鄂尔多斯盆地苏里格气田辫状河体系带特征

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界气藏石盒子组8段、山西组1段主体为河流相沉积,河道多期切割、叠置,形成了规模较大的“辫状河体系”。根据沉积条件和沉积特征的差异,可分为叠置带、过渡带和体系间3个辫状河体系带。研究深化并发展了辫状河体系带的概念及沉积内涵,建立了沉积相-辫状河体系-辫状河体系带的多级沉积格架,提出了辫状河体系带的多参数定量划分标准。综合分析岩心、测井、钻井等资料,认识到辫状河体系带对沉积微相展布和规模、砂体的叠置样式、有效砂体的类型和集中程度具有较强的控制作用,是控制气田沉积、储层的关键地质因素。叠置带心滩发育频率高,规模大,砂体多期叠置,有效砂体富集,是气田开发的主力相带单元,过渡带河道充填发育,有效砂体以孤立型分布为主,辫状河体系间砂体零星发育,开发潜力较差。分别针对叠置带、过渡带建立了水平井地质目标优选标准,优化了井轨迹,为水平井随钻地质导向提供了更可靠的地质依据。     

辫状河致密砂岩气藏阻流带构型研究——以苏里格气田中二叠统盒8段致密砂岩气藏为例

传统的阻流带构型研究通过分析剩余油与隔夹层的空间组合关系来指导剩余油的挖潜,而对于流动性明显好于油藏的气藏中阻流带构型的研究则较少。为此,以鄂尔多斯盆地苏里格气田辫状河流相储层为例,在储层构型层次分析理论的指导下,以野外露头剖面和大量实钻水平井解剖为基础,结合生产动态分析和气藏工程验证,研究致密气阻流带存在的依据、构型级次、成因类型及规模参数,建立阻流带构型模型,并进行验证。结果表明:(1)苏里格气田辫状河复合有效砂体内存在泥岩或细粒沉积阻流带,并且阻流带是导致直井与水平井动态特征差异、直井泄气半径与实测有效砂体长度不吻合的主要原因;(2)大型辫状河阻流带可划分为河道复合体间(一级)、心滩单砂体间(二级)、心滩单砂体内(三级)共3个构型级次,其中二级阻流带包含河道间泥、泛滥平原泥、致密砂3种成因类型,三级阻流带包含落淤层及坝上沟道2种成因类型;(3)阻流带的几何形态、规模尺度、视厚度等参数差异较大,该气田中二叠统下石盒子组8段气藏水平井平均1 000 m水平段可钻遇各类型阻流带5~7个,单个视厚度介于10~200m;(4)阻流带叠置样式可划分为孤立型、侧向叠置型、堆积垂叠型和切割垂叠型等4种构型模型;(5)较之于直井,运用该研究成果,在苏里格气田通过水平井钻穿阻流带可提高天然气储量动用程度13.02%,并建议1 000 m水平段合理压裂段数介于6~8段。     

薄窄河道致密砂岩气藏高效开发技术对策

ZJ气田沙溪庙组气藏河道砂体薄窄、发育分散、储层物性差、非均质性强,气水分布复杂,开发难度大。根据静动态特征建立了6类河道的分类标准,通过综合评价优选出现有条件下Ⅰ-A、Ⅰ-B及Ⅱ-A类河道可实现有效开发。针对3类可开发河道,对开发井网、水平井地质参数及合理产量等影响开发效果的关键参数进行了优化。结果表明:Ⅰ-A类河道主要采用水平井开发,合理水平段长度900～1 000 m、井距600～700 m、排距500 m、合理产量(3～7)×10~4m~3/d;厚度大于15 m的Ⅰ-B类河道可采用水平井开发,水平段长度1 000～1 100 m、井距500～600 m、合理产量(3～4)×10~4m~3/d;砂体厚度大于15 m、有效渗透率大于0.05×10~(-3)μm~2、含水饱和度小于50%的Ⅱ-A类河道采用水平井开发经济有效,最优水平段长度1 100～1 200 m、井距400～500 m、合理产量(2～3)×10~4m~3/d。通过建立针对薄窄分散河道储层的差异化开发技术对策,可有效提高储层控制动用程度,延长稳产期,有效提高气藏的开发效果。     

柴达木盆地东坪基岩气藏的特征及合理开发指标

柴达木盆地东坪基岩气藏为变质岩气藏,是我国发现的首个基岩气藏,2015年该气藏天然气年产能规模达到12×108m3,后续随着水侵影响的加剧,产气量大幅度下降。国内外基岩气藏开发实例均较少,对该类气藏的静、动态特征尚缺乏系统的认识,为了给今后同类型气藏的高效开发提供技术借鉴,在深化储层特征评价和气井生产历史跟踪分析的基础上,结合数值模拟技术与气藏工程分析方法,确定了该气藏适宜的井型、井网和合理的开发指标。研究结果表明:(1)东坪基岩气藏储层致密、裂缝和局部溶蚀孔洞发育,具有低孔隙度、高渗透率、大渗透率级差的特点,垂向上划分为风化破碎带、裂缝发育带和致密带,该气藏属于典型的整装构造底水气藏,底水活跃;(2)气藏初期单井产量高、压降速率小,后期受水侵影响,气井产量大幅度下降,甚至水淹停产;(3)以"整体评价、少井高产、均衡开采"为部署原则,宜采取高部位部署水平井与边部部署直井的混合井网进行开发;(4)直井合理产气量应介于3.2×10~4~7.5×10~4 m~3/d,水平井合理产气量应介于12.4×10~4~25.6×10~4 m~3/d,气井合理产量应为其无阻流量的1/4~1/3,气藏的采气速度宜控制在3%以内。     

苏里格致密砂岩气田水平井开发地质目标优选

水平井技术是提高致密气单井产量、实现致密气经济有效开发的关键技术之一,与国外致密砂岩气田稳定分布的储层条件相比,国内致密砂岩气田一般具有储层规模小、纵向多层、整体分散及局部相对富集等特点,水平井开发地质目标优选是实现国内致密砂岩气田水平井规模化应用的关键技术问题。以国内典型致密砂岩气田苏里格气田为例,通过实钻水平井地质综合分析和密井网区精细地质解剖,应用储层构型层次分析方法,根据砂体及有效砂体叠置样式的不同,将苏里格气田水平井划分为3个大类6个小类水平井钻遇储层地质模型:A₁垂向切割叠置型、A₂侧向切割叠置型、B₁夹层堆积叠置型、B₂隔层堆积叠置型、C₁单层孤立型、C₂横向串联型。其中分布在辫状河体系叠置带内的A₁垂向切割叠置型和B₁夹层堆积叠置型是水平井开发的主要地质目标。依据储层地质、生产动态、储量丰度、井网密度等关键参数,建立了水平井整体开发和甜点式开发2种开发模式下的井位优选标准,并成功应用于苏中X区块,取得了较好的应用效果,同时该地质目标优选方法与井位优选标准对我国同类气藏的开发具有很好的借鉴作用。     

苏里格气田国际合作区河流相储层井位部署关键技术

苏里格气田国际合作区位于该气田中南部,其开发层系属于二叠系复杂河流相岩性气藏,掌握河流相储层的类型、分布、规模和集中程度,是合理高效部署开发井位的前提和基础。通过实践探索与技术攻关,在该区形成了以三维地震泊松比岩性识别、棋盘式井网主河道带预测、河道微相精细解剖、动—静结合高产井筛选及东—西向水平井钻探为核心的井位部署关键技术。应用效果表明:(1)泊松比地震反演可有效识别厚砂岩(砂岩泊松比介于0.19~0.25,泥岩泊松比介于0.27~0.30),把握大河道带的分布;(2)通过提取棋盘式井网净砂岩(自然伽马小于60 API,有效孔隙度大于6%,含气饱和度大于60%)厚度能快速识别河流中心部位;(3)明确该区发育2类叠置河道带、5种主要沉积相和10种河道微相;(4)单井动—静态数据分析表明,具有低自然伽马值(小于40 API)、高有效孔隙度(超过10%)及较高深电阻率响应(大于90Ω·m)是上古生界二叠系下石盒子组盒8段高产井(单井最高可采储量超过1×108 m~3)的典型配置;(5)在辫状主河道带中心区域部署东—西向水平井有利于横向沟通多期河道。结论认为,该套井位部署关键技术加深了对该区河流相储层地质规律的认识,有效支撑了该合作区的开发建设。     

基于动静态信息融合的辫状河储层构型表征及地质建模技术

辫状河储层是鄂尔多斯盆地苏里格气田开发的主要对象,受储层砂体规模小及井网井距限制的双重影响,储层定量表征难度大,砂体规模论证缺乏有力证据,表征结果可靠性不高。为此,以苏里格气田SSF密井网区石盒子组盒8下亚段(以下简称盒8下亚段)为例,在充分挖掘干扰试井资料蕴含的地质信息的基础上,结合测井、录井资料,开展基于多源信息融合储层构型解剖,论证了不同级别砂体规模及连通关系,为高精度三维地质建模提供有效支撑并取得较好的应用效果。研究结果表明:(1)该密井网区辫状河道宽度下限约1 010.0 m,心滩砂体长度下限约650.3 m;(2)辫流水道的砂质充填能够沟通相邻心滩砂体,泥质充填则对相邻心滩砂体间流体渗流起到阻隔作用,充填类型直接影响了相邻心滩砂体连通性;(3)参照表征结果,结合压降传播速率,建立了4种砂体连通模式;(4)在激动井为同一口井的干扰井组中,压降传播速度以单砂体内部连通模式最快,井间砂质辫流水道连通次之,河道下切连通模式最慢;(5)高精度地质模型实现了井位优化部署及水平井轨道设计,在井位动态跟踪和随钻地质导向方面应用效果较好。结论认为,基于动静态信息融合的辫状河储层构型表征及地质...     

基于地质知识库的致密砂岩气藏储层建模——以苏里格气田苏X区块为例

针对苏里格致密砂岩气藏有效储层规模认识不清、致密气藏三维地质建模方法欠缺和水平井有效储层钻遇率低等问题,利用苏X区块169口井储层砂体解剖、实钻井对比分析与辫状河地质认识,建立储层地质知识库,再利用基于目标法建立三维训练图像,最后利用多点地质统计学建模方法建立三维地质模型。结果表明,苏里格致密砂岩气藏的辫状河砂体中,心滩有效储层规模参数为:宽度200~450 m、厚度3~10 m、长度450~1 000 m、宽/厚45∶1~55∶1,单一辫状河道宽度1 000~2 500 m;将以上储层地质知识库应用于三维训练图像中,体现了辫状河道与心滩规模的比例关系,及其在三维空间上的叠置迁移特征;多点地质统计学方法能够将辫状河三维训练图像成果应用到三维地质建模中,使地质模型更符合辫状河地质认识和致密砂岩气田有效储层的"砂包砂"二元结构。水平井实钻证实,地质模型能够准确预测井间有效砂体规模、指导致密砂岩气藏的水平井地质导向。以上建模方法对国内外类似致密砂岩气藏储层建模具有借鉴意义。     

辫状河心滩储层构型精细解剖——以苏里格气田为例

基于密井网区丰富的钻井、测井及生产动态资料,对苏里格气田辫状河储层进行了精细构型解剖,分析了储层构型对天然气分布的影响。辫状河复合砂体发育叠置河道带、单一河道带、心滩、增生坝与沟道、大中型交错层系组以及小型交错层系共6级构型单元。构型解剖表明,心滩内发育头部、核部、侧翼和尾部4种砂体构型样式,其内部落淤层渗流屏障规模较小;心滩间发育连续分布且成因复杂的渗流隔夹层,连通性较差;心滩是辫状河构型框架内的独立储渗单元和含气系统。区域发育垂向叠加、侧向叠搭和孤立型3种心滩砂体叠置样式。综合岩心及成像测井交错层系测量数据,推算心滩长度为487.2～1 242.4 m,宽度为114.7～301.9 m。大部分心滩规模小于目前气田密井网区的井距和排距,有效储层井间连通性较差,因此苏里格气田具备加大井网密度的潜力。     

延安气田低渗透致密砂岩气藏效益开发配套技术

延安气田位于鄂尔多斯盆地东南部,与该盆地北部的气田相比,储层更薄、物性更差,气藏叠置关系复杂,加之地表为黄土塬地貌,储层地震预测难度大,现有的气田开发配套工程技术适应性差,亟须优化气田开发方式与开发技术。为此,延长石油集团经过近十年的理论研究和技术攻关,在储层预测、井网优化、钻完井、储层保护、压裂改造、地面集输等方面,形成了一套适合延安气田复杂致密砂岩气藏高效开发的关键技术体系:(1)融合多尺度静、动态研究成果,建立了基于动态知识库的有效储层预测技术,大幅度提升有效砂体钻遇率,实现了对厚度3～5 m稳定单砂体的准确追踪;(2)形成了以不规则菱形井网为基础,丛式井多层合采、水平井单层动用的混合井网立体动用模式,较规则井网井数减少6.9%,井网控制程度提高8%;(3)形成了易伤害塌漏同井储层高效钻井技术,有效提高了井壁稳定性、缩短了钻井周期,保护了储层;(4)实现了直/定向井一趟作业多层大跨度压裂、水平井CO_2+水力压裂技术,单井天然气产量显著提高;(5)形成了以井下节流、枝上枝井间串联和集中注醇为核心的黄土塬地貌中压集输技术,减少了工作量,缩短了施工周期,提高了经济效益。以上关键技术的应用,实现了延安气田低渗透致密砂岩气藏的效益开发,建成了年产气50×10~8 m~3的生产能力。     

裂缝性致密砂岩气藏出砂原因及对产气量的影响——以塔里木盆地克深气田为例

为了解决塔里木盆地克深气田面临的气井出砂问题,从储层改造方式、裂缝壁面上岩石颗粒脱落条件、产气量及井筒完整性等4个方面分析了该气田气井出砂的原因,并基于井筒内砂粒受力分析,建立气井临界携砂产气量计算公式,进而研究气藏出砂对产气量的影响。在此基础上,针对气井出砂的不同阶段提出了相应的治砂对策。研究结果表明:(1)引起裂缝性致密砂岩气藏出砂的原因包括储层裂缝发育、储层改造规模大、产气量高及井筒完整性差等方面,其中储层裂缝发育和产气量高是主要的出砂原因;(2)对于无游离砂的情况,当气井产气量大于21.2×10~4m~3/d时,近井区域裂缝壁面的砂粒逐渐脱落;(3)对于存在游离砂的情况,当气井产气量大于9.4×10~4m~3/d时,近井区域裂缝壁面砂粒逐渐脱落;(4)井口及井底积砂是影响气井产气量的关键因素,在出砂早期阶段井口积砂是导致产气量降低的主要因素,在出砂中后期阶段井底积砂是导致产气量降低的主要因素;(5)克深气田出砂临界产气量较低,临界携砂产气量相对较高,及时排砂以避免井筒大规模积砂是治理该类气藏出砂的关键。结论认为,该研究成果可以为裂缝性致密砂岩气藏治理出砂问题提供借鉴。     

苏里格气田苏147水平井整体开发区盒8下段储层精细描述

通过对苏里格气田苏147水平井整体开发区盒8下段储层微幅构造精细刻画,沉积微相精细识别,砂体展布特征分析及储集性能精细描述,综合筛选出适宜部署水平井整体开发的有利区带.研究表明:盒8下段储层微幅构造呈东-西向鼻隆-鼻凹相间排列,有效储层发育,辫状河三角洲平原底载荷型河道在地层剖面中呈“砂包泥”样式,河道砂与心滩坝砂体通过侵蚀面及侧积面相互叠置、连通,平面上构成毯状沉积复合体,垂向上河道下切、叠加、拼接,形成大型辫状河叠置砂体.沉积控制储层分布范围,成岩控制储层物性优劣,鼻褶平缓的构造区域是水平井部署的有利位置,由此制定出水平井整体开发区有利储集区域筛选原则并细化层次进行综合评价.     

一种辫状河心滩砂体构型解剖新方法

辫状河构型解剖注重在单井上识别心滩砂体,而在平面上刻画心滩砂体时则随意性较大,从而降低了解剖结果的准确性。为此,在解剖露头剖面及现代辫状河沉积原型模型的基础上,对心滩内部落淤层发育位置、各构型单元的接触关系进行了研究。根据该关系,以鄂尔多斯盆地苏里格气田苏X加密井区中二叠统石盒子组8段下亚段(以下简称盒8下亚段)辫状河砂体为例,利用测井、录井、岩心等资料划分河道砂体构型单元、精确定位单井钻遇心滩的位置,进而形成了地下辫状河砂体构型解剖方法,并应用于气田开发钻井。结果表明:(1)落淤层的发育与心滩部位关系密切,心滩不同部位垂向微相叠置规律性强,可作为辫状河储层构型解剖的重要参考;(2)辫状河砂体构型单元包括心滩、辫流水道和泛滥平原3类,其中心滩砂体是主要的成藏单元;(3)苏X加密井区盒8下亚段平面上呈"滩道相间、宽滩窄道"的沉积格局,不同沉积类型的砂体规模存在差异,其中心滩砂体宽度介于250~300 m,长度介于500~900 m;(4)验证井SX-1井钻遇2个心滩砂体和1个辫流水道砂体,钻遇的心滩个数、规模及心滩与辫流水道位置关系和新方法识别成果相吻合。结论认为,以"测井响应特征、落淤层发育位置以及垂向微相叠置模式"为标志的心滩砂体空间定位的储层构型表征新方法,能够准确确定心滩砂体平面分布位置,有助于揭示辫状河心滩砂体空间展布规律,提高心滩砂体构型表征结果的可靠度。     

苏里格气田水平井开发技术

苏里格气田属典型的“三低”气田,主要目的层属冲积平原背景下辫状河沉积体系,叠置砂体具有明显的方向性,气藏规模小,砂体展布范围有限,有效砂体连通性差,储层非均质性强,采用常规井开发难以提高单井产量。水平井开发作为提高单井产量及采收率的重要手段已在苏里格气田得到推广应用,但如何确保水平井顺利实施、提高储层钻遇率和实施效果已成为水平井开发的技术难点。为此,以苏6、苏36-11区块所实施水平井为例,系统梳理了近年来水平井实施过程中出现的各类复杂问题,通过对水平井实施情况进行分析,结合气田基本地质特征,分别从水平井选井、水平井入靶、水平段地质导向等关键环节入手,总结出了适合苏里格气田水平井开发相关配套技术。通过现场应用,其效果明显,对类似地区的水平井施工也具有一定指导作用。     

川西MJ地区蓬莱镇组储层含气性识别模式研究

川西MJ地区蓬莱镇组气藏为河、湖相碎屑岩致密储层,砂体分布不稳定,厚度和物性变化大,多呈透镜状,采用传统的"低频、强振幅、低波阻抗"含油气性识别模式预测含气砂体存在多解性,不能满足实际生产的需要。引入了"低频共振、高频衰减"含气性识别模式,并利用该模式对川西31口已知井储层段的含气性进行了检测,发现检测结果与实钻结果吻合度较高。根据该模式含气性检测结果部署并完钻了7口井,全部获得工业气流,其中,MP52、MP63-1、MP61、MP61-1井为高产气井,分别产天然气16.619×10~4m~3/d,13.79×10~4m3/d,23.45×10~4m~3/d及16.79×10~4m~3/d。     

徐深1-平7井刷新徐深气田天然气产能的最高纪录

正2020年8月5日,大庆油田有限责任公司采气分公司徐深1-平7井投产,该井天然气无阻流量高达249.62×10~4m~3/d,刷新徐深气田天然气产能的最高纪录。徐深1-平7井是在徐深气田徐深1区块北部扩边储量区部署的一口水平井,储层预测难度大、入靶困难。该井在钻进过程中,采用实测地面海拔与套补距校正水平井轨迹,确保随钻数据实时传输,"线上线下"联动跟踪。线上,实行数据远程实时传输、邮件传输     

应用地质成果优化致密气水平井压裂设计

致密气藏储层由于早期的沉积条件制约,储层厚度小、横向展布规律难于把握,砂岩钻遇率低(59%),加上黄土地表对地震信息采集的精度影响,钻井水平井段常规测试不产气或产微气,难以达到工业气井标准。虽然钻井的储层钻遇率低,但通过地质分析认为值得在泥岩水平井段优化水平井压裂分段设计,避免泥岩段压裂带来的超压、砂堵等风险,沟通主力产层的砂体,可以最大限度地提升水平井压后产能。应用野外剖面考察及沉积微相研究成果对工区砂泥岩叠置方式进行精细刻画,准确标定出目标井钻遇储层砂岩的纵向分布位置、横向砂体展布范围,据此预测水平井泥岩段压裂效果及风险,其成果可以有效应用于优化水平井压裂分段设计。根据优化设计的方案进行施工,钻井从没有常规测试价值达到产气量13.15×10~4m~3/d,折合无阻流量22.5×10~4 m~3/d,收到良好的产气效果。研究结果表明:①通过致密砂泥岩沉积微相研究成果,可准确论证低钻遇率水平井泥岩段压裂的可行性;②多级分段压裂技术可突破3 m以下的"泥质薄隔层",沟通邻近含气砂体,获得更高的工业产能,为致密气藏高效开发提供技术保障;③作业后,通过施工压力曲线、井下微地震监测及示踪剂产液剖面测试等技术对压后效果进行评价,验证压前地质认识。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田降本增效系列技术

为了应对国际油价持续低位徘徊的严峻形势和适应国内环境保护工作的新要求,中国石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地苏里格气田开展了地质、开发技术攻关。通过地震+储层构型分析,对该气田上古生界河流相砂岩气藏储层进行了定量表征;开展成藏机理及主控因素综合分析,对下古生界海相碳酸盐岩气藏储层进行了整体评价。在此基础上,从井位部署、轨迹设计、地质导向等3个方面完善了致密砂岩水平井开发技术,形成了大井组布井技术及针对上古生界、下古生界气藏多层系含气特点的立体开发技术。上述勘探开发系列技术在该气田的实施效果表明:(1)上古生界气藏新增建产有利区150 km~2,下古生界气藏筛选出含气有利区450 km~2;(2)水平井开发技术的完善,提高了水平井在上古生界气藏的实施效果,2016年完钻水平井平均有效储层钻遇率超过60%、平均试气无阻流量达45×10~4 m~3/d;(3)上古生界、下古生界气藏立体开发技术大幅度提高了天然气储量的动用程度,提高了单井产量;(4)大井组开发技术的规模应用使单井平均占地面积缩减49.9%、单井平均建井周期缩短10 d,同时还便于气井生产管理、减少了环境污染。结论认为,该系列技术为苏里格气田降本增效提供了技术支撑,可供同类型气田借鉴。     

扇三角洲厚储层构型解剖及在高含水期剩余油挖潜中的应用——以珠江口盆地文昌B油田为例

以珠江口盆地文昌B油田珠海组二段一油组扇三角洲储层为例,采用井震结合划分朵叶体、沉积旋回划分复合砂体、多维信息定单砂体的逐级细分方法对储层构型进行了剖析,建立了扇三角洲储层构型模式,并应用于高含水期剩余油分布研究,结果表明:目的层由三期扇三角洲朵叶体组成,每期朵叶体分3～4个复合砂体,复合砂体内部的单砂体宽度100～450 m,厚度1.5～6 m,宽厚比为40～80;剩余油分布模式分为不渗透构型界面控油模式和差异渗流构型单元控油模式,开发调整重点为不同期次水道叠置区以及受四级构型界面遮挡的剩余油富集区;现场部署调整井B3S1井,日产油276 m3/d,同时指导B5/B6井下返补孔,累增油15.05×10~4m~3,提高采收率1.5个百分点。     

川中地区秋林区块沙溪庙组致密砂岩气藏储层高强度体积压裂之路

为了解决四川盆地中部秋林区块中侏罗统沙溪庙组致密砂岩气藏储层体积压裂改造的难题,探索高强度体积压裂技术的适应性,选取该区块沙溪庙组致密砂岩露头岩样,开展真三轴水力压裂物理模拟实验,并采用分段多簇压裂水平井的产量预测模型对水平井分簇射孔进行优化设计;然后,基于控液提砂模式,在该区域致密砂岩储层开展了三轮先导性试验。研究结果表明:(1)秋林区块沙溪庙组致密砂岩储层天然裂缝欠发育,水力压裂裂缝形态以对称双翼裂缝为主,难以形成复杂裂缝网络,并且储层具有中等—偏强水敏性,常规的体积压裂在该区域储层改造中不适用;(2)高强度体积压裂技术的内涵是通过段内多簇射孔形成多条独立的双翼裂缝,实施控液提砂的加砂模式,在保证高强度加砂的前提下减少入井液量,从而降低入井流体对地层的伤害;(3)秋林207-5-H2井压裂段数为10段,每段7～12簇,施工排量介于16～18 m~3/min,按照控液提砂模式累计泵注滑溜水12146m~3、支撑剂4 170 t,该井压裂后测试气产量达83.88×10~4 m~3/d,天然气无阻流量达214.05×10~4 m~3/d;(4)随着簇间距减小,累计产气量逐渐提高,但当簇间距小于15 m以后,累计产气量增幅变小;(5)当加砂强度低于6 t/m时,随着加砂强度增大,水平井千米改造段长测试气产量整体呈现增大的趋势;加砂强度超过6 t/m后,随着加砂强度增大,千米改造段长测试气产量上升不明显;(6)随着井眼轨迹与水平最大主应力方向的夹角增大,千米改造段长测试气产量整体呈现增大的趋势,当水力裂缝与井眼呈近垂直的情况时,获得的有效泄流面积最大,千米改造段长测试气产量也最高。结论认为,该区高产井的压裂模式为:大夹角井眼轨迹、10 m左右射孔簇间距、5 t/m加砂强度、大排量滑溜水+组合粒径支撑剂连续加砂。