1.1t，含水67.6%，2019年9月平均单井产能0.5t，综合含水已达到85.1%，说明侧向水驱范围已达到60m左右。平面上剩余油主要分布在水线侧向油井间，纵向上主要在低渗层段富集。
二、定向井加密单井产量低，加密效果不理想
为了改善开发效果，动用侧向井间剩余油，从2013年开始在W102开发水平较低的区域开展定向井加密调整试验，探索不同的加密方式，但效果均不理想。一是原排距加密不能有效解决超低渗透油藏建立有效驱替压力系统困难的问题，同时因井距缩小，改造规模受到限制，加密井初期产能低，只有1.6t左右，递减期后单井产能只有0.8t/d-1.0t/d。二是缩小排距加密后，加密井见水风险大大增加。2017年在距离水线60m处加密12口井，投产初期含水高于60%的井占70%。

三、短水平井加密技术研究与应用
通过进一步认识超低渗透油藏的水驱规律及剩余油分布规律，以提高加密井单井产，有效动用井间剩余油为目的，运用油藏工程和数值模拟方法，明确短水平井加密方式，确定合理的水平井方位、水平段长度。
1.水平井方位的优化
研究区一次井网具有明显的水驱方向，与最大主应力方向保持一致，水平井加密时既要保证水平段长度能够尽可能长以确保单井产量，又要考虑与水线距离避免过早见水。
矿场试验表明不穿水线，与最大主应力斜交的水平井加密效果最好。2012～2013年，为了探索老区加密调整提高产量的新途径，在一些特低渗透油藏开展了加密水平井先导试验，试验结果表明：穿过水线（垂直最大主应力方向）的水平井初期含水高，单井产能低，不穿水线（斜交最大主应力方向）的水平井含水低且一直保持稳定，后者初期单井产能达到3.5t，含水45%，效果较好。

数值模拟结果表明水平井合理的方位为与最大主应力方向夹角为30°～45°。设计与研究区属性相一致的机理模型，渗透率0.49×10-3μm2，矩形井网（5注16采），单个网格5m×5m×1m，区块网格328×256×10，分别设计与最大主应力方向夹角0°、30°、45°、60°、90°等不同方案进行对比，0°不利于水平井改造，单井产量低，采油速度低，90°时水平井见水快，含水最高。

2.水平段长度优化
在最佳方位确定的基础上，水平段长度主要考虑与水线的距离，要避免水平井过早见水。根据小排距加密试验效果及数值模拟结果优化水平段长度。小排距加密试验结果表明，水平井加密时，两端距离水线至少应在120m以上。同时，运用机理模型，分别设计了水平段长度80m、120m、150m、200m、250m、定向井加密、不加密等7个方案进行对比，认为水平井合理长度120-200m。

3.完善注采井网，及时补充注水井
研究区一次井网为矩形井网，短水平井加密后，为了完善注采关系，保证注采平衡，在原井网没有注水井的部位同步补充新的注水井。
图12  基础井网示意图                  图13短水平井加密井网示意图

四、短水平井加密效果
在前期试验和探索的基础上，2019年投产5口加密水平井，水平段长度平均为178m，加密后初期单井产能4.7t，含水41.4%，目前平均单井产能3.4t，含水4%，产量是定向井加密的3倍左右，短水平井加密效果较好，有效地提高了超低渗透油藏的单井产量。
W102长4+5短水平井加密效果表

五、结论及认识
1.对于多数超低渗透油藏来说，由于储层物性差，一次井网井排距较大，有效驱替压力系统建立困难，注水见效不明显，单井产能长期保持较低水平。
2.原排距加密不能有效解决超低渗透油藏建立有效驱替压力系统困难的问题，同时因井距缩小，改造规模受到限制，加密井初期产能低，而缩小排距加密的见水风险又会大大增加。
3.W102长4+5油藏为典型的超低渗透油藏，水驱方向单一，注水开发6-8年时侧向水驱宽度达60m左右，剩余油主要分布在侧向油井间，采用超短水平井加密能有效提高加密井的单井产量，动用井间剩余油。
4.运用矿场试验及数值模拟的方法优化短水平井加密方式，短水平井的长度与一次井网排距及水线侧向波及宽度有关。研究区短水平井合理的方位为与最大主应力方向夹角为30°～45°，合理的水平段长度120-200m。