田葡萄花油层开发特征研究(论文)1
新站油田葡萄花油层开发特征研究范长海(第九采油厂地质大队)摘要：本文针对低渗透的新站油田非均质严重、天然裂缝发育、油藏异常高压的特点，从实际生产出发，认为该油田应根据各井区的地质条件灵活地利用天然能量和选择注水时机，并通过温和注水延迟见水时间，适时压裂提高无水采收率，见水后及时进行注水调整或化学调剖，控制含水上升速度，以提高油田开发效益。
主题词：天然能量 注水时机 压裂时机 采液指数 天然裂缝1.油田概况新站油田位于黑龙江省肇源县新站镇西南，西部和南部边界被嫩江环绕，新站油田构造位置处于松辽盆地北部中央坳陷区新站阶地南部,呈一个向北东方向倾没的鼻状构造，是大安构造向北东方向的延伸部分。
该油田葡萄花层砂体和断层分布较复杂，地层原油粘度1.8mPa.S, 孔隙度（15.0-17.5）%，平均16.5%，空气渗透率（2.4-90）×10-3μm 2, 平均6.5×10-3μm 2，储层非均质性严重，天然裂缝发育，地层压力20.8MPa ，压力系数1.24，属异常高压类油藏。
新站油田在葡萄花油层提交控制储量6454×104t ，圈定含油面积252km 2。
截止2001年9月投入开发的石油地质储量895×104t ，采用反九点法注采井网注水开发，目前注水井78口，日注水1880m 3，采油井263口，日产油604t ，综合含水23.43%。
月注采比1.74。
2.天然能量评价新站油田地饱压差7.8MPa ，且原油物性较好，部分油井投产初期产量较高，具有一定的利用价值。
2.1.新站油田试验区南部天然能量开发效果较好新站油田试验区南部有18口油井依靠天然能量开发，日产油由97年4月份的165t 递减到97年12月份的60t,递减了105t ，平均月递减8.0%，但月递减率逐月明显减小（见表1），平均单井累积产油1134t;地层压力由原始的19.46MPa 下降到13.72MPa ，下降了5.74MPa ，弹性产能545t/Km 2.m.MPa,弹性驱采出程度4.4％，表明该区天然能量较足，具有一定的利用价值,其递减规律符合指数递减规律，见图1。
葡萄花油田中高含水期油井压裂选井选层方法
葡萄花油田中高含水期油井压裂选井选层方法作者：王立新来源：《中国新技术新产品》2011年第17期摘要：随着油田开发的不断深入，葡萄花油田已进入高含水期开采，油井压裂选井选层越来越困难。
为了确保油井压裂的经济效益，提高油井压裂方案符合率，根据近年来的压裂选井选层实践，总结了一套适合葡萄花油田的压裂选井选层方法，即应用西帕切夫水驱曲线结合精细地质研究成果指导压裂选井选层的参考方法。
经实际应用，取得了较好的效果。
关键词：压裂选井选层；西帕切夫曲线；精细地质中图分类号：TE358+.3 文献标识码：A1 葡萄花油田油井压裂现状葡萄花油田于1979年投入开发，属低渗透油田，近几年压裂选井重点由初期连通好、油层厚度大的老油井和一次加密调整井，转移到非均匀二次加密调整井，压裂井的油层条件逐渐变差，重点是扩边井及零星注采关系新完善井。
近几年压裂挖潜对象转向剩余油分散的难采储层，油井压裂效果也逐步变差。
截止目前，葡萄花油田油井共压裂643口，占总井数的64.4％，占正常生产井的70.0％，两次压裂以上的井共205口，重复井数占压裂总井数的32％。
为了保证油井压裂效果，提高方案符合率，需要搞好压裂全过程的质量控制，特别是压裂井选井选层工作。
2 应用西帕切夫水驱特征曲线指导压裂选井选层2.1 水驱曲线的选择西帕切夫水驱特征曲线是由前苏联学者西帕切夫于1981年提出的。
其表达式为：西帕切夫水驱特征曲线在葡萄花地区大量实践应用证明,该曲线主要具有如下特点：（1）适用于陆相沉积、非均质性较强、中等粘度（3-30mPa·s）油田。
（葡萄花油田原油粘度10-11 mPa·s）（2）水驱曲线直线段出现时间较早，一般在含水达到30％即可出现直线段。
（3）西帕切夫曲線可较准确预测油田含水，从而可准确预测各类油井的可采储量。
（4）当油田采取调整措施后，西帕切夫曲线不象甲、乙型曲线发生较大偏移。
（5）西帕切夫曲线的横坐标是累计产液，而不象累计产油有一定的限度，因而避免了所谓水驱曲线后期上翘问题。
论油气田水平井压裂酸化技术
论油气田水平井压裂酸化技术摘要：在进行油气开发的过程中，油藏渗透能力的高低直接决定着原油产出率的大小，油气田水平井压裂酸化技术能够有效提高储能的导流能力和渗透能力，为油气进入井筒提供更大的空间，能够大大提高油气田的资源利用率，特别是对于低渗透储存增产效果显著。
在分析水平井压裂酸化技术的应用难度的基础上，结合自身从事油气井压裂酸化工程经验，探讨了常规油藏水平井压裂酸化技术应用，并最后论述了低渗透油藏水平井压裂酸化技术应用，希望对全面提升油气田水平井压裂酸化技术水平有所帮助。
关键词：油气田开发，水平井技术，压裂酸化1 引言水平井钻探技术是目前全世界范围内被广泛应用的开采技术之一，对提升石油开采效率与质量具有重要的影响。
不同石油开采地区地质状况不同，当存在裂缝时，便会导致出现低渗透现象。
为了保障开采产量，就要进行压裂酸化处理，扩大裂缝，进一步提升整体渗透性。
如今，压裂酸化技术逐渐趋于成熟，对提升石油产量与质量具有极为重要的意义。
2 水平井压裂酸化技术的应用难度水平井压裂酸化技术已经在各个油田进行了较多的现场应用，但是如果地层结构较为复杂，或者地层渗透率极低，那么水平井压裂酸化技术实施难度将会很大。
对于含硫油气藏，实施压裂酸化技术的难度更大，国内部分油气藏含硫严重超标，大量的硫化氢存在于储存中，给施工造成极大安全隐患，大量固体化合物沉淀也阻碍了油气的畅通。
如果油藏岩性较为复杂，纵然油田地质储量较高，但是在实际施工压裂酸化过程中难以达到预期的效果。
对于高温高压油气藏，酸化压裂液无法长时间反应，甚至流通困阻。
上述情况都给水平井压裂酸化技术的现场应用造成困扰，提升了工艺的实施难度。
3 常规油藏水平井压裂酸化技术应用分析为了实现水平井压裂酸化技术在常规油藏中的高效应用，笔者对多种技术进行了分析。
应用较多的是前处理压裂酸化技术，该技术能够使油气藏产生更多更大的缝隙，为油气产出提供通道。
在该技术的使用过程中，首先注入酸化液，对地层岩石进行腐蚀，随后注入压裂液，将地层压裂，建立油气通道。
葡萄花油层水平井压裂效果分析
葡萄花油层水平井压裂效果分析作者：徐加红来源：《中国科技博览》2013年第03期摘要：2002年-2007年9月，水平井也在我厂投入了大批量地开发。
目前共投产油井水平井37口，水井2口。
对于低渗透油气藏来说，仅采用压裂或水平井开发往往达不到预期的开发效果，通过进行水力压裂产生多条裂缝增加水平井产能的途径极具潜力，压裂水平井技术对于开发低渗透储量的动用、提高注水量、提高水平井经济效益等方面有重要意义。
通过分析压前压后的产量变化，得出结论，以此对未来在宋芳屯油田和肇州油田水平井压裂投产或后期压裂增产提出建设性意见，提高区块开发效果，创造出更大的效益。
主题词：水平井压裂裂缝薄互层储量宋芳屯油田肇州油田【中图分类号】TE3571. 水平井开发现状截止2007年9月，第八采油厂先后在升平油田、宋芳屯油田南部、肇州油田15个区块布井65口，已完钻65口井（分支井2口）。
其中升平油田3口、宋芳屯油田南部10口、肇州油田52口，平均单井水平段长度559.1m，平均单井含油砂岩长度298.7m，含油砂岩钻遇率75.4%。
目前已经投产水平井油井37口（州201区块的肇33-平28开采扶余油层试验井），注水井2口，分布在9个区块内。
统计单采葡萄花油层的36口油井，投产初期平均单井日产液18.8t，日产油17.1t，目前平均单井日产液10.3t，日产油8.4t，综合含水18.5%，截止2007年8月底，累积产油153828t，平均单井累积产油4273t；注葡萄花油层水平井投产2口，投注初期平均单井日注水48m3，平均注水压力11.0MPa，目前平均日注水33m3，平均注水压力12.9MPa，累积注水19885m3。
1.2储层特征1.2.1肇州油田在已投产开采葡萄花油层的36口水平井中，有29口井位于肇州油田的9个区块，宋芳屯油田南部的州20区块有7口井。
肇州油田葡萄花油层砂体以席状砂为主，微幅度构造对油水有一定分异作用，造成平面上油水分布复杂，发育三角洲前缘相的席状砂和短条带状沿岸砂坝，储层分布较稳定。
水平井穿层压裂技术研究及应用
水平井穿层压裂技术研究及应用摘要：水平井分段压裂技术是低孔低渗油气藏增产改造的重要手段，由于砂泥岩薄互储层小层多，厚度薄，常规水平井压裂改造方法只能改造单一小层，供液能力有限，导致压后产能低，产能递减快。
针对这个问题，本文提出了水平井穿层压裂技术，并通过理论分析、工艺控制措施参数优化及现场试验，证实了水平井穿层压裂技术的可行性，并在现场试验中取得了较好的效果。
关键词：砂泥岩薄互层水平井穿层压裂水平井分段压裂技术是低孔特低渗油藏增产改造的重要技术手段，在厚油层压裂改造中被广泛应用。
但面对厚度小、小层数多的砂泥岩薄互储层，它的改造效果一般，主要原因是压裂施工仅仅改造了水平段所在的单个小层，由于小层厚度小，地层能量弱，难以形成长期有效供液，导致产量低，递减快。
为了实现同时改造多个小层，本文从水基压裂垂直缝遮挡原理出发，分析穿层压裂技术影响因素，优化压裂施工参数，在现场试验中取得了成功，实现了砂泥岩薄互储层水平井纵向改造多层，为砂泥岩薄互储层改造提供了技术手段。
1裂缝遮挡机理裂缝高度hf是压裂设计中重要参数，影响裂缝高度的主要因素是隔层的遮挡作用，目前砂泥岩隔层遮挡机理主要包括应力遮挡和岩性遮挡。
1.1应力遮挡裂缝高度是由净压力Pnet和边界泥岩层与储层的应力差Δσ所控制，当Pnet 很大程度的大于Δσ时，裂缝延伸几何形态趋于简单的径向或圆形裂缝，并且净压力递减；当Pnet近似等于Δσ时，裂缝高度难于预测，在净压力变化较小时缝高可能会增长，但液体垂向流动时液体粘性引起压力降落又会阻止缝高增长；当Pnet小于0.5倍Δσ时，基本上无裂缝垂向增长，水力裂缝完全限定在储层内[1]。
1.2岩性遮挡在泥岩隔层岩性比较纯、砂泥岩之间过度岩性少的砂泥岩交互层中，岩性遮挡主要作用在砂泥岩界面上，遮挡机理包括界面效应、塑性效应、阻渗效应。
界面效应是裂缝延伸到界面时，由于岩性变化明显，裂缝在岩性界面滑移；塑性效应是裂缝延伸到纯泥岩层后，由于泥岩塑性强，抗压能力强，此时缝内净压力只能导致泥岩层变形但不破裂，阻止裂缝继续向前延伸；阻渗效应是泥岩渗透性差，能有效阻止液体向泥岩层滤失，保持泥岩层为受压状态，避免进入受拉状态而破裂。
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葡萄花油层水平井压裂效果分析摘要：2002年-2007年9月，水平井也在我厂投入了大批量地开发。
目前共投产油井水平井37口，水井2口。
对于低渗透油气藏来说，仅采用压裂或水平井开发往往达不到预期的开发效果，通过进行水力压裂产生多条裂缝增加水平井产能的途径极具潜力，压裂水平井技术对于开发低渗透储量的动用、提高注水量、提高水平井经济效益等方面有重要意义。
通过分析压前压后的产量变化，得出结论，以此对未来在宋芳屯油田和肇州油田水平井压裂投产或后期压裂增产提出建设性意见，提高区块开发效果，创造出更大的效益。
主题词：水平井压裂裂缝薄互层储量宋芳屯油田肇州油田
【中图分类号】te357
1. 水平井开发现状
截止2007年9月，第八采油厂先后在升平油田、宋芳屯油田南部、肇州油田15个区
块布井65口，已完钻65口井（分支井2口）。
其中升平油田3口、宋芳屯油田南部10口、肇州油田52口，平均单井水平段长度559.1m，平均单井含油砂岩长度298.7m，含油砂岩钻遇率75.4%。
目前已经投产水平井油井37口（州201区块的肇33-平28开采扶余油层试验井），注水井2口，分布在9个区块内。
统计单采葡萄花油层的36口油井，投产初期平均单井日产液18.8t，日产油
17.1t，目前平均单井日产液10.3 t，日产油8.4t，综合含水18.5%，截止2007年8月底，累积产油153828t，平均单井累积产油4273t；注葡萄花油层水平井投产2口，投注初期平均单井日注水48m3，平均注水压力11.0mpa，目前平均日注水33m3，平均注水压力12.9mpa，累积注水19885m3。
1.2储层特征
1.2.1肇州油田
在已投产开采葡萄花油层的36口水平井中，有29口井位于肇州油田的9个区块，宋芳屯油田南部的州20区块有7口井。
肇州油田葡萄花油层砂体以席状砂为主，微幅度构造对油水有一定分异作用，造成平面上油水分布复杂，发育三角洲前缘相的席状砂和短条带状沿岸砂坝，储层分布较稳定。
1.2.2宋芳屯油田南部
宋芳屯油田南部的州20井区位于构造群位于宋芳屯鼻状构造整个井区内西高东低，由西向东构造趋势逐渐变陡。
储层沉积形成了水进三角洲沉积体系的三角洲内前缘沉积，砂体以小片席状砂沉积为主。
该区块葡萄花油层岩心描述未见裂缝，从肇州油田的开发情况看，该区块裂缝相对不发育。
1.3压裂试验取得成功
水平井限流法压裂和分段压裂工艺技术实现了未钻遇层段的沟通，提高了水平井初期产能。
2003年以来对12口开采葡萄花油层水平井实施了压裂投产，对压裂层位及方式进行了优化，其中8口
井采用限流法压裂，4口井采用分段压裂。
统计这12口井，投产初期产液量是同期射孔完井水平井的2.1～4.0倍，日产油量平均高10.0t左右。
累积产油是同期射孔完井水平井的2.5倍，取得了很好的试验效果。
2. 水平井压裂后影响初期产能的因素
2.1两种压裂方式的效果不同
限流法压裂8口井，初期平均日产液23.2t，日产油19.7t，平均单井累积产油5666 t。
分段压裂4口井，初期平均日产液30.8t，日产油28.8t，平均单井累积产油2397 t。
对比限流法压裂8口井，平均单井日产液高1.3倍，日产油高1.5倍，同时生产3个月后的产液量递减幅度在20.2%～27.2%波动，规律基本相当。
州20区块内采用分段压裂3口井的初期平均日产液量为24.6 t，日产油量22.1t，分别是限流法压裂4口井的1.2倍、1.5倍。
2.2水平井压裂效果与周围直井注水受效关系
对比州19区块的肇62-平22和州254区块的州52-平70井压后初期产能，二者压裂方式相同，但初期产量相差很大，日产液相差2.4倍，日产油差2.3倍，州52-平70的压裂效果好于肇62-平22。
从同区块水平井周围直井的注水受效看，水平井的压裂效果受地层条件影响较大。
2.3同区块水平井压裂初期产能与构造部位及q0的关系
2.3.1构造位置低井压裂效果较好
肇57-平33和肇57-平35是州11区块的2口水平井，构造位置肇57-平33较低。
于2003年12月份同期限流法压裂投产，2口井的压后裂缝监测结果及现场施工数据基本一致，但是效果相差较大，构造较低的肇57-平33初期日产液日肇57-平35的1.3倍，日产油是1.4倍。
2.3.2压裂后期产量q0受注水受效影响
2口水平井共连通6口水井，于2004年7月转注，发育砂岩厚度平均单井7.0m，有效厚度2.7m，初期平均日注水24m3，压力10.2mpa，注水强度8.89 m3/d.m，截止2007年8月平均累积注水12768 m3，期间经过11次方案调整，目前平均日注水10m3，压力16.4mpa，注水强度3.83 m3/d，井组累积注采比为1.22。
肇57-平33在注水后已经见到明显受效显示，受效后产量分别恢复到初期的70.0%、受效时间为5个月；肇57-平35井未见到受效显示。
肇57平33于2003年12月25日压裂后投产，初期日产液29.6t，日产油27.2t，到2004年10月份，日产液量下降到10.2t，日产油量下降到9.9t，下降幅度分别为70.3%、62.5%，含水稳定在2-3%。
2004年7月份，周围水井投注后，经过4个月的注水，从2004年11月份开始，肇57-平33开始受效，日产液24.0t，日产油22.6t，分别恢复到初期的81.0%、83.0%，含水缓慢上升，取得了较好的注
水开发效果。
肇57-平35于2003年12月23日压裂后投产，投产初期日产液22.1t，日产油19.9t，04年8月20日对其进行重复射孔试验，措施后初期，产量达到了27.7t。
该井共连通4口注水井，由于措施后没有见到明显的受效显示，产量持续下降。
2.4人工裂缝与压裂效果的关系研究
2.4.1裂缝类型与初期产量关系
5口水平井压后裂缝均是垂直缝，其中州52-平70和州78-平71是肇州油田州254区块的井，井筒井眼轨迹为近东西向；肇57-平33和肇57-平35井是肇州油田州11区块的井，井眼轨迹为近南北方向，采用的是限流法压裂投产。
结合肇州油田的地层主应力方向为近东西向的研究结果判断表明：州52-平70和州78-平71压裂后产生的裂缝为横向缝，而肇57-平33和肇57-平35压裂后产生的裂缝为纵向缝。
可见，州52-平70和州78-平71压后初期单井日产液是肇57-平33和肇57-平35的1.7倍，日产油是1.8倍，目前日产液高3.1t，日产油高5.5t
2.4.2裂缝数量对初期产量的影响
一般有3-5 条缝即可接近其最大产量。
裂缝宽度2xf愈小，产量上升愈慢，因而如要获得高产量，需要裂缝数较多。
州52-平70和州78-平71是肇州油田州254区块的井，压裂后产生的裂缝为横向缝，州78-平71共压裂5个层段，产生了5条垂
直裂缝比州52-平70多了4条，平均长度达165.8m。
压后初期日产液、日产油是州52-平70的1.4倍，效果最佳。
3.取得几点认识
3.1对比同区块水平井周围直井受效规律，可见储层物性对压裂后水平井初期产能影响较大，物性差的压裂效果差，但是由于压裂投产水平井较非压裂水平井或直井有更好的效果，因此开发过程在考虑储层物性对水平井开发适应性的同时，对储层物性差的井区可以积极考虑压裂投产。
3.2横向缝效果好于纵向缝，今后在肇州油田布井时，水平井井筒延伸方向应平行于最小主应力方向，即以近东西向为主。
3.3同一区块水平井压后初期产能与构造部位有关，部位较低效果好，但是与q0无关，主要与注水受效有关。
应研究注水受效不明显或无显示的井影响因素，保持压裂效果。
3.4从压裂效果看，分段压裂更适合八厂地区，因此今后应增加分段压裂井比例。
3.5采用不等距裂缝间距，特别是加大外侧裂缝间距对提高压裂水平井的产能是有益的。
对水平井实施人工压裂所产生的裂缝条数不仅影响水平井的产能，同时也影响经济效益。
因此裂缝条数的优化是一个十分重要的问题。
可以看出水平井压裂同时裂缝监测是非常重要的。
3.6soliman 研究认为，如果沿裂缝方向的渗透率（kx）与沿井筒方向的渗透率（ky）相等或比较小，那么裂缝的最佳条数为
3～5 条，如果沿裂缝方向的渗透率比沿井筒方向的渗透率大，那么裂缝的最佳条数将有所增加。
这说明，在优化裂缝条数时要考虑方向渗透率的影响。
[1] 万仁溥。
中国不同类型油藏水平井开采技术。
北京：石油工业出版社，1997
[2]大庆石油地质与开发2005年6月第24卷第6期。