CN105239990B - 一种超低渗致密油藏拟本井侧向驱替水平井布井方法 - Google Patents
一种超低渗致密油藏拟本井侧向驱替水平井布井方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提供了一种超低渗致密油藏拟本井侧向驱替水平井布井方法，具体步骤如下：确定主力贡献层段；确定水平井、注水井、压裂裂缝的位置；确定水平井井排的方向；确定水平井之间的井距；确定水平井的排距；确定水平井的长度；确定注水井偏移距；确定注水井人工压裂缝缝长；注水；由过去的点状注水转变为线状注水，在注水量相同的情况下，注水压力降低，有利于避免天然裂缝在注水过程中产生的天然裂缝二次开启，降低裂缝性水淹风险；将人工裂缝之间的区域由弹性溶解气驱转变为水驱，局部区域的裂缝优势方向保持一致，有利于避免早期见水，提高能量补充水平。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发领域，特别涉及一种超低渗致密油藏拟本井侧向驱替水平井布井方法。
背景技术
随着世界石油供需矛盾的日益突出和优质石油资源的逐渐匮乏，超低渗致密油资源 (地面空气渗透率小于1.0mD)的开发已成为我国石油工业发展的新课题，国内外致密油藏生产实践已经显示水平井是开发该类油藏的一种有效开发方式。国外致密油藏地层压力系数高(地层压力系数大于1.2)，地层原油粘度较低，基本都采用长水平段水平井衰竭式开采，尽管大幅度提高了单井产量，但也存在递减大和采收率(5％-8％)偏低的问题；国内致密油与国外致密油相比，相似之处是储层物性接近、非均质性强、天然裂缝都比较发育，差异之处是地层压力系数低(介于0.6-0.8之间)，依据鄂尔多斯盆地油藏矿场实践来看，该类低压超低渗透致密油藏需采用注水补充能量水平井开发。
从文献调研的情况来看，超低渗致密储层水平井注采井网井型主要有两种：水平井注水水平井采油和直井注水水平井采油(点注面采)混合布井井网。水平井注水水平井采油注采井网由于主要采用主向驱替，井距如果近了容易发生裂缝性水淹，井距稍微大一些采油水平井又不见效，另一方面由于水平井注水的方式经济上投资成本高，该类方式在矿场实践中很少采用；目前规模应用的主要是直井注水水平井采油的“点注面采”混合井网，通过优化水平井注采井网关键技术参数，基本解决水平井体积压裂下初期容易水淹的难题，但从长庆油田投产时间较长的1500口水平井开发效果来看，采油水平井见效效果不明显，逐渐暴露出水平井递减大这一突出问题。由于该注采井网存在人工裂缝之间的弹性溶解气驱、注水井与人工裂缝之间水驱的两种驱替机理，分析认为弹性溶解气驱驱替机理是造成水平井递减大的主要原因，针对水平井开发出现的递减大的原因分析，提出了以提高单段人工裂缝改造强度和实现全面水驱补充能量的拟本井侧向驱替水平井布井方式。
发明内容
为了克服上述现有技术的缺点，本发明在储层天然裂缝优势方向研究清楚的基础上，提出了水平井体积压裂和侧向驱替相结合的超低渗致密油藏拟本井侧向驱替水平井布井方法，目的是规避直井注水水平井采油注采井网人工裂缝之间由于弹性溶解气驱而造成的水平井递减较大的现状，实现提高水平井初期产量和持续稳产的目标。
为了达到上述目的，本发明采取的技术方案为：一种超低渗致密油藏拟本井侧向驱替水平井布井方法，按照以下步骤进行：
1)、首先选出水平井井网部署区，确定主力贡献层段；
2)、确定水平井、注水井、人工裂缝的位置：两个水平井之间不设置注水井，注水井布置在两段人工裂缝之间；
3)、确定水平井井排的方向；
4)、确定水平井之间的井距；
5)、确定水平井的排距；
6)、确定水平井的长度；所述水平井的长度是步骤5 )中确定出的排距的2倍；
7)、确定注水井偏移距；根据钻井防碰绕 障确定出注水井的偏移距为50m；
8)、确定注水井人工裂缝缝长；
9)、注水量与初期采油量的确定：
①注水量：根据井段人工压裂液入地液量与返排率确定水平井提前注水量；具体的为每段提前注水量＝每段人工裂缝入地液量×(1-FBR)，即每段压裂液存地液量,其中FBR为人工裂缝压裂液返排率，百分数；
②注水强度：应用ECLIPS软件开展数值模拟计算、注水强度理论计算公式，确定了注水强度在1.0-1.5m3/d.m之间；
③采油量：确定水平井投产初期产量按照以下计算公式计算：
式中Q——水平井合理初期产量，单位m3/d；f——压裂液存地液量，单位m3；R——排距，单位m；Vw——水线推进速度，单位m/d；ΔV——超前注水量，单位m3；Iw——单井日注量，单位m3/d。
所述的步骤1)中的确定主力贡献层段是按照以下方式确定的：①平面上通过储层孔隙度、可动含油饱和度、孔隙喉道半径和启动压力梯度四个参数建立四元分类系数与渗透率关系图和超低渗储层分类标准表，根据四元分类系数确定超低渗储层分类标准表水平井建产区；
②纵向上依据储层孔隙度与渗透率、储油因子、声波时差的近线性关系、孔隙度频率分布曲线的近正态分布，结合应用数理统计法，确定主力贡献层段，也就是水平井钻遇油层段。
所述的步骤3)中的确定水平井井排的方向是按照以下方法确认的：①根据井下微地震的测试结果，确定出最大主应力方向，该最大主应力方向是水平井井排的方向；
②水平井段方位应垂直于水平井的最大主应力方向。
所述步骤4)中所述的井距是水平井人工裂缝缝长的2倍。
所述的步骤5)中的排距是通过以下方式确认的，
①所述的人工裂缝呈条带状分布，依据数值模拟评价模型建立不同平均人工裂缝带宽下单段产量的柱状图，将实际中人工裂缝单段产量带入到柱状图中，确定出人工裂缝有效宽度；
②根据步骤①中的人工裂缝体积形态、有效人工裂缝缝带宽和应用ECLIPS软件开展油藏数值模拟计算，确定出超低渗致密油藏排距。
所述的步骤8)是按照以下方法进行确定的，分别给出初始人工裂缝半长为60m、80m、100m、120m和140m，借助油藏数值模拟ECLIPS软件，模拟计算不同人工裂缝下油井含水、采出程度和压力保持水平的变化规律，依据同一含水下采出程度最高，同一时间下压力保持水平高，确定出注水井人工裂缝长。
还包括步骤10)水平井施工，注水井人工裂缝与水平井存在相交点，以避免钻井、固井过程中发生漏失或溢流，按照以下步骤进行施工：钻水平井→钻注水井→压裂水平井→压裂注水井→注水井注水。
本发明采用以上技术方案，具有以下优点：
一是解决长期存在的注水驱替时，水线主要沿着主向推进，造成侧向油井不见效，动用程度低的问题。
二是由过去的点状注水转变为线状注水，在注水量相同的情况下，注水压力降低，有利于避免天然裂缝在注水过程中产生的二次开启，降低裂缝性水淹风险；
三是将人工裂缝之间的区域由弹性溶解气驱转变为水驱，局部区域的裂缝优势方向保持一致，有利于避免早期见水，提高能量补充水平。
四是定向井适当压裂形成排状注水驱替，比起水平井作为注水井的优势在于可以实现分层注水，实现纵向上最大程度的动用。
附图说明
图1是水平井拟本井“一段注二段采”注采基础井网及构成要素示意图；
图2是多油层叠合水平井部署纵向剖面示意图；
图3是水平井拟本井“一段注二段采”基础井网的结构示意图；
图4是水平井拟本井“二段注三段采”基础井网的结构示意图；
图5是水平井拟本井“三段注四段采”基础井网的结构示意图；
图6是四元分类系数与渗透率关系图；
图7是数理统计法正态分布图；
图8是纵向上孔隙度与渗透率为近线性关系图
图9是孔隙度与声波时差近线性关系图；
图10是孔隙度与储油因子Φ*So近线性关系图；
图11是孔隙度频率分布为正态分布曲线；
图12是平均人工裂缝带宽下单段产量的柱状图；
图中：1.水平井；2.注水井；3.排距；4.井距；5.水平段长度；6.注水井偏移距；7.注水井人工裂缝的半长；8.复合叠置的多油层；9.水平井人工裂缝。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。
实施例1
一种超低渗致密油藏拟本井侧向驱替水平井布井方法，按照以下步骤进行：
按照以下步骤进行：
1)、首先选出水平井井网部署区，确定主力贡献层段；
2)、确定水平井、注水井、人工裂缝的位置：两个水平井之间不设置注水井，注水井布置在两段人工裂缝之间；
3)、确定水平井井排的方向；
4)、确定水平井之间的井距；
5)、确定水平井的排距；
6)、确定水平井的长度；所述水平井的长度是步骤5 )中确定出的排距的2倍；
7)、确定注水井偏移距；根据钻井防碰绕 障确定出注水井的偏移距为50m；
8)、确定注水井人工裂缝缝长；
9)、注水量与初期采油量的确定：
①注水量：根据井段人工压裂液入地液量与返排率确定水平井提前注水量；具体的为每段提前注水量＝每段人工裂缝入地液量×(1-FBR)，即每段压裂液存地液量,其中FBR为人工裂缝压裂液返排率，百分数；
②注水强度：应用ECLIPS软件开展数值模拟计算、注水强度理论计算公式，确定了注水强度在1.0-1.5m3/d.m之间；
③采油量：确定水平井投产初期产量按照以下计算公式计算：
式中Q——水平井合理初期产量，单位m3/d；f——压裂液存地液量，单位m3；R——排距，单位m；Vw——水线推进速度，单位m/d；ΔV——超前注水量，单位m3；Iw——单井日注量，单位m3/d。
注采井网优化设计的方法和基本原则是：一是综合应用油藏工程、数值模拟和矿场统计等方法，同时考虑技术指标和经济指标；二是能够发挥大规模体积压裂的能力，大幅度提高单井产量；三是地质—工艺一体化：开发技术政策制定与储层体积压裂间接起到补充能量的实际情况相结合。
适用条件：储层天然裂缝优势方向基本清楚
依据本发明的技术方案，提供一种超低渗致密油藏拟本井侧向驱替水平井布井方式，
(1)两个水平井之间不设置注水井，最大程度发挥体积压裂的作用，增加人工裂缝的长度，减少改造段数，通过提高单段改造强度,提高单段产量。
(2)水平井之间井距为人工裂缝半长的2倍，实现两个水平井之间缝网的全覆盖。
(3)增大段间距，注水井布置在两段人工裂缝中间，注水井适当压裂，有四方面优势：
一是解决长期存在的注水驱替时，水线主要沿着主向推进，造成侧向油井不见效，动用程度低的问题。
二是由过去的点状注水转变为线状注水，在注水量相同的情况下，注水压力降低，有利于避免天然裂缝在注水过程中的二次开启，降低裂缝性水淹风险。
三是将人工裂缝之间的区域由弹性溶解气驱转变为水驱，局部区域的裂缝优势方向保持一致，有利于避免早期见水，提高能量补充水平。
四是定向井适当压裂形成排状注水驱替，比起水平井作为注水井的优势在于可以实现分层注水，实现纵向上最大程度的动用；同时考虑钻井防碰绕障等因素，注水井与水平井有一定的偏移距。
(4)综合应用油藏工程、矿场统计和经济评价等方法，同时考虑技术指标和经济指标，形成了以水平井拟本井“一段注二段采”线状注采井网为基础井网，可以依据油层展布特征和钻机的施工能力，灵活调整为“二段注三段采”、“三段注四段采”等线状注采井网的水平井井网部署模式。
(5)在钻井实施过程中，施工工序为：钻水平井→钻注水井→压裂水平井→压裂注水井→注水井注水。
(6)能量补充方式上，依据大规模体积压裂间接起到超前注水的机理，创新提出注水井与采油水平井大规模体积压裂相结合的致密油藏注水补充能量模式。
其中优选的基础井网水平井的设计长度为260m，水平井的井距为500-600m，排距为 130m；注水井：常规压裂，注水井人工裂缝的半长100m，注水井与水平采油井偏移距离为50m。
实施例2
如图1、2、3、4、5所示，充分考虑了超低渗透致密油藏呈现出的多油层复合叠置、储层物性差、非均质性强、天然裂缝发育等特点，通过开展综合地质研究和超低渗透致密油藏非线性渗流机理研究，总结分析历年水平井不同井网实施效果，创新提出了超低渗透致密油藏以水平井拟本井“一段注二段采”线状注采井网为基础井网的布井方式。
图1显示了水平井拟本井“一段注二段采”注采基础井网及构成要素示意图，1—水平井，2—注水井，3—排距，4—井距，5—水平段长度，6—注水井偏移距，7—注水井人工裂缝的半长，线段长短代表人工裂缝缝长的长短。
图2显示了水平井与端部采油井的纵向剖面，1—水平井，2—注水井分层注水，8—复合叠置的多油层，9—水平井人工裂缝，注水井钻穿整个油层。
图3显示了水平井拟本井“一段注二段采”为基础井网，可以依据油层展布特征和钻机的施工能力，灵活调整为如图4的“二段注三段采”、图5的“三段注四段采”等线状注采井网的水平井井网形式。
1)首先开展综合地质研究，优选水平井井网部署区，开展储层分类评价，确定主力贡献层段。
①平面上通过储层孔隙度、可动含油饱和度、孔隙喉道半径和启动压力梯度四个参数建立四元分类系数与渗透率关系图和超低渗储层分类标准表，根据四元分类系数确定超低渗储层分类标准表水平井建产区；
具体的是立足整体沉积背景，以沉积、成岩相研究为基础，以储层综合评价为核心。构建如图6中所示的四元分类系数与渗透率关系图，建立表一中的超低渗储层分类新标准表，快速在华庆、合水、镇北等地区优选出元284、白259、山156、庄31、庄211和镇339区6个水平井规模开发区。
表一超低渗储层分类标准表
②纵向上依据储层孔隙度与渗透率、储油因子、声波时差的近线性关系、孔隙度频率分布曲线的近正态分布，结合应用数理统计法，确定主力贡献层段，也就是水平井钻遇油层段。
具体的是针对致密砂岩油藏油层厚度相对较大、纵向非均质性强和局部小幅度构造复杂的特征，提出了纵向上主力贡献层段分类方法，并结合区域研究，形成了三种轨迹优化设计方法，(1)纵向上主力贡献层段分类评价方法：
式中：x为自变量，例如孔隙度的值等；f(x)为相应的概率，即自变量为x时的概率；μ称为均数，描述正态分布的集中趋势位置。正态分布以X＝μ为对称轴，左右完全对称；σ称为标准差，σ越大，数据分布越分散，曲线越扁平，σ越小，数据分布越集中，曲线越瘦高。
依据储层纵向上孔隙度与渗透率、储油因子(Φ*So)、声波时差为近线性关系、孔隙度频率分布曲线为近正态分布的研究结果，提出应用如图7所示的数理统计法正态分布图，以纵向孔隙度为主确定主力贡献层段分类的方法。
选取华庆油田长6油藏4个典型区块，按照平面上样本点分布均匀的原则，开展主力贡献层分类标准确定，研究结果表明：图8是(1)纵向上孔隙度与渗透率曲线图、图10 是孔隙度与储油因子Φ*So曲线图、图9是孔隙度与声波时差为近线性关图系；(2)如图 11所示的为孔隙度频率分布为正态分布曲线。
2)、确定水平井、注水井、人工裂缝的位置：两个水平井之间不设置注水井，注水井布置在两段人工裂缝之间；
3)、井排方向的优化
①根据人工裂缝井下微地震最大主应力的测试结果，确定最大主应力方向为NE75°。
②结合历年不同方位水平井开发效果对比来看，水平井段方位应垂直于最大主应力方向，以保证在压裂工艺上对水平井实现最佳的压裂效果，提高水平井单井产量。
4)井距的优化
为了实现建立水平井之间缝网系统，扩大体积波及系数和实现有效动用的目的，水平井井距确定原则主要参考微地震监测的人工裂缝带长，即合理的水平井井距为人工裂缝半带长的2 倍，针对油套环空大排量混合水体积压裂工艺，因此井距确定为500m～600m。
5)排距的优化
①所述的人工裂缝呈条带状分布，依据数值模拟评价模型建立不同平均人工裂缝带宽下单段产量的柱状图，将实际中人工裂缝单段产量带入到柱状图中，确定出人工裂缝有效宽度；具体的设计人工裂缝带宽1、5、10、15、20、30、40和50m，采用油藏数值模拟方法，在自然能量开发下，评价单段产量。依据评价结果和矿场实践经验值确定出如图12所示的平均人工裂缝带宽下单段产量的柱状图，通过实际中人工裂缝单段产量，确定出人工裂缝有效宽度不大于10m。
②根据步骤①中的人工裂缝体积形态、有效人工裂缝缝带宽和应用ECLIPS软件开展数值模拟计算，确定超低渗致密油藏排距为130m。
6)水平段长度的优化
水平段的长度为排距的2倍，即为260m。
7)注水井偏移距的优化
当注水井离水平井距离过近时，压裂过程中可能会造成水平井套管挤压变形，同时破坏水平井套管外水泥环，造成管外串，综合考虑钻井防碰绕障等因素，最终优选注水井与水平采油井距离为50m。
8)注水井人工裂缝缝长的优化
在注水技术政策、油井工作制度和井网参数不变的情况下，分别设计人工裂缝半长为60m、80m、100m、120m和140m，借助油藏数值模拟ECLIPS软件，模拟计算不同人工裂缝下油井含水、采出程度和压力保持水平的变化规律，依据同一含水下采出程度最高，同一时间下压力保持水平高，确定出注水井人工裂缝的缝半长。依据压力保持水平与时间的关系、采出程度与含水的变化关系,优化确定注水井人工裂缝的缝半长为100m。
9)注水技术政策
①超前注水量：根据井段人工压裂液入地液量与返排率确定水平井提前注水量；具体的为每段提前注水量＝每段人工裂缝入地液量×(1-FBR)，即每段压裂液存地液量,其中FBR为人工裂缝压裂液返排率，百分数；大规模体积压裂每段人工裂缝入地液量在600-800m3，压裂液的返排率在50％左右，计算可得到每段人工裂缝压裂液存地液量为300-400m3，存地液使裂缝之间及周围的地层压力上升，起到超前注水的作用。②注水强度：针对不同储层及压裂改造方式，应用ECLIPS软件开展数值模拟计算、注水强度理论计算公式，确定了注水强度在1.0-1.5m3/d.m之间。
③采油量：确定水平井投产初期产量按照以下计算公式计算：
式中Q——水平井合理初期产量，单位m3/d；f——压裂液存地液量，单位m3；R——排距，单位m；Vw——水线推进速度，单位m/d；ΔV——超前注水量，单位m3；Iw——单井日注量，单位m3/d。
一般情况下水平井合理的初期产量不高于依据单段平均产量计算的水平井产量；借鉴定向井生产流压的取值经验，注水见效后水平井合理生产流压保持不低于饱和压力的2/3，同时结合水平井动液面、日产气和生产气油比等动态参数及时调整。
10)实施工序
水井人工裂缝与水平井存在相交点，以避免钻井、固井过程中发生漏失或溢流，按照以下步骤进行施工：钻水平井→钻注水井→压裂水平井→压裂注水井→注水井注水。
工业实用例
利用本发明所取得的一种超低渗致密油藏拟本井侧向驱替水平井布井方式在鄂尔多斯盆地镇北油田长8油藏获得了应用。
镇北油田长8油藏主要为三角洲前缘亚相沉积。东南方向以辨状河三角洲前缘水下分流河道沉积微相为主；西部以辫状河三角洲前缘水下分流河道及滨岸砂复合沉积为主。长 81层为主要的建产区，共发育5条砂带，宽约8～18km，砂体厚度大部分处于4～16m之间，主体带的厚度在8～18m之间。层间存在明显的泥岩隔层，属典型的层状岩性油藏。长 81油藏平均油层埋深2344m，油层平均有效厚度9.7m，平均孔隙度11.1％，平均渗透率0.69mD。油层温度67.3℃，油层原油粘度0.97mPa.s，原始地层压力17.7MPa，压力系数0.79，为低孔、低渗、低压岩性油藏。
利用本发明的布井方式在镇407区块应用，水平段长度平均800m，采用体积压裂改造4段，单段加砂量与其它井相比高，试油日产纯油42m3，与周围改造段数9.9段试油效果相当；2014年1月投产，初期平均单井产量12.6t/d，含水21.3％，投产1年半后平均单井产量12.3t/d，含水10.7％，产量为邻区直井的4～6倍，注水井平均单井累积注水量在 3400-3800m3，水平井实现了体积压裂下注水补充能量的目的，降低了水平井递减，实现了较长时间的稳产。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。
Claims (5)
1.一种超低渗致密油藏拟本井侧向驱替水平井布井方法，其特征在于，按照以下步骤进行：
1)、首先选出水平井井网部署区，确定主力贡献层段；
2)、确定水平井、注水井、人工裂缝的位置：两个水平井之间不设置注水井，注水井布置在两段人工裂缝之间；
3)、确定水平井井排的方向；
4)、确定水平井之间的井距；
5)、确定水平井的排距；具体是通过以下方式确认的，
①所述的人工裂缝呈条带状分布，依据数值模拟评价模型建立不同人工裂缝带宽下单段产量的柱状图，将实际中人工裂缝单段产量带入到柱状图中，确定出人工裂缝有效宽度；
②根据步骤①中的人工裂缝体积形态、有效人工裂缝带宽和应用ECLIPS软件开展油藏数值模拟计算，确定出超低渗致密油藏排距；
6)、确定水平井的长度；所述水平井的长度是步骤5)中确定出的排距的2倍；
7)、确定注水井偏移距；根据钻井防碰绕障确定出注水井的偏移距为50m；
8)、确定注水井压裂缝缝长；具体是按照以下方法进行确定的，分别给出初始人工裂缝半长为60m、80m、100m、120m和140m，借助油藏数值模拟ECLIPS软件，模拟计算不同人工裂缝下油井含水、采出程度和压力保持水平的变化规律，依据同一含水下采出程度最高，同一时间下压力保持水平高，确定注水井压裂缝缝长；
9)、注水量与初期采油量的确定：
①注水量：根据井段人工压裂液入地液量与返排率确定水平井提前注水量；具体的为每段提前注水量＝每段人工压裂液入地液量×(1-FBR)，即每段压裂液存地液量,其中FBR为人工裂缝压裂液返排率，百分数；
②注水强度：应用ECLIPS软件开展数值模拟计算、注水强度理论计算公式，确定了注水强度在1.0-1.5m3/d.m之间；
③采油量：确定水平井投产初期产量按照以下计算公式计算：
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<mi>w</mi>
</msub>
</mfrac>
</mrow>
</mfrac>
</mrow>
式中Q——水平井合理初期产量，单位m3/d；f——压裂液存地液量，单位m3；R——排距，单位m；Vw——水线推进速度，单位m/d；ΔV——超前注水量，单位m3；Iw——单井日注量，单位m3/d。
2.根据权利要求1所述的一种超低渗致密油藏拟本井侧向驱替水平井布井方法，其特征在于，所述的步骤1)中的确定主力贡献层段是按照以下方式确定的：①平面上通过储层孔隙度、可动含油饱和度、孔隙喉道半径和启动压力梯度四个参数建立四元分类系数与渗透率关系图和超低渗储层分类标准表，根据四元分类系数确定超低渗储层水平井建产区；
②纵向上依据储层孔隙度与渗透率、储油因子、声波时差的近线性关系、孔隙度频率分布曲线的近正态分布，结合应用数理统计法，确定主力贡献层段，也就是水平井钻遇油层段。
3.根据权利要求1所述的一种超低渗致密油藏拟本井侧向驱替水平井布井方法，其特征在于，所述的步骤3)中的确定水平井井排的方向是按照以下方法确认的：①根据人工裂缝井下微地震的测试结果，确定出最大主应力方向，该最大主应力方向是水平井井排的方向；
②水平井段方位应垂直于水平井的最大主应力方向。
4.根据权利要求1所述的一种超低渗致密油藏拟本井侧向驱替水平井布井方法，其特征在于，所述步骤4)中所述的井距是水平井人工裂缝缝长的2倍。
5.根据权利要求1所述的一种超低渗致密油藏拟本井侧向驱替水平井布井方法，其特征在于，还包括步骤10)水平井施工，注水井人工裂缝与水平井存在相交点，以避免钻井、固井过程中发生漏失或溢流，按照以下步骤进行施工：钻水平井→钻注水井→压裂水平井→压裂注水井→注水井注水。
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