吳 斌，安 慶，杜世濤.

(新疆維吾爾自治區(qū)煤田地質(zhì)局一六一地質(zhì)勘探隊，新疆烏魯木齊 830046)

煤層氣生產(chǎn)井井型適應(yīng)性分析是在區(qū)域地質(zhì)的基礎(chǔ)上，結(jié)合歷史排采數(shù)據(jù)，對比不同井型生產(chǎn)動態(tài)表征和產(chǎn)能差異，是優(yōu)選適合區(qū)域性井型的依據(jù)。湯達禎等[1]根據(jù)柳林地區(qū)煤層氣井產(chǎn)水特征、實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)、地質(zhì)、水文等認為煤層氣井產(chǎn)水受多因素控制，優(yōu)選適應(yīng)的井型、合理的開發(fā)步驟是柳林地區(qū)快速降壓產(chǎn)氣的最佳對策；王生維等[2]通過建立新疆白楊河礦區(qū)急傾斜煤層氣井排采過程中氣水分異、滲流通道堵塞、壓降漏斗擴散等與產(chǎn)氣量的關(guān)系，認為順煤層井對大傾角煤層瓦斯的開采有顯著優(yōu)勢；傅雪海等[3]通過對阜康礦區(qū)西段急傾斜煤層生產(chǎn)井排采歷史擬合與井型優(yōu)化，認為將煤層氣井布置在煤層上傾下部位有利于實現(xiàn)快速降壓解吸，這一觀點在后期相關(guān)學者的研究中也得到了驗證[4-5]；李曉平等[6]通過建立不同井型的產(chǎn)量方程和產(chǎn)能指數(shù)，認為目的層厚度角、射孔段長度、表皮系數(shù)等綜合因素對生產(chǎn)井產(chǎn)能有很大影響；康永尚等[7]基于壽陽區(qū)塊煤層氣井的系統(tǒng)分析和地質(zhì)因素，提出優(yōu)化壓裂規(guī)?？梢砸种飘a(chǎn)水和提高產(chǎn)氣；楊兆彪等[8]基于煤層氣井產(chǎn)能方程的產(chǎn)能優(yōu)化法，提出主力產(chǎn)層優(yōu)選指數(shù)大于30%、其他指數(shù)大于10%，才能保證生產(chǎn)井的經(jīng)濟效益；曹運興等[5]基于新疆阜康礦區(qū)大傾角厚煤層水平井眼軌跡與累計產(chǎn)氣量的關(guān)系研究，認為針對高傾角煤層可以通過水平井沿煤層走向的軌跡來提高產(chǎn)能，這一點在本文筆者所述的研究區(qū)中已經(jīng)實現(xiàn)；代由進等[9]基于煤層氣生產(chǎn)井井型長期邊際成本研究，認為水平井和定向井的生產(chǎn)效益因各區(qū)塊地質(zhì)和煤層物性不同而異，同時受后期運營成本的控制。前人針對煤層氣井的效益問題進行了多角度的研究，但受示范區(qū)地質(zhì)構(gòu)造的特殊性，以及煤儲層厚度、開發(fā)煤層層數(shù)、煤層孔滲差異等關(guān)鍵參數(shù)限制，前人的研究成果在新疆庫拜煤田中區(qū)西部煤層氣開發(fā)利用先導(dǎo)性示范區(qū)(下稱“示范區(qū)”)不能“照搬照用”，但部分研究方法和思路卻為筆者探索示范區(qū)井型優(yōu)化起到了很重要的指導(dǎo)和啟示作用。基于此，筆者在借鑒前人研究方法、觀點、成果的基礎(chǔ)上，結(jié)合示范區(qū)現(xiàn)有的地質(zhì)儲層物性、排采歷史數(shù)據(jù)特征反饋等資料，展開研究區(qū)井型優(yōu)化探索，力爭對影響示范區(qū)生產(chǎn)井產(chǎn)能的因素有更進一步的認識，探索出一套與示范區(qū)綜合條件相適應(yīng)的井型方案。

1 煤層氣開發(fā)利用示范區(qū)簡介

示范區(qū)位于天山中段南麓、塔里木盆地的北緣，面積約100 km2。煤系地層主要為中生界，以侏羅世地層為主，北部中高山區(qū)出露有古生界二疊系，煤層(煤層氣潛力層)賦存于侏羅系下統(tǒng)。區(qū)內(nèi)總體構(gòu)造形態(tài)為一向南傾斜的單斜構(gòu)造，地層傾角一般為60°～85°，總體近東西走向，局部地段直立倒轉(zhuǎn)，具有東陡西緩的變化規(guī)律。基巖屬弱含水層，且?guī)r性較復(fù)雜，含水層之間被透水性極差的泥巖、泥質(zhì)粉砂巖分割，造成地下水水循環(huán)條件差、補給條件差。

據(jù)煤巖樣品統(tǒng)計和資料總結(jié)，22口井的孔隙度在2.22%～10.00%之間，平均為7.34%； 9口井的滲透率在0.008～1.370 mD之間，平均為0.612 mD；煤層傾角大(60°～85°)，煤層氣主采煤層4層，單煤層較厚(1.50～8.85 m)，煤層臨儲比高(0.66%～0.93%)、含氣量高(5～15 m3/t)，煤質(zhì)類型以1/3焦煤及氣煤為主。示范區(qū)現(xiàn)有叢式定向井臺6個(包括23口單井)，L型水平井2口，定向井4口。截至目前，該區(qū)投產(chǎn)時間最長的井近1 200 d，60%的井處于穩(wěn)產(chǎn)階段，日產(chǎn)氣量逾2×104m3。綜上，從基礎(chǔ)實驗數(shù)據(jù)到生產(chǎn)井產(chǎn)能，都顯示了較好的儲層物性和較大的產(chǎn)氣潛力。此外，示范區(qū)臨近克拉2區(qū)塊、大北區(qū)塊、克深區(qū)塊、博孜區(qū)塊以及英買力等西氣東輸主力氣田，為氣體的集輸和銷售提供了極大便利。因此，開展井型優(yōu)選探索對于后期煤層氣的勘探開發(fā)、實現(xiàn)效益最大化尤為重要。

2 示范區(qū)各井型生產(chǎn)動態(tài)參數(shù)研究

生產(chǎn)井液柱高度、井底流壓在單位時間內(nèi)波動參數(shù)可以直接反應(yīng)單井、井組、臨井的生產(chǎn)狀態(tài)、表征井間聯(lián)動和干擾強度，控制煤儲層解吸時間和氣體產(chǎn)出[10-15]。通過對比分析其變化特征，可以定性評價同一地質(zhì)條件和儲層物性的各井型生產(chǎn)狀態(tài)及其適應(yīng)性。

所提取的關(guān)鍵排采參數(shù)根據(jù)以下原則：

(1)排采歷史數(shù)據(jù)采集截至2019年7月15日的日數(shù)據(jù)。其中，剔除因修井、停電、施工等時間段的數(shù)據(jù)。

(2)根據(jù)研究區(qū)生產(chǎn)井的井型，將區(qū)內(nèi)生產(chǎn)井分為單井定向井臺(下稱“定向井”，圖1a)、叢式井多分枝井臺(下稱“叢式井”，圖1c)、L型水平井(圖1b)三類。分別對叢式井的液柱高度和井底流壓進行分析對比，認識各分支井井間的干擾情況；對定向井和L型水平井開展液柱和井底流壓日降幅分析，總結(jié)其變化趨勢。

圖1 井型與煤儲層配置關(guān)系示意Fig.1 Relation of well type and coal reservoir configuration

(3)引入三類井型已解吸井的解吸時長、降儲比、臨儲比，探討不同井型的解吸特征。

(4)引入氣水比，比較不同井型的生產(chǎn)效益，優(yōu)選與示范區(qū)地質(zhì)構(gòu)造和產(chǎn)能特征相匹配的井型。

(5)檢泵周期計算的是卡泵、泵體磨穿、視管柱斷脫、腐蝕漏液、泵效過低等，為正常檢泵。

2.1 叢式井組井間干擾表征分析對比

X叢式井臺的4口井，該井組深度在1 054～1 301 m，排采的煤層是A9-10、A7、A6、A5四層。X井最先投產(chǎn)，投產(chǎn)650 d時，另外3口分支井開始壓裂工作，此時受壓裂影響，X井液柱高度有一個急劇上升的趨勢，對應(yīng)的井底流壓也呈現(xiàn)一個短暫的突增。770 d時隨著3口分支井的投產(chǎn)，X井液柱高度和井底流壓回歸壓裂前趨勢，但隨著排采的進行，井底流壓降勢明顯大于該井之前單獨排采階段(圖2a、2d)。由X叢式井組(非同時壓裂投產(chǎn)井臺)的液柱高度和井底流壓在單獨排采一口井階段、其余分支井的壓裂階段、同時排采階段三個時間段的變化趨勢對比，可以看出叢式井組之間存在較為敏感的儲層聯(lián)動和干擾。

對比X叢式井臺各單井所排采煤層的差別(表1)，共同排采的煤層為A9-10和A5，差異排采A7和A6，最多的單井排采4層煤，最少2層。結(jié)合圖2a，液柱高度跟排采煤層數(shù)呈正相關(guān)關(guān)系，即每層煤對井底供水都有貢獻，同樣，每口單井的井底液柱降低對同一井臺的其他井實現(xiàn)“排水降壓、快速見氣”都有一定程度的貢獻。

圖2 叢式井臺排采典型參數(shù)提取動態(tài)曲線Fig.2 Extraction of typical production dynamic curves index of cluster wells

表1 各井型井基本參數(shù)Table 1 Basic parameters of each well type

Y叢式井臺3口單井的目的層深度在1 221～1 278 m之間，整體較X井組深，但深度區(qū)間較小，共同排采煤層為A5、A7，2層(表1)。初始液柱高度表現(xiàn)了與所排采煤層數(shù)的正相關(guān)關(guān)系，這一點與X井組一致。排采初期(第20 d)，Y井液柱高度顯示一個急劇大幅度的壓降，而Y1與Y2井液柱降幅基本一致，推斷兩井共同排采的A5、A7煤層連通性較好，且供液能力持續(xù)穩(wěn)定，A9-10煤層供液能力低于A5、A7；第70 d時，Y井液柱高度低于Y2井，而Y井排采的煤層數(shù)大于Y2井，進一步說明A9-10煤層供液能力相對較低；第110 d時，Y井和Y1井液柱高度降幅斜率保持了一致性，Y2井液柱高度降幅斜率明顯變小，而且液柱高度與井底流壓變換趨勢呈現(xiàn)較為吻合的呼應(yīng)特點。把同時投產(chǎn)的Y井臺各單井液柱高度和井底流壓歷史排采曲線降幅與該井臺排采的目的煤層組合分析認為：①Y1和Y2兩口井雖初始液柱高度和井底流壓大小有差異，但是整體歷史曲線趨勢基本一致，說明井底供液充足，考慮到所排采煤層的差異(表1)，認為液柱水源主要來源于A5、A7，且這兩個煤層連通性比較好，A9-10煤層含水量較低；②Y2井液柱高度和井底流壓降幅在投產(chǎn)第8 d左右開始出現(xiàn)明顯下降，而Y1井的此現(xiàn)象發(fā)生在第15 d左右，結(jié)合目的層埋藏深度( Y2井為1 278 m，Y1井為1 245 m，表1)，推測這種相同目的層的聯(lián)動性變化受深度牽制，較深部目的層最先受到影響，即構(gòu)造單斜的下傾部位，這一點在傅雪海和王超文提出的煤層上傾下部位有利快速降壓結(jié)論相一致[3-4]；③合采A9-10、A7、A5的Y井，排采第50 d時液柱和流壓降幅變大，這個時間節(jié)點時另外兩口井相應(yīng)數(shù)據(jù)變化的高點處，推測此時間點為該井組所有目的層同時開始聯(lián)動的起點(圖2b、2e)。

Z井臺與X井臺和Y井臺的不同之處在于該井臺有一口L型水平井，即ZL1井，從排采數(shù)據(jù)歷史曲線看，該井臺沒有出現(xiàn)像X井臺壓裂干擾的反應(yīng)，也沒有顯出明顯的儲層聯(lián)動呼應(yīng)，更沒有凸顯出水平井與其他井的排采結(jié)果的不同之處(圖2c、2f)。推測原因可能為：①目的煤層埋深差異較大(300 m左右，表1)，各分支井目的層的溝通范圍沒有交叉，不能形成有效的井間干擾；②共同投產(chǎn)階段時間較短(120 d左右)，因排采引起的層間互動還沒凸顯。對于此，筆者會持續(xù)跟蹤探索，力求追尋出該類井型組合的生產(chǎn)動態(tài)特征。

形成有效的井間干擾是煤層氣生產(chǎn)井設(shè)計的重要目的之一，也為實現(xiàn)投產(chǎn)后高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)和提高煤層氣采收率打下了基礎(chǔ)[16-17]。合理的目的層間距設(shè)計，不但能實現(xiàn)井間干擾，還能避免臨層(臨井)壓穿和最大化地擴大有效開發(fā)面積。示范區(qū)叢式井組井間干擾較為敏感，但各井組干擾敏感度差異較大，關(guān)鍵影響因素還沒在“量”的層面得到證實和確認，這一點也是需要努力探索的方向。

2.2 定向井排采典型參數(shù)分析對比

基于定向井的井距較遠(1 km)，一般不會形成井間干擾，所以針對定向井臺的研究立足于液柱高度和井底流壓日降幅角度之間的比值，以探索隨排采的進行相應(yīng)考察參數(shù)的變化表征。

如圖3a所示，兩口單井投產(chǎn)至140 d之前，液柱日降幅基本保持一致，認為此階段原始儲層為欠壓狀態(tài)，而后期壓裂液的侵入提高了近井孔端儲層的含水飽和度，井孔供液能力相對充足；第140～400 d，液柱日降幅和波動幅度較該時間段前后都較為突出，對應(yīng)時間段井底流壓也顯示了同樣特征，推測該階段為目的層壓降漏斗以井孔為中心逐漸向遠端擴展，持續(xù)推進溝通遠端裂隙，即壓降漏斗形成擴展階段；第400 d之后，液柱和井底流壓降幅整體趨于穩(wěn)定，說明該階段壓降漏斗延展到最大，裂隙達到最大化溝通，井底能量供應(yīng)持續(xù)穩(wěn)定，產(chǎn)氣量為上升階段(圖3a、圖4b)?？傮w上看，定向井表現(xiàn)出平穩(wěn)→波動→平穩(wěn)的“三段”趨勢。

圖3 定向井臺排采典型參數(shù)提取動態(tài)曲線Fig.3 Extraction of typical production dynamic curves index of directional wells

2.3 L型水平井液柱高度與井底流壓日降幅分析對比

示范區(qū)兩口順煤層水平井，其中ZL2井2016年11月開始投產(chǎn)，投產(chǎn)第100 d放氣，至今累計排采近700 d，平均日產(chǎn)氣量近7 000 m3，累計產(chǎn)氣近3.3×106m3。ZL1為叢式井臺中的一口，2019年1月開始投產(chǎn)，投產(chǎn)第120 d放氣，至今排采220 d，累計產(chǎn)氣近9×103m3。

如圖4a所示，液柱高度日降幅曲線呈現(xiàn)出如定向井“三段式”特點：第100 d之前液柱日降幅非常平穩(wěn)；100～150 d，液柱降幅變化較大，此波動時長遠遠低于X、Y叢式井組和定向井，突出了L型水平井供液能力更加穩(wěn)定。但井底流壓在第150 d之前波動相對劇烈，基于150 d這一前后明顯差異的節(jié)點，結(jié)合水平井底部與煤儲層的位置關(guān)系特點(圖1b)：①排采段井筒順同一煤層延伸，物性特征可視為相同；②水平段分多段壓裂射孔，ZL1井在560 m長分8段壓裂射孔，ZL2井在560 m長分7段射孔。此種情況下，儲層壓力一旦失衡(排水)，各射孔點(段)會在短時間內(nèi)迅速聯(lián)動，射孔點(段)近端壓力短時間內(nèi)降低至解吸壓力，氣體釋放后沿液體滲流通道流向井筒，造成套壓劇烈波動。但截止到第150 d節(jié)點之后，兩類參數(shù)曲線都趨于穩(wěn)定狀態(tài)，說明近射孔點(段)端壓降釋放到煤層吸附壓力以下，壓降范圍逐漸向遠端擴展(圖4)，形成較叢式井臺和定向井穩(wěn)定的排水降壓趨勢。水平井的生產(chǎn)優(yōu)勢在新疆白楊河區(qū)塊[5]、樊莊—鄭莊區(qū)塊[18]、沁水盆地南部[19]等多方面驗證，可以說水平井針對煤層氣井的排水、降壓、穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)等具備較普遍的適用性。

圖4 L型水平井液柱高度及井底流壓日降幅Fig.4 Extraction of typical production dynamic curves index of L-type horizontal well

3 示范區(qū)生產(chǎn)井適應(yīng)性驗證和經(jīng)濟效益分析

在控制井孔液柱和井底流壓日降幅和最大限度地保護煤層之間尋找一種平衡，來實現(xiàn)連續(xù)平穩(wěn)降壓、縮短煤層的解吸時間和盡早實現(xiàn)經(jīng)濟收益，這就需要科學地確定井型，使其與目的層的水滲流系統(tǒng)和壓力系統(tǒng)相配伍。根據(jù)示范區(qū)目前3種井型的實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，提取重要的排采參數(shù)：日液柱、日井底流壓和日電機扭矩值，計算日液柱高度、日井底流壓的波動差值，然后求日電機扭矩值、日液柱高度和日井底流壓的波動差值，三類數(shù)據(jù)的標準方差，以考察井底水的聚集和壓力傳導(dǎo)的穩(wěn)定性。在此基礎(chǔ)上，通過氣水比分析，進一步考察生產(chǎn)井的經(jīng)濟效益。

3.1 生產(chǎn)井適應(yīng)性分析驗證

對液柱高度和井底流壓日降幅求標準方差，可以判別各井型目的層供液和壓力傳導(dǎo)的穩(wěn)定性，若其不穩(wěn)定，會導(dǎo)致煤粉和壓裂砂的擾動，表現(xiàn)出排采電機扭矩變大。如圖5a所示，三類井型中：①4口定向井的液柱日降幅標準方差高于31%的叢式井組單井和水平井，4口定向井的流壓日降幅標準方差高于69%的叢式井組單井和水平井，3口定向井的電機扭矩標準方差高于56%的叢式單井和L型水平井；②2口L型水平井的液柱日降幅標準方差高于56%的其他各井，2口L型水平井電機扭矩標準方差高于50%的其他各井。由以上數(shù)據(jù)認為叢式井組的穩(wěn)定性最高。此外，叢式井組X井流壓日降幅標準方差值異常高，分析該井組的施工生產(chǎn)史，認為X井與該叢式井組中的壓裂施工和投產(chǎn)排采時間相差650 d，在另外3口井施工和投產(chǎn)時，X井經(jīng)歷一段時間的排采，已經(jīng)在該井臺所控制的儲層范圍內(nèi)建立一種液、壓平衡，另外3口井投產(chǎn)時逐漸建立新的儲層液、壓平衡對原有平衡強烈干擾所致。

為了找出影響電機扭矩變化的主要因素，進而量化影響井底穩(wěn)定性的主要因素，筆者對三類重要排采參數(shù)的標準方差進行了相關(guān)性分析(表2)。在 0.05 級別相關(guān)性顯著(雙尾)，Kendall和Pearson兩種相關(guān)性分析方法都把主要因素指向了井底液柱日降幅，證明液柱日降幅，即井底供液能力對井底的穩(wěn)定性影響最大。

表2 排采關(guān)鍵參數(shù)標準方差相關(guān)性分析表Table 2 Analysis of standard variance correlation analysis of key parameters of drainage

3.2 經(jīng)濟效益分析

任何生產(chǎn)井型的設(shè)計目的都是為了實現(xiàn)最短解吸時間和最大產(chǎn)氣量。為探索此目的在示范區(qū)實際生產(chǎn)中的體現(xiàn)，筆者針對研究區(qū)生產(chǎn)井的生產(chǎn)效益問題，以解吸時間為節(jié)點：①解吸前，解吸時間越短，說明見到效益前的投入(設(shè)備維護、耗電量等)越少，反之投入相對增高。如圖5a，解吸時長的總體由短到長為叢式井組→L型水平井→定向井，叢式井組在縮短解吸時間、減少見氣前的投入方面占有優(yōu)勢。②解吸后的見氣階段，提出了氣水比理念：即根據(jù)排采歷史天數(shù)據(jù)，把日產(chǎn)水與日產(chǎn)氣相對比。氣水比越高，說明生產(chǎn)效益越好。氣水比是考察一口井最終生產(chǎn)目的的重要參數(shù)[14,20]，為使探索結(jié)論更可靠，分別選取了排采時間和產(chǎn)氣較長(>1 000 d)的叢式X井臺、ZL2型水平井和4口定向井開展研究(圖6)。

圖5 排采關(guān)鍵參數(shù)標準方差和解吸時長統(tǒng)計Fig.5 Statistical analysis of standard deviation and resolution duration of key parameters of drainage

圖6 研究區(qū)各井型歷史排采氣水比Fig.6 Comparison of gas and water ratios of various well types in the study area

在X叢式井組目的層存在敏感的相互干擾和快速解吸見氣事實的基礎(chǔ)上，該探索選取了排采歷史較長(>1 000 d)且已達到產(chǎn)氣穩(wěn)定段作為研究對象。在單獨排采叢式井組的一口井時，氣水比較大，且波動幅度也大。示范區(qū)地層傾角大、煤層較厚，單井生產(chǎn)煤層真厚在6.5～20.3 m之間，64%的井煤層厚度大于10 m，大傾角、厚煤層易產(chǎn)生斷塞流，產(chǎn)水(氣)曲的波幅和頻率代表了地層供液強度和間隔周期。斷塞流的波幅大、周期長易造成目的層煤粉和壓裂砂的擾動與靜置，地層供液長期在大幅度、長周期的波動狀態(tài)，是誘發(fā)砂(煤粉)卡泵的主要原因之一，這一點在新疆白楊河礦區(qū)高傾角煤層氣井排采表征上也有凸顯[21]。該區(qū)的地質(zhì)及生產(chǎn)層厚度與X井臺的液柱高度曲線(200～400 d)和氣水比曲線(單井排采階段)的波動形成了明顯的因果關(guān)系。但是，在該井臺其他井投產(chǎn)之后，液柱高度和氣水比曲線的波動幅度明顯降低，即卡泵風險也在降低。同時，氣水比曲線呈明顯上升趨勢，即叢式井組明顯降低了卡泵風險，保證生產(chǎn)井持續(xù)穩(wěn)定運行，提高了產(chǎn)氣量(圖6a)。

研究區(qū)ZL2井是區(qū)內(nèi)唯一一口達到持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)的水平井，如圖6b所示，水平井的氣水比值呈線性穩(wěn)定增長，相比于叢式井組產(chǎn)氣潛力得到了有效激發(fā)，突出隨著排采產(chǎn)氣的進行，水平井采收率和生產(chǎn)效益在持續(xù)走高，是一種長期增效的潛力井型。但是，水平井在鉆井過程中施工難度大、費用高(是定向井費用的3倍之多)。此外，投產(chǎn)時，由于水平井身的特殊軌跡，往往采用電潛螺桿泵，其費用可達到管式泵的10倍之多。一系列的費用增加，卻只能對一層煤實現(xiàn)有效開發(fā)(表1)，顯然此井型不具備叢式井多煤層共同開發(fā)的優(yōu)勢。

研究的4口定向井中1口井的氣水比隨排采的進行大幅度持續(xù)走高，如圖6c所示，這一點與圖6a的X井單獨排采階段的氣水比走勢相似，其余3口井卻保持平穩(wěn)。此現(xiàn)象說明示范區(qū)整體產(chǎn)氣潛力較強，但單井對產(chǎn)層的控制能力差異較大，相比于叢式井組，煤層得不到相互干擾；此外，相比于水平井，有效儲層得不到擴展，產(chǎn)氣潛力沒有得到有效激發(fā)，穩(wěn)產(chǎn)后提高產(chǎn)能的希望不大。鑒于此，示范區(qū)不宜采用單井臺定向井開發(fā)。

4 結(jié)論

(1)50%以上叢式井組中單井在流壓日降幅和液柱日降幅標準方差表征的井底穩(wěn)定性方面占有優(yōu)勢；在標準方差的相關(guān)性分析中，在置信度0.05級別水平，顯示液柱日降幅對井底穩(wěn)定性影響較大。

(2)叢式井組間干擾敏感，降壓效果明顯。雖解吸時間相對滯后，但壓降漏斗能得到有效擴散；對于定向井的定性，認為應(yīng)結(jié)合叢式井組(X井組)的單井排采和井組共采階段的動態(tài)表征，建議在后期開發(fā)中根據(jù)儲層特征將其改造為叢式井組；L型水平井的氣水比值呈線性穩(wěn)定增長，展示了其生產(chǎn)效益在持續(xù)走高，但相比于叢式井組受其工程造價高、投產(chǎn)設(shè)備昂貴、資源得不到最大化開發(fā)等不利因素的限制，在后期開發(fā)中暫不宜采用此井型。