2020, Vol. 42
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2. 油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学, 四川 成都 610500
2. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China
随着常规资源不断开采与消耗，非常规资源的勘探开发吸引了世界的广泛关注[1-2]。由于非常规储层渗透率极低，必须利用大规模的体积压裂改造储层[3-4]，使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大，基质流体向裂缝渗流距离最短，油气流动所需要的驱动压差最小，才可实现商业开采[5]。
经过多年现场实践，采用缩小簇间距的“密切割”压裂技术，能够大幅度缩短基质中流体向裂缝渗流的距离，降低基质流体向裂缝渗流所需的驱动压差。该技术能够对塑性较强、应力差较大、难以形成复杂缝网的储集层有效实现体积改造。“密切割”体积改造技术方法建立“缝控”可采储量开发模式，能够突破传统井控储量计算与开发的固有思路，实现对未动用储量的挖掘。此外，“密切割”体积改造技术还能够指导体积重复压裂技术的有效应用，实现对未动用储量的挖潜，将是体积改造技术未来发展与应用的重要方向[6]。因此，研究“密切割”体积改造技术对产能的影响因素具有重要意义。
“密切割”体积改造技术要点是缩小簇间距。簇间距缩小则裂缝条数会增加，由于压裂施工排量不可能无限增加，裂缝条数的增加会导致施工时每条裂缝的分流量降低，改造裂缝长度降低，因此为了实现对整体储层更大面积的控制，“密切割”体积改造技术还要求在传统井距的基础上缩小井距。
簇间距和井间距的优化设计是“密切割”体积改造设计中两个关键性问题，合理的压裂设计对于油田的开发具有重要意义[7]。油藏数值模拟具有适用面广、经济高效的优点[8]，被广泛用于压裂设计优化[9-12]。Mayerhofer等[13]模拟得出缩小缝间距以及消除裂缝网络之间的间隔可提高产量。Cipolla等[14-15]将复杂裂缝网络简化为正交裂缝网络，研究裂缝参数对产能的影响。Mongalvy等[16]根据实际储层改造特征，提出与之较为相符的“五参数”压裂气藏数值模型。上述模拟均采用局部加密等效表征裂缝，与实际裂缝不符，无法准确反映裂缝内的流动特征。Arvind等[17-18]提出利用微地震监测数据对人工裂缝进行约束，大体刻画出裂缝的特征。然而，水力压裂矿场试验[19]显示人工裂缝呈现非均匀充填的特点。因此，笔者基于Comsol建立离散裂缝网络数值模型，研究了“密切割”体积改造中裂缝的非均匀充填状态对增产效果的影响，其影响着井间储层面积控制和井间距的设计。同时，本文分析了缝间距、井距两个关键改造参数对“密切割”体积改造效果的影响规律和裂缝复杂程度对缝间储层面积控制的影响。分析结果可为压裂设计优化提供有效参考。
1 页岩油藏离散裂缝数值模型 1.1 物理模型及假设天然裂缝发育不充分的页岩油藏多采用“密切割”方式改造，其形成的裂缝为沿水平井筒分布的横切裂缝，由于低渗页岩储层中基质渗流难度大，压裂水平井对其动用范围有限。据此，建立采用水平井“密切割”压裂方式开发的二维均质封闭矩形油藏，如图 1所示。水力裂缝与基质作为两个独立的流动系统。模型假设如下：
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| 图1 封闭油藏“密切割”改造示意图 Fig. 1 Schematic of closed reservoir with tighter clusters along horizontal well |
(1) 外边界为封闭油藏边界，内边界为不考虑水平井筒压降的等压边界；
(2) 流体为单相微可压缩流体，渗流过程为等温渗流，不考虑重力和毛管力的影响；
(3) 基质流体仅流入裂缝，再由裂缝流向井筒；
(4) 裂缝为有限导流裂缝，裂缝中的流动符合达西定律。
1.2 控制方程 1.2.1 基质系统控制方程根据达西定律，基质中流体渗流的运动方程为
| $ v = - \frac{{{K_{\rm{m}}}}}{\mu }\nabla {\mathit{\boldsymbol{p}}_{\rm{m}}} $ | (1) |
式中：v——流体渗流速度矢量，m/s；
Km——基质渗透率，m$^2$；
µ——流体黏度，Pa·s；
pm——基质系统压力矢量，Pa。
流体和岩石的状态方程为
| $ \left\{ {\begin{array}{*{20}{l}} {\rho = {\rho _{\rm{m}}}{{\rm{e}}^{{C_{\rm{L}}}\left( {{p_{\rm{m}}} - {p_{\rm{i}}}} \right)}}}\\ {\phi = {\phi _{\rm{m}}}{{\rm{e}}^{{C_{\rm{m}}}\left( {{p_{\rm{m}}} - {p_{\rm{i}}}} \right)}}} \end{array}} \right. $ | (2) |
式中：ρ——参考时刻密度，kg/m3；
ρm——流体原始密度，kg/m3；
CL——原油压缩系数，Pa−1；
pi——原始地层压力矢量，Pa；
ϕ——参考时刻孔隙度，%；
ϕm——基质原始孔隙度，%；
Cm——基质压缩系数，Pa−1。
将式(2)按泰勒级数展开，由于CL、Cm极小，可忽略高次项，可得
| $ \left\{ {\begin{array}{*{20}{l}} {\rho = {\rho _{\rm{m}}}\left[ {{\rm{1}} + {C_{\rm{L}}}\left( {{\mathit{\boldsymbol{p}}_{\rm{m}}} - {\mathit{\boldsymbol{p}}_{\rm{i}}}} \right)} \right]}\\ {\phi = {\phi _{\rm{m}}}\left[ {{\rm{1}} + {C_{\rm{m}}}\left( {{\mathit{\boldsymbol{p}}_{\rm{m}}} - {\mathit{\boldsymbol{p}}_{\rm{i}}}} \right)} \right]} \end{array}} \right. $ | (3) |
单相微可压缩流体的连续性方程为
| $ \nabla \left( {\rho v} \right) = - \frac{{\partial \left( {\rho \phi } \right)}}{{\partial t}} $ | (4) |
式中：t——时间，s。
将式(1)和式(3)代入式(4)，整理可得基质系统的流动控制方程
| $ \left\{ {\begin{array}{*{20}{l}} {{\nabla ^2}{\mathit{\boldsymbol{p}}_{\rm{m}}} - \frac{{\mu {\phi _{\rm{m}}}{C_{{\rm{mt}}}}}}{{{K_{\rm{m}}}}}\frac{{\partial {\mathit{\boldsymbol{p}}_{\rm{m}}}}}{{\partial t}} = 0}\\ {{C_{{\rm{mt}}}} = {C_{\rm{L}}} + {C_{\rm{S}}}} \end{array}} \right. $ | (5) |
式中：Cmt——基质综合压缩系数，Pa-1；
CS——基质压缩系数，Pa-1。
1.2.2 裂缝系统控制方程裂缝系统作为独立系统，与基质系统控制方程推导相似，裂缝系统的流动控制方程表示为
| $ \left\{ {\begin{array}{*{20}{l}} {{\nabla ^2}{\mathit{\boldsymbol{p}}_{\rm{F}}} - \frac{{\mu {\phi _{\rm{F}}}{C_{{\rm{Ft}}}}}}{{{K_{\rm{F}}}}}\frac{{\partial {\mathit{\boldsymbol{p}}_{\rm{F}}}}}{{\partial t}} = 0}\\ {{C_{{\rm{Ft}}}} = {C_{\rm{L}}} + {C_{\rm{F}}}} \end{array}} \right. $ | (6) |
式中：pF——裂缝系统压力矢量，Pa；
ϕF裂缝孔隙度，%；
CFt裂缝综合压缩系数，Pa−1；
KF裂缝渗透率，m2；
CF裂缝压缩系数，Pa−1。
1.2.3 边界条件和初始条件基质系统与油藏的边界条件为
| $ {\left. {\frac{{\partial {\mathit{\boldsymbol{p}}_{\rm{m}}}}}{{\partial \mathit{\boldsymbol{n}}}}} \right|_{{\mathit{\Gamma }_1}}} = 0 $ | (7) |
式中：
n——边界法向量，无因次；Γ1——油藏外封闭边界。
两系统交界面符合压力和流量相等的连续性条件，故其边界条件为
| $ \left\{ {\begin{array}{*{20}{l}} {{{\left. {{{\bf{p}}_{\rm{m}}}} \right|}_{{\Gamma _2}}} = {{\left. {{{\bf{p}}_{\rm{F}}}} \right|}_{{\Gamma _2}}}}\\ {\frac{{{K_{\rm{F}}}}}{\mu }{{\left. {\nabla {p_{\rm{F}}}} \right|}_{{\Gamma _2}}} = \frac{{{K_{\rm{m}}}}}{\mu }{{\left. {\nabla {{\bf{p}}_{\rm{m}}}} \right|}_{{\Gamma _2}}}} \end{array}} \right. $ | (8) |
式中：
Γ2——基质与裂缝边界。
封闭油藏未开始生产时，初始条件为
| $ {\mathit{\boldsymbol{p}}_{\rm{F}}}(x, y, {\rm{z}}, t = 0) = {\mathit{\boldsymbol{p}}_{\rm{m}}}(x, y, z, t = 0) = {\mathit{\boldsymbol{p}}_{\rm{i}}} $ | (9) |
“密切割”改造为缝控储量的实现方式之一，裂缝参数、井距和裂缝复杂程度是改造设计的重点。
2.1 计算参数由于页岩油藏的低渗特性，油藏未改造区域难以动用。利用有限元方法，使用三角形网格对封闭油藏分段压裂水平井进行剖分，最小单元尺寸为0.12 m，最大单元尺寸为32 m，如图 2所示。考虑到计算成本，建立一个大小为1 600 m×1 000 m的二维均质油藏作为模拟区域，其余参数见表 1。
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| 图2 封闭油藏“密切割”改造网格剖分结果 Fig. 2 Gridding division of closed reservoir with tighter clusters along horizontal well |
| 表1 模拟所需基本数据 Tab. 1 Basic data used in the simulation |
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裂缝间距是“密切割”改造设计的要点之一。为说明缝间距对改造效果的影响，计算了缝间距为10~30 m的油藏压力场和累计产量。模拟采用的油藏基质渗透率为0.05 mD，其余参数见表 1。图 3展示了投产365 d后缝间距为10和30 m时的油藏压力分布。压力云图越接近红色表示油藏的压力越接近原始地层压力。由图 3可知，缝间距为30 m时，仅在裂缝周围产生压降，缝间的油藏压力大部分仍处于原始压力；而缝间距为10 m时，裂缝区整体产生压降，油藏压力下降约5~MPa。因为，裂缝条数随缝间距减小而增加，裂缝与基质接触的总表面积增加，基质流体向裂缝渗流的距离缩短，基质流体更易流入裂缝，基质排液增加，油藏动用程度提高。
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| 图3 油藏局部压力分布 Fig. 3 Local reservior pressure distribution |
图 4显示缝间距越小，油井累计产量越高，缩短缝间距可大幅度提高油井产量。例如，缝间距为10 m的油井年累计产量是缝间距为30 m的油井年累计产量的1.63倍。
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| 图4 缝间距对油井累计产量的影响 Fig. 4 Effect of fracture spacing on well cumulative production |
此外，油井累计产量曲线斜率的变化与缝间距有关。缝间距越小，累计产量曲线斜率越大，直至出现拐点；这表明针对低渗、特低渗储层，采用“密切割”体积改造缝控压裂开发方式，可实现快速建产、增产。
缩短缝间距增产的原因主要为裂缝条数增加，基质与裂缝接触面积，泄油面积增加。分析借鉴了Warpinskin等[20]提出的流体有效渗流距离与驱动压差的关系式。有效渗流距离是特定驱动压差下流体在一定时间内流动的距离。根据公式计算了流体有效流动距离与时间的关系。
图 5a为流体渗透率0.17 mD，孔隙度12%，黏度10 mPa·s时有效驱动距离与时间的关系。缝间距不断缩小，基质与裂缝之间流体线性渗流的距离变得更短，渗流距离内所需驱动压差减小，基质中的流体向裂缝供液更容易，因而油井的产量更高。
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| 图5 流体有效驱动距离与时间、渗透率的关系 Fig. 5 Effective flow distance of fluid vs. time and permeability |
图 5b为流体孔隙度12%，黏度10 mPa·s，流动时间1~a时有效驱动距离与渗透率的关系。相同时间内，随着渗透率增加，油气渗流难度减小，流体有效流动距离增大，基质内可动用储量增加，流体产出量增大。对于低渗储层通过“密切割”缩短储层流体渗流所需的有效驱动距离，实现商业开发。
此外，随着缝间距的减小，应力干扰严重，可能造成应力反转。Lopez等[21]给出了多簇裂缝间距为76和15 m时水平最大主应力分布，红色箭头代表水平最大主应力方向，如图 6所示。计算结果表表明，缝间距缩小至15 m时，水平最大主应力方向会发生反转。
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| 图6 水平最大主应力分布 Fig. 6 Max horizontal stress distribution |
根据断裂力学理论，裂缝总是沿着阻力最小的方向扩展。因此，缩小缝间距导致的应力反转促使主裂缝转向，水力裂缝与天然裂缝在缝间的相互作用增强，缝间改造更充分，甚至可能实现全改造。
综上所述，缩小缝间距的作用体现在：一是增加切割基质裂缝条数，增大基质与裂缝接触面积；二是缩短基质向裂缝的渗流距离，减小流体由基质向裂缝渗流所需的驱动压差；三是增加缝间应力干扰甚至导致应力反转，促使水力裂缝转向，增加缝间改造区宽度。
2.3 井距对改造效果的影响在“密切割”体积改造设计过程中，井距影响压裂设计所需要的裂缝半长。由于簇间距缩小，裂缝条数增加，但限于压裂车组马力，施工排量不可能无限增加，这就会导致施工时每条裂缝的分流量降低，从而裂缝长度降低，因此“密切割”体积改造技术还要求缩短井间距，实现对整体储层面积的最大化控制。为研究缩小井距对生产的影响，采用对称布缝方式，计算半缝长为180和90 m情况下油藏压力分布。井距和裂缝半长设计方案如表 2。
| 表2 井距与布缝设计方案 Tab. 2 Well spacing and fracture placement design |
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若储层为脆性储层且天然裂缝发育，则压裂易形成复杂缝网。采用正交裂缝网络模拟复杂缝网，簇间距设定为20 m，模拟采用的基质渗透率为0.025 mD，其余参数见表 1。
图 7和图 8分别展示了以半缝长90和180 m情况下油藏生产100，300和500 d时的压力分布。
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| 图7 不同时间下油藏压力分布(方案一) Fig. 7 Reservior pressure distribution at different time nodes(case one) |
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| 图8 不同时间下油藏压力分布(方案二) Fig. 8 Reservior pressure distribution at different time nodes(case two) |
对比图 7和图 8可知，投产300 d，以方案二生产时，距离井筒90~180 m的压降远远小于近井筒90 m以内的压降。这表明，方案二中半缝长为180 m的压裂水平井距离井筒90~180 m的裂缝对储层的有效动用程度低于方案一中距井筒90 m以内的裂缝对储层的动用程度。即从理论上讲，裂缝长度过长不利于开发裂缝远端的油藏。
若在井距400 m的中部位置，打一口加密井，以半缝长90 m对称布缝方式设计。该方案下不同时间的油藏压力分布如图 9所示。
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| 图9 不同时间下油藏压力分布(方案三) Fig. 9 Reservior pressure distribution at different time nodes(case three) |
由图 9可以看出，该方案的开发效果明显强于半缝长为180 m时的情形。
图 10给出了各方案下的累计产量曲线。结果表明，400 m井距打加密井，两口以半缝长90 m对称布缝的水平井，其年累计产量是400 m井距压裂半缝长180 m的水平井年累计产量的1.5倍，年累计产量提高51.17%，约为3~673 t。此外，从工程角度上讲，压裂产生一条360 m的裂缝其施工难度远高于压开一条180 m的裂缝。吐哈三塘湖页岩油开发矿场微地震监测表明，虽然设计压裂缝长200 m，实际缝长仅70~80 m。因此，考虑到实际改造时，裂缝扩展不充分，半缝长远小于180 m，此时方案三实际增产效果更佳。大井距开发模式背景下，虽然设计长裂缝可提高压后产量，但部署加密井起到的作用更明显。因此从油田实际可操作性和增产效果看，缩小井距是解决页岩油藏采收率低的有效策略。
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| 图10 各方案下的累计产量曲线 Fig. 10 Cumulative production curves in each case |
目前，吐哈油田100 m井网加密井投产45口井，“缝控储量”体积改造规模提升60%，初期产量是400 m井网的1.3倍，是200 m井网的1.2倍，采收率预计由2.5%提高至10.0%。
2.4 裂缝复杂程度对改造效果的影响水力裂缝与周围的天然裂缝相互作用将形成复杂裂缝。复杂裂缝影响着缝间储层面积的控制，准确刻画复杂裂缝形态以及认识复杂裂缝在流体渗流中扮演的作用对于合理的缝间距优化设计具有重要指导意义。
为了研究裂缝复杂程度对改造效果的影响，设置的复杂裂缝形态及网格剖分如图 11，主裂缝与分支裂缝之间的夹角约40°，分支缝长约5 m，沿主裂缝均匀分布。为了更好地进行压力场的比较，模拟采用的油藏渗透率为0.005 mD，其余参数同表 1。
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| 图11 复杂裂缝及其网格剖分 Fig. 11 Complex fracture and its mesh |
对比缝间距20 m的复杂和简单裂缝投产一年的油藏局部压力分布发现(图 12)，复杂裂缝间压降范围比简单裂缝更大，控制储层范围广。因为流体由天然裂缝和基质流入水力裂缝比单一由基质流入容易。间接说明，天然弱面发育的脆性储层通过压裂容易产生复杂裂缝，压裂设计时所需缝间距无需太小；而天然弱面不发育的储层通过压裂不容易产生复杂裂缝，压裂设计时可考虑缩短簇间距，提高对缝间基质的控制程度。
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| 图12 油藏局部压力分布 Fig. 12 Reservior regional pressure distribution |
对比复杂和简单裂缝下油井30，60和90 d累计产量发现(图 13)，复杂裂缝下油井产量较高，投产90 d内累计增产提高39.8%，约163 t。印证了利用滑溜水压裂产生复杂裂缝的改造效果要比冻胶压裂产生简单裂缝的改造效果好。
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| 图13 简单裂缝与复杂裂缝下油井产量对比 Fig. 13 Production comparison for the case with simple and complex fracture |
油田现场和油藏数值模拟的研究结果表明，现场裂缝的有效支撑缝长与压裂设计的长度存在一定的差异，往往实际支撑长度小于设计缝长。
在吐哈三塘湖页岩油开发矿场的微地震监测结果显示，设计的压裂缝长200 m的情况下，实际缝长仅为70~80 m。由于压裂液的滤失，液体携砂性能以及支撑剂选择不合理导致其过早沉降，支撑剂无法运移至裂缝尖端，裂缝远端处于无支撑状态，如图 14所示。
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| 图14 裂缝支撑状态示意图 Fig. 14 Schematic of fracture propped condition |
由图 14可知，远端无支撑缝影响着井间储层面积的控制。所以，为了研究裂缝远端无支撑对压裂改造效果的影响，本文共设计了4种方案，见表 3。储层基质渗透率选定为0.05 mD，无支撑裂缝渗透率参考前人相应的研究结果[22]，将其设定为20 mD，其他参数见表 1。
| 表3 裂缝支撑状态方案 Tab. 3 Project of fracture propped condition |
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图 15显示了裂缝远端无支撑剂充填对油藏压力场的影响。投产365 d后，裂缝前端15 m无支撑时，裂缝尖端10 m范围内油藏压力约40~MPa，接近原始地层压力；而裂缝全支撑时，裂缝尖端10 m范围内油藏压力约36~MPa。数值模拟结果表明，随着裂缝远端未填砂部分长度的增加，油藏压力的扩散范围逐渐较小，裂缝尖端对储层动用程度降低。
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| 图15 油藏生产365 d模拟区局部压力场 Fig. 15 Local reservoir pressure field after 365 d production |
图 16给出了不同支撑情况的裂缝对累计产量的影响。
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| 图16 裂缝前端支撑状态对累计产量的影响 Fig. 16 Effect of propped condition in fracture tip on cumulative production |
计算结果表明，支撑剂影响可以分为两个阶段：第一阶段，裂缝远端有无支撑剂充填几乎不对油井产量产生影响；第二阶段，累计产量随着裂缝远端无支撑缝长的增加而减小。因为，第一阶段，油藏压力沿缝长方向的传播速率相同，压力传播未波及未填充裂缝部分时，4种方案的裂缝参数相同，所以远端裂缝暂时对产量无贡献；第二阶段，压力波及未填充裂缝部分，支撑剂充填的裂缝导流能力高，因而充填距离越长，其流动能力越强，基质向裂缝的供液越容易，因而累计产量也随之越高。
模拟结果显示，全支撑裂缝的第一年累计产量比远端15 m无支撑裂缝的多4.38%。裂缝远端的支撑状态影响累计产量，远端无支撑裂缝对改造后产能的贡献率达不到压裂施工设计时预计的效果，所以在压裂施工设计环节需要考虑有支撑和无支撑缝的差异，优化压裂工艺设计提高支撑裂缝长度。
那么，如何提高支撑裂缝的长度，由Stokes单颗粒沉降公式[23]可知，支撑剂粒径越小，其沉降越慢，在缝内运移的距离越远。
| $ v = \frac{{{\rm{g}}\left( {{\rho _{\rm{s}}} - {\rho _{\rm{l}}}} \right)d_{\rm{s}}^{\rm{2}}}}{{18\mu }} $ | (10) |
式中：v——沉降速度，m/s；
g——重力加速度，g=9.8 m/s2；
ρs固体颗粒的密度，kg/m3；
ρl流体的密度，kg/m3；
ds颗粒直径，m。
为了提高支撑剂运移距离，其中很重要的一个方式是提高单簇的分流量，但是目前水平井体积改造压裂簇数不断增加，甚至达10簇以上[24]，直接导致每簇裂缝分流量大幅度减小，矿场施工排量不可能无限增加，导致常规支撑剂难以运移至裂缝远端。因此，现场施工可选择小粒径[25-26]支撑剂以提高支撑剂在裂缝内的运移距离，从而提升裂缝远端铺砂效果，达到提高单井累计产量的效果。
3 矿场实例与工程应用 3.1 储层特性与压裂施工在新疆某页岩油区块进行“密切割”体积改造矿场压裂试验。该页岩油区块甜点区地层厚度25~300 m，平均200 m，埋深800~4 800 m，平均3~570 m。储层天然裂缝不发育(直井<0.5条/m)，水平两向应力差4~12~MPa，综合脆度31.9%~49.9%，常规压裂工艺难以形成复杂缝网。且原油密度大、黏度高、流度低，喉道半径小，启动压力梯度大，动用半径小。所以，在这些地质因素的限制下，为了实现该页岩油的储层动用体积的最大化，选择了采用“密切割”的体积改造，以此来缩短原油的流动距离，降低原油流动所需的驱动压差，扩大裂缝壁面与储层基质的接触面积。
部署了试验井JH001和JH002，在保证优质甜点钻遇率的基础上，对两口井实施了“密切割”体积改造。施工排量14 m3/min，采用冻胶启缝+滑溜水前置+冻胶携砂的压裂工艺技术。压裂初始阶段以胍胶大排量施工，确保近井筒开启多簇主裂缝，前置阶段滑溜水增加裂缝复杂程度。且在JH001、JH002井上重点调整了前置段塞支撑剂，采用多粒径组合、提高小粒径支撑剂比例的方式，以实现远端微细裂缝的支撑。矿场“密切割”体积改造试验的施工参数和压后初期的生产参数如表 4所示。其中另一口采用常规分段多簇压裂井JH1作为对比井，由表 4可见，JH001、JH002井的裂缝间距已缩小至15 m。
| 表4 矿场“密切割”体积改造试验施工参数及初期生产参数 Tab. 4 Tighter clusters fracturing parameters and production data in the field test |
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通过“密切割”体积改造后，JH001、JH002井的开井压力远远小于井JH1。由此推断，这是储层条件所决定的。但是JH001、JH002井压力保持较好，生产效果明显提高，年产油量较JH1井分别提高79.7%和39.9%。
从图 17中3口井日产油量和累产油量曲线图可以看出，JH002单井日峰值产量创新高，达108.3 t(油嘴直径6.0 mm、油压8.5~MPa)，JH001井200 d累产超万吨；而JH1井最高日产量69.5 t(油嘴直径6.5 mm、油压3.3~MPa)。JH001、JH002井压力保持稳定，压降速率较低，开井生产1~a后压力仍保持在4~MPa以上，保持日产量20 t以上超过500 d。说明“密切割”体积改造后，储层的有效动用体积增加，裂缝与储层的接触面积较大，储层向裂缝和井筒的供液能力较强。JH001井生产至今600 d的累计产油量与JH1井6~a累计产油量相当，投资回收期可以大大缩短。
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| 图17 3口井日产油量和累计产油量曲线图 Fig. 17 Daily oil production and cumulative oil production curve of three wells |
(1) 采用“密切割”缝控压裂开发模式可实现快速建产增产。针对低渗、特低渗储层，缝间距由30 m缩短至10 m，油井累计产量可提高1.63倍}。
(2) 非常规储层打加密井是提高产能和采收率的有效手段。400 m井距打加密井将井距缩小为200 m后，两口以半缝长90 m对称布缝的水平井，其年累计产量比400 m井距半缝长180 m的水平井年累计产量可提高51.17%。
(3) 复杂裂缝比简单裂缝对储层控制的范围广。压开复杂裂缝的油井其产量比压开简单裂缝的高，投产90 d内，累计增产约163 t。
(4) 裂缝远端15 m无支撑对单井年累计产量的影响可达4.38%。现场应选择小粒径支撑剂提高支撑剂的运移距离，提升裂缝远端支撑剂铺置效果，提高单井产量。
(5) “密切割”体积改造矿场试验说明采用细分切割的方法缩小裂缝间距，能够有效地提高油井产能，单井年产油量可提高79.7%。
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