２０１５年９月 西安石油大学学报（自然科学版） Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｘｉ ａｎ Ｓｈｉｙｏｕ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ（Ｎａｔｕｒａｌ Ｓｃｉｅｎｃｅ Ｅｄｉｔｉｏｎ） Ｓｅｐ．２０１５ 第３０卷第５期 Ｖｏ１．３０ Ｎｏ．５ 文章编号：１６７３－０６４Ｘ（２０１５）０５－００３１－０６ 基于动态数据的水平井分类评价方法 ——以苏１４区块为例 李天太 ，牟茂源 ，张欣 ，李文鹏。，叶小闯 ，李春霞 （１．西安石油大学石油工程学院，陕西西安７１００６５；２．中国石油大学（北京）石油工程学院，北京１０２２４９； ３．长庆油田公司第三采气厂，内蒙乌审旗０１７３００；４．陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安７１００７５） 摘要：为了克服采用静态数据对水平井进行分类评价的局限性，在分析调研国内外水平井分类评价 方法的基础上，通过对苏１４区块４０口水平井生产资料进行深入研究，提出了适用于苏１４区块的 水平井动态分类评价方法，并运用聚类分析法建立了不同类型水平井分类的新标准。以动态数据 为基础，将单位套压降产气量、套压降速率、无阻流量作为评价参数，通过３口典型井实际生产数据 的分析计算对比，证明该方法准确、可靠，符合现场实际生产情况。该分类评价方法对同类气藏水 平井的高效开发及生产管理具有指导意义。 关键词：水平井动态分类；单位套压降产气量；套压降速率；聚类分析 中图分类号：ＴＥ ３３ ２．３ 文献标识码：Ａ 鄂尔多斯盆地苏里格气田的致密砂岩气藏孔渗 条件较差 １－２１（孔隙度小于１０％，基质的有效渗透率 小于０．１ Ｘ １０～ ｍ ），气井的自然产能较低。由于 储层改造技术的，苏里格气田２００９年之前主要 采用直井开发。为提高单井开发效益，该气田自 ２００９年开始采用压裂水平井开发，取得了良好的开 发效果。近两年，水平井开发规模和开发水平明显 含气面积与无阻流量等参数对苏里格气田致密气藏 水平井进行了分类评价；赵涛等 提出了储层参数 法、无阻流量法、综合法、产量加权法等适用于苏里 格气田天然气气井的分类方法。但遗憾的是，由于 苏里格气田独特的合作开发模式以及紧迫的上产压 力＿８。 ，还没有形成一套统一、完整的水平井分类标 准来指导苏里格气田的高效开发。本文以苏里格气 田苏１４区块水平井为研究对象，结合前人研究成 提高，在苏里格气田上产稳产过程中发挥着越来越 重要的作用。 在水平井开发初期，由于井数较少难以准确确 定平均单井产能，而且单井平均产能也不能反映区 果，对苏里格气田水平井分类方法进行了研究，并提 出了一套新的评价标准。 块内各井产能的差异性，宜对水平井进行分类评 价 。目前，关于水平井分类的研究，前人取得了 一１ 苏１４区块水平井开发简况 苏１４区块自２００８年底起共投产水平井４０口， 些成果：Ｊ．Ｃ．Ａｌｌｅｎ 对影响油气井分类的因素 临界压力与温度进行了分析；位云生等 通过钻遇 其中从２０１ １年底到２０１３年底投产水平井数增幅达 收稿日期：２０１４－０２－２７ 基金项目：国家自然科合基金（编号：Ｕ１２６２２０１）；陕西省教育厅专项科研计划（编号：１２ＪＫ０８０７）；西安石油大学全日 制硕士研究生创新基金（编号：２０１４ＣＸ１３０１１２） 作者简介：李天太（１９６２一），男，工学博士，教授，博士生导师，主要从事油气藏保护技术与理论、油气田开发与生产理论及 技术等方面的研究。Ｅ－ｍａｉｌ：ｔｔｌｉ＠ｘｓｙｕ．ｅｄｕ．ｃｎ ３２一 西安石油大学学报（自然科学版） 到８０％，累积产气量随着投产水平井数的增多而不 断增加，２０１３年产量达到３．１×１０ ｍ 。 截至２０１３年１２月，苏１４区４０口水平井月产 气量为０．１２×ｌＯ ｎｌ ，单井月均产气量为０．０１× １０ ｍ ，折算单井日均产气量３．７８×１０ ｍ。，平均压 降速率０．０３２ ＭＰａ／ｄ，生产曲线如图１所示。由于 对气井实施问开的管理模式，生产曲线总体呈波浪 式增长。为进一步分析在不同开关井制度下不同水 平井产量的动态变化，加强对间开井的生产管理优 化，实现高效开发，关键要做好水平井的分类管 钾ｌｌ ｌ、 ２ 面 址 ｌ ｌ耋茎ｌ茎ｌ ｌ 薹ｌ茎 日期 图１苏１４区块水平井生产曲线图 Ｆｉｇ．１ Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｃｕｒｖｅｓ ｏｆ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌｓ ｉｎ Ｓｕ—－１４ ｂｌｏｃｋ ２ 水平井静态分类评价的局限性 苏里格气田目前多以直井生产，直井的分类一 般情况下采用静态或动静态结合的分类方法，直井 的静态分类标准¨ Ｈ 如下： Ｉ类：有效单层连续厚度大于５ ｍ，或有效累计 厚度大于８ ｍ且相对集中分布； Ⅱ类：有效单层连续厚度在３～５ ｍ之间，或有 效累计厚度大于８ １１１，呈薄互层状分布； Ⅲ类：有效单层连续厚度小于３ ｍ，或有效累计 厚度小于５ ｍ。 储层参数主要参考气层的有效厚度，苏１４区块 水平井气层有效厚度计量与直井不同，其计算的是 水平段钻遇气层的横向长度，并非纵向厚度。分布 较广的强非均质性致密气田与常规的整装气田有所 不同，不但区块问产能差异较大，同一区块内由于储 层的强非均质性相邻的井间产能差异也非常大。 另外，苏里格气田气井自然产能低，一般需要经 过酸化压裂进行储层改造，由于改造后的效果对气 层产气影响较大，分类过高将会使配产偏高，套压下 降速度过快，地层能量衰减过快；分类偏低，配产也 相应偏低，不利于发挥气藏能量。因此，依据水平井 储层参数进行静态分类明显存在局限性，考虑到水 平井单井控制半径大，辐射面积广的特点，近地层的 能量可能随着生产的进行逐渐消耗，远地层的能量 才能被利用，为了对水平井进行长期有效的管理，水 平井宜依据动态生产数据进行分类。 ３水平井动态分类评价参数分析 １）单位套压降产气量与套压降速率 对于连续生产井，压力受外界因素影响较小，但 苏里格气田多数水平井未进行过稳定试井，无法准 确获取地层压力。在不断探索过程中发现，水平井井 口套压结合对应的累积产气量（Ｇ ）能够较好地反 映水平井的生产能力，于是提出根据水平井单位套 压降产气量（Ｇ。／△ｐ）对水平井进行分类。单位套压 降产气量不是定值，随着投产时间的延长，压力波及 范围变大，水平井的生产特征从反映压裂裂缝沟通 的近井地带储层的渗流特征逐渐过渡到反映远井地 带储层的渗流特征，单位套压降产气量随着生产时 间的延长也会发生相应的变化。水平井在各生产阶 段的单位套压降产气量的变化规律直接反映了井控 动态储量随生产时间变化的规律。通过对苏１４区水 平井的生产情况跟踪分析，发现水平井的单位套压 降产气量随生产时间动态变化，单井数据拟合得到 了相关性较好的幂函数曲线（如图２），因此将所有 水平井的幂函数曲线放在同一坐标系内，根据曲线 空问分布特点，插入２条幂函数曲线便得到不同类 型水平井的大致分区（如图３），各类水平井的单位 套压降产气量随生产时间增加而增大的趋势不同。 套压降速率（Ｐ ＝Ａｐ／Ａｔ）直接反映气井的稳产 情况，也能间接反映地层的能量变化。套压降速率越 图２单位套压降产气量与生产时间关系图 Ｆｉｇ．２ Ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐ ｂｅｔｗｅｅｎ ｇａｓ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ａｍｏｕｎｔ ｐｅｒ ｕｎｉｔ ｃａｓｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｄｒｏｐ ａｎｄ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｔｉｍｅ 李天太等：基于动态数据的水平井分类评价方法 一３３一 童 碧 盘 磊 图３各类井单位套压降产气量分区示意图 Ｆｉｇ．３ Ｐａｒｔｉｔｉｏｎｓ ｏｆ ｇａｓ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ａｍｏｕｎｔ ｐｅｒ ｕｎｉｔ ｃａｓｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｄｒｏｐ 大，水平井地层能量消耗越快，严重影响水平井的稳 产时间。与单位套压降产气量采用相同的分析方法， 得到套压降速率随生产时间动态变化曲线（如图４） 和各类井大致分区（如图５）。 童 、 鎏 嚣 图４套压降速率与生产时间关系图 Ｆｉｇ．４ Ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐ ｂｅｔｗｅｅｎ ｃａｓｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｒｅｄｕｃｉｎｇ ｒａｔｅ ａｎｄ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｔｉｍｅ 喜 器 图５各类井套压降速率分区示意图 Ｆｉｇ．５ Ｐａｒｔｉｔｉｏｎｓ ｏｆ ｃａｓｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｒｅｄｕｃｉｎｇ ｒａｔｅ ２）无阻流量、初期配产量和日产气量 无阻流量（ｑＡｏＦ）是井底流压为大气压时的气 井产量，与气井设备因素无关，反映的是气井的潜 能，也是评价气井生产能力的一个不可或缺的参数。 但目前苏里格气田绝大多数水平井在生产过程中没 有进行过稳定试井，水平井的无阻流量均是在投产 前采用一点法测试计算得到，所以其无阻流量反映 的是原近井地层压裂裂缝带的渗流特征，随着生产 的进行，远井地带的基质储层能量才会被动用，此时 水平井产能才能较为真实地反映其生产能力。例如 苏平ｌ４一ｘ井试气无阻流量为７５．７×１０ ｍ ／ｄ，以无 阻流量分类标准应为Ｉ类井，投产时套压为２１．８７ ＭＰａ，该井日产气量为５．４×１０ ｍ。，产量很高，但套 压递减很快，生产仅４０ ｄ，套压已降为１０．９ ＭＰａ，显 然无阻流量作为主要评价参数不是很准确；气井初 期配产量（ｇ ）把无阻流量作为主要的参考指标，但 人为因素较强；苏里格气田气井普遍采用井下油嘴 进行生产，部分气井产水，当地层压力降低到不能把 产出水带出井口时，就会在井筒形成积液，此时产能 的发挥受到一定的影响，故当前日产气量也不能准 确地反映气井的生产能力。 ４水平井动态分类评价标准确定 上一节中只用数据拟合的方式划定了水平井类 型的大致分区，为了使分类结果更直观、更细致，这 里采用聚类分析法来确定分区界限（如图５）。统一 生产时间为１２个月，计算对比各水平井的评价参 数，在已有分区公式的基础上，制定各评价参数的分 类方案（见表１、表２），然后分别以套压降速率与单 位套压降产气量为横纵坐标、以无阻流量与初期配 产量为横纵坐标建立坐标系，并对各方案进行聚类 分析，通过比较各方案符合率（方框内井数与总井 数之比）的大小，最终确定标准范围。 图６聚类分析示意图 Ｆｉｇ．６ Ｐａｒｔｉｉｔｏｎ ｓｃｈｅｍａｔｉｃ ｆｏｒ ｃｌｕｓｔｅｒ ａｎａｌｙｓｉｓ 通过对比，表１中方案３符合率最高，达到了 ８１．６％；表２中方案２符合率最高，达到８２．５％，因 此优选得到最佳分类方案。这里将单位套压降产气 量和套压降速率作为主要分类指标，将无阻流量作 为次要指标，建立了水平井的动态分类评价标准，如 表３所示。 一３４一 西安石油大学学报（自然科学版） 表１ 单位套压降产气量与套压降速率分区界限确定方案 Ｔａｂ．１ Ｃｌａｓｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ ｐｌａｎｓ ｏｆ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌｓ ａｃｃｏｒｄｉｎｇ ｔｏ ｔｈｅｉｒ ｇａｓ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ａｍｏｕｎｔ ｐｅｒ ｕｎｉｔ ｃａｓｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｄｒｏｐ ａｎｄ ｃａｓｉｎｇ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｒｅｄｕｃｉｎｇ ｒａｔｅ Ｊ １Ｉ ＵＩ ＞２００ ＜０．０２５ ＞２５０ ＜０．０２５ ＞２５０ ＜０，０２０ ＞３ＯＨ０ ＜０．０２０ １００～２ｏｏ ０．０２５～０．０３５ １００～２５０ ０．０２５～０．０３５ ＜１Ｏ０ ＞０．０３５ ＜１００ ＞０．０３５ １００～２５０ ０．０２０～０．０３５ ＜１ｏｏ ＞０．０３５ ｌＯ０～３００ ０．０２０～０．０３５ ＜１００ ＞０．０３５ 符合率／％ ７６．３ ７３．７ ８１．６ ６３．２ 表２ 无阻流量与初期配产量分区界限确定方案 Ｔａｂ．２ Ｃｌａｓｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ ｐｌａｎｓ ｏｆ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌｓ ａｃｃｏｒｄｉｎｇ ｔｏ ｔｈｅｉｒ ｆｒｅｅ ｆｌｏｗ ｒａｔｅ ａｎｄ ｉｎｉｔｉａｌ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ 表３水平井动态分类评价标准 Ｔａｂ．３ Ｄｙｎａｍｉｃ ｃｌａｓｓｉｉｆｃａｔｉｏｎ ｓｔａｎｄａｒｄ ｏｆ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌｓ 时套压为２４．２ ＭＰａ，第一年日产气量为２．３８×１０ 。ｍ，生产曲线如图９所示。 ５ 实例分析与标准验证 为了更好地理解基于动态数据的水平井分类评 价方法以及该方法的准确性，现以３口投产时间较 长的典型水平井（苏平１４一Ａ井、苏平１４．Ｂ井、苏平 １４．ｃ井）为例进行动态分类分析，依据这３口井一 年后的生产曲线及产能的变化来验证分类的准确 性，并由此预测其他新投产水平井的产能变化趋势。 苏平１４一Ａ井于２００９年１２月１５日投产，试气 ｌ 塞 意 岛 最 高 是 熹蕊宝蓑 § 高 高 昌 日期 图７苏平１４－Ａ井生产曲线图 Ｆｉｇ．７ Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｃｕｒｖｅｓ ｏｆ Ｓｕｐｉｎｇ １４－Ａ ｗｅｌｌ 无阻流量为８３．３×１０ ｍ ／ｄ，投产时套压为２５．１ ＭＰａ，第一年日产气量为８．２７×１０ ｍ ，生产曲线如 图７所示；苏平１４一Ｂ井于２０１１年１０月２３日投产， 该井试气无阻流量为１０．１×１０ ｍ ／ｄ，投产时套压 为１７．１ ＭＰａ，第一年日产气量为３．０１×１０ ｍ ，生 产曲线如图８所示；苏平１４－Ｃ井于２０１０年９月４ 日投产，该井试气无阻流量为２０．０×１０ ｍ ／ｄ，投产 图８苏平１４－Ｂ井生产曲线图 Ｆｉｇ．８ Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｃｕｒｖｅｓ ｏｆ Ｓｕｐｉｎｇ １４・Ｂ ｗｅｌｌ 李天太等：基于动态数据的水平井分类评价方法 一３５一 １０．１×１０ ｍ。／ｄ；苏平１４一ｃ井单位套压降产气量为 ５９×１０ ｍ ／ＭＰａ，套压降速率为０．０５６ ＭＰａ／ｄ，无阻 流量２０．１×１０ ｍ ／ｄ。按照表１的分类标准，将苏 平１４－Ａ井分为Ｉ类，将苏平１４一Ｂ井分为Ⅱ类，将苏 平１４一Ｃ井分为Ⅲ类。 为了验证该分类法的合理性，对比３口井生产 ｌ２月后的单位套压降产气量、产量月递减率以及日 均产气量３个参数，如表５所示：Ｉ类井单位套压降 产气量为５２４×１０ ｍ ／ＭＰａ，产量月递减率为 ０．０１７，Ｅｔ产气量为５．０６×１０ ｍ ／ｄ；ＩＩ类井单位套 图９苏平１４－Ｃ井生产曲线图 Ｆｉｇ．９ Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｃｕｒｖｅｓ ｏｆ Ｓｕｐｉｎｇ １４－Ｃ ｗｅｌｌ 压降产气量为１６８×１０ ｍ ／ＭＰａ，产量月递减率为 ０．０３４，１３产气量为１．３０×１０ ｍ ／ｄ；１１１类井单位套 压降产气量为８３×１０ ｍ ／ＭＰａ，产量月递减率为 ０．０４０，日产气量为１．００×１０ ｍ ／ｄ。结合３口井生 产曲线，发现在各自生产１２个月以后，苏平１４－Ａ井 的产量与套压递减缓慢且有较长的稳产时间；苏平 １４一Ｂ井产量较苏平１４－Ａ井有所降低；而苏平１４．Ｃ 利用生产数据计算各评价参数，如表４所示，苏 平１４一Ａ井单位套压降产气量为３７６×１０ ｍ ／ＭＰａ， 套压降速率为０．０２０ ＭＰａ／ｄ，无阻流量８３．０×１０ ｍ ／ｄ；苏平ｌ４．Ｂ井单位套压降产气量为ＪＰ２１０６× １０ ｍ ／ＭＰａ，套压降速率为０．０２８ ＭＰａ／ｄ，无阻流量 表４ ３口典型井评价参数 Ｔａｂ．４ Ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ ｏｆ ｔｈｒｅｅ ｔｙｐｉｃａｌ ｗｅｌｌｓ 井的产量递减较快且后期套压与日产气量已很低， 生产时 单位套压降产气 套压降速率／ 无阻流量／ 间／月量／（１０ ｍ。・ＭＰａ ）（ＭＰａ・ｄ ）（１Ｏ ｍ ．ｄ ） 说明其地层能量供给不足，需关井恢复压力。由此 可见Ｉ类井生产能力最强，Ⅱ类井次之，Ⅲ类井最 差。因此推断该分类法得到的结果相对准确、合理， 可以用来预测其他新投产水平井的产能变化趋势。 表５ ３口典型井生产ｌ２月后的实际参数 Ｔａｂ．５ Ａｃｔｕａｌ ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ ｏｆ ｔｈｒｅｅ ｔｙｐｉｃａｌ ｗｅｌｌｓ ａｆｔｅｒ ｐｒｏｄｕｃｉｎｇ １２ ｍｏｎｔｈｓ 量小于１００×１０ ｍ ／ＭＰａ，套压降速率大于０．０３５ ６ 结 论 （１）动态生产数据可以更好地反映水平井产能 的变化。 ＭＰａ／ｄ，无阻流量小于２０×１０ ｍ ／ｄ。 （３）典型井实例分析计算验证了该分类法的可 靠性与准确性。该分类标准适用于苏里格等非均质 性较强的气田。 参考文献： ［１］杨华，付金华，刘新社，等．苏里格大型致密砂岩气藏 形成条件及勘探技术［Ｊ］．石油学报，２０１２，３３（增刊）： ５９．６１． （２）以单位套压降产气量、套压降速率、无阻流 量作为评价参数，采用聚类分析法建立水平井动态 分类评价标准，将水平井分为３类：Ｉ类井（高产稳 产型井）单位套压降产气量大于２５０×１０ ｍ。／ＭＰａ， 套压降速率小于０．０２０ ＭＰａ／ｄ，无阻流量大于５０× １０ ｍ ／ｄ；ｌＩ类井（中产低速递减型井）单位套压降 产气量大于（１００—２５０）×１０ ｍ ／ＭＰａ，套压降速率 （０．０２０～０．０３５）ＭＰａ／ｄ，无阻流量（２０—５０）×１０ ＹＡＮＧ Ｈｕａ，ＦＵ Ｊｉｎ—ｈｕａ，ＬＩＵ Ｘｉｎ—ｓｈｅ，ｅｔ ａ１．Ｌａｒｇｅ ｉｎ ｔｉｇｈｔ ｓａｎｄｓｔｏｎｅ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｆｏｒｍｉｎｇ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ ａｎｄ ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｏｆ ｔｈｅ Ｓｕｌｉｇｅ［Ｊ］．Ａｃｔａ Ｐｅｔｒｏｌｅｉ Ｓｉｎｉｃａ，２０１２， ３３（Ｓｕｐｐｌｅｍｅｎｔ）：５９－６１． ［２］何光怀，李进步，王继平，等．苏里格气田开发技术新 ｍ ／ｄ；１１类井（低产高速递减型井）单位套压降产气 进展及展望［Ｊ］．天然气工业，２０１１，３１（２）：１２—１６． ３６一 西安石油大学学报（自然科学版） ＨＥ Ｇｕａｎｇ—ｈｕａｉ，ＬＩ Ｊｉｎ—ｂｕ，ＷＡＮＧ Ｊｉ—ｐｉｎｇ，ｅｔ ａ１．Ｎｅｗ ｐｒｏ— ｇｒｅｓｓ ａｎｄ ｏｕｔｌｏｏｋ ｏｆ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ ｉｎ ｔｈｅ Ｓｕ— ｌｉｇｅ ｇａｓ ｆｉｅｌｄ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｉｎｄｕｓｔｒｙ，２０１１，３１（２）：１２— １６． ［３］ Ｒｅｙｍｏｎｄ Ｓ Ｂ，Ｍａｔｔｈｅｗｓ Ｅ，Ｓｉｓｓｏｎｓ Ｂ．Ｉｎｔｅｇｒａｔｉｎｇ ｗｅｌｌ ｐｒｏ— ｄｕｃｔｉｏｎ ｄａｔａ ａｎｄ ３ Ｄ ｓｅｉｓｍｉｃ ＡＶＯ ｃｌａｓｓｉｉｆｃａｔｉｏｎ『Ｃ］．ＳＰＥ ６８６４４，２００１． ［４］ ＪｏｓｅｐｈＡ．Ｃｌａｓｓｉｉｆｃａｔｉｏｎ ａｎｄ ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ ｏｆ ｌｉｑｕｉｄ ｌｏａｄｉｎｇ ｉｎ ｇａｓ ｗｅｌｌｓＩ Ｃ Ｉ．ＳＰＥ １６７６０３，２００３． ［５］ Ａｌｌｅｎ Ｊ Ｃ．Ｆａｃｔｏｒｓ ａｆｆｅｃｔｉｎｇ ｔｈｅ ｃｌａｓｓｉｉｆｃａｔｉｏｎ ｏｆ ｏｉｌ ａｎｄ ｇａｓ ｗｅｌｌｓ［Ｃ］．ＡＰＩ Ｃｏｎｆｅｒｅｃｅ Ｐａｐｅｒ，１９５２． ［６］ 位云生，贾爱林，何东博，等．苏里格气田致密气藏水 平井指标分类评价及思考［Ｊ］．天然气工业，２０１３，３３ （７）：４７—５１． ＷＥＩ Ｙｕｎ—ｓｈｅｎｇ，ＪＩＡ Ａｉ—ｌｉｎ，ＨＥ Ｄｏｎｇ—ｂｏ，ｅｔ ａ１．Ｉｎｄｅｘ ｃｌａｓｓｉｉｆｃａｔｉｏｎ ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ ａｎｄ ｒｅｆｌｅｃｔｉｏｎ ｏｆ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌｓ ｉｎ Ｓｕｌｉｇｅ ｇａｓ ｆｉｅｌｄ ｗｉｔｈ ｔｉｇｈｔ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｉｎｄｕｓｔｒｙ，２０１３，３３（７）：４７－５１． ［７］ 赵涛，孙新亚，李文鹏，等．苏里格气田天然气气井分 类方法的研究［Ｊ］．长江大学学报，２０１１，８（８）：６６－６９． ＺＨＡＯ Ｔａｏ，ＳＵＮ Ｘｉｎ—ｙａ，ＬＩ Ｗｅｎ—ｐｅｎｇ，ｅｔ ａ１．Ｃｌａｓｓｉｉｆｃａ— ｔｉｏｎ ｍｅｔｈｏｄ ｏｆ ｇａｓ ｗｅｌｌｓ ｉｎ Ｓｕｌｉｇｅ ｇａｓ ｆｉｅｌｄ［Ｊ］．Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｙａｎｇｔｚｅ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，２０１１，８（８）：６６—６９． ［８］ 徐庆岩，王洪彬，姜明玉，等．特低渗透油藏压裂水平 井衰竭开采参数优选研究［ｊ］．西安石油大学学报：自 然科学版，２０１４，２９（４）：５０—５４． ＸＵ Ｑｉｎｇ—ｙａｈ，ＷＡＮＧ Ｈｏｎｇ—ｂｉｎ，ＪＩＡＮＧ Ｍｉｎｇ—ｙｕ，ｅｔ ａ１． Ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ ｏｆ ｆｒａｃｔｕｒｅ ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ ｏｆ ｆｒａｃｔｕｒｅｄ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌ ｉｎ ｕｌｔｒａ—ｌｏｗ ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｉｎ ｆｏｒｍ ｏｆ ｎａｔｕｒａｌ ｄｅｐｌｅｔｉｏｎ『Ｊ］．Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｘｉ ｈｎ Ｓｈｉｙｏｕ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ：Ｎａｔｕｒａｌ Ｓｃｉｅｎｃｅ Ｅｄｉｔｉｏｎ，２０１４，２９（４）：５０—５４． ［９］ 唐俊伟，贾爱林，何东博，等．苏里格低渗强非均质性 气田开发技术对策探讨［Ｊ］．石油勘探与开发，２００６， ３３（１）：１０７—１１０． ＴＡＮＧ Ｊｕｎ—ｗｅｉ，ＪＩＡ Ａｉ—ｌｉｎ，ＨＥ Ｄｏｎｇ—ｂｏ，ｅｔ ａ１．Ｄｅｖｅｌｏｐ— ｍｅｎｔ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ ｆｏｒ ｔｈｅ Ｓｕｌｉｇｅ ｇａｓ ｆｉｅｌｄ ｗｉｔｈ ｌｏｗ ｐｅｒｍｅ— ａｂｉｌｉｔｙ ａｎｄ ｓｔｒｏｎｇ ｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｉｔｙ［Ｊ］．Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ ａｎｄ Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２００６，３３（１）：１０７—１ １０． ［１０］申芳．苏６井区气藏开发动态分析与产能评价［Ｄ］．西 安：西安石油大学，２０１１． ＳＨＥＮ Ｆａｎｇ．Ｓｕ ６ Ｗｅｌｌｂｌｏｃｋ Ａｒｏｍａｔｉｃ Ｇａｓ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ Ｃａ— ｐａｃｉｔｙ ｔｏ Ｄｅｖｅｌｏｐ Ｄｙｎａｍｉｃ Ａｎａｌｙｓｉｓ ａｎｄ Ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ ｏｆ Ｄ １．Ｘｉｈｎ：Ｘｉｈｎ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，２０１１． ［１１］斌，吴作舟，韩兴刚，等．苏里格气田苏６井区开发 方案数值模拟优化研究［Ｊ］．油气地质与采收率，２００５， １２（６）：５８－６０． ＣＨＥＮ Ｊｕｎ—ｂｉｎ，ＷＵ Ｚｕｏ—ｚｈｏｕ，ＨＡＮ Ｘｉｎｇ—ｇａｎｇ，ｅｔ ａ１． Ｓｔｕｄｙ ｏｎ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｐｌａｎ ｗｉｔｈ ｎｕｍｅｒｉｃａｌ ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ ｏｐｔｉ— ｍｉｚａｔｉｏｎ Ｓｕ－６ ａｒｅａ ｏｆ Ｓｕｌｉｇｅ ｇａｓ ｉｆｅｌｄ［Ｊ］．Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｇｅｏｌ— ｏｇｙ ａｎｄ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ Ｅｆｉｆｃｉｅｎｃｙ，２００５，１２（６）：５８－６０． ［１２］赵素惠，欧阳诚，华桦，等．苏里格气田气井分类方法研 究［Ｊ］．天然气技术，２０１０，４（４）：１１—１４． ＺＨＡＯ Ｓｕ—ｈｕｉ，ＯＵＹＡＮＧ Ｃｈｅｎｇ，ＨＵＡ Ｈｕａ，ｅｔ ａ１．Ｇａｓ ｉｆｅｌｄ ｗｅｌｌｓ ｃｌａｓｓｉｉｆｃａｔｉｏｎ ｍｅｔｈｏｄ［Ｊ］．Ｇａｓ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， ２０１０，４（４）：１１—１４． ［１３］高海红，程林松，曲占庆．压裂水平井裂缝参数优化研 究［Ｊ］．西安石油大学学报：自然科学版，２００６，２１（２）： ２９—３２． ＧＡＯ Ｈａｉ—ｈｏｎｇ．ＣＨＥＮＧ Ｌｉｎ—ｓｏｎｇ，ＱＵ Ｚｈａｎ—ｑｉｎｇ．Ｏｐｔｉｍｉ— ｚａｔｉｏｎ ｏｆ ｆｒａｃｔｕｒｅ ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ ｏｆ ｆｒａｃｔｕｒｅｄ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌｓ Ｊ １．Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｘｉ，ａｎ Ｓｈｉｙｏｕ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ：Ｎａｔｕｒａｌ Ｓｃｉｅｎｃｅ Ｅｄｉｔｉｏｎ，２００６，２１（２）：２９—３２． ［１４］闫健，张宁生，刘晓娟．苏里格低渗气井合理分类与配 产研究［Ｊ］．钻采工艺，２００８，３１（５）：５９－６１． ＹＡＮ Ｊｉａｎ，ＺＨＡＮＧ Ｎｉｎｇ—ｓｈｅｎｇ，ＬＩＵ Ｘｉａｏ－ｊｕａｎ．Ｓｔｕｄｙ ｏｎ ｗｅｌｌ ｔｙｐｅ ｃｌａｓｓｉｉｆｃａｔｉｏｎ ａｎｄ ｐｒｏｒａｔｉｏｎ ｏｆ ｌｏｗ—ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ｇａｓ ｗｅｌｌｓ ｉｎ Ｓｕｌｉｇｅ ｇａｓ ｆｉｅｌｄ［Ｊ］．Ｄｒｉｌｌｉｎｇ＆Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，２００８，３１（５）：５９－６１． 责任编辑：田美娥
