CN110454135B - 一种小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法 - Google Patents
一种小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明公开了一种小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法，属于低渗致密储层的开发领域。本发明以页岩油含油储层模式分类为基础，建立了不同含油储层模式下水平井井型和长度的确定原则，同时应用现代油藏递减分析方法，建立了水平井分区渗流模型及理论图版，依据不同区域压力传导的差异性，精细刻画人工裂缝有效缝长为微地震监测信号带长的30％‑50％；以此为基础，首次采用数值模拟反演和矿场实践相结合的方法，提出人工压裂缝有效带宽为“米”级的新认识，为水平井井距和人工裂缝间距的优化提供了重要依据，实现了提高鄂尔多斯盆地页岩油单井产量、提高采收率和降低投资的目标，助推了该类油藏规模效益开发。
Description
技术领域
本发明涉及低渗致密储层的开发领域，特别涉及一种小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法。
背景技术
随着全世界能源需求的急剧增加，非常规油气资源越来越受到重视，页岩油是非常规油气资源中比较重要的部分，也是未来原油上产的重要接替资源。国外以北美为代表，页岩油获得了规模开发，其获得规模开发最大的原因是体积压裂改造技术、三维钻井技术和工厂化作业模式获得了很大发展，工厂化作业是基于丛式井组的流水线作业模式，是页岩油开发降本增效的核心，国外地势平坦，就地蓄水，有利于工厂化作业。但其规模开发也存在初期递减大(50％左右)、采收率低(6％左右)和低油价下效益差或者没有效益的难题；国内页岩油与国外页岩油相比，以鄂尔多斯盆地为例，盆地以黄土塬地貌为主，井场面积小，水资源缺乏，油层特征表现为油层厚度较小，地层压力系数低，油层平面的非均质性更强，甜点优选难度更大。同样也面临降低投资、提高单井产量和采收率的任务。如何实现“大井丛、工厂化作业”是困扰国内页岩油开发的主要难题。
国内页岩油开发基本上是从2011年左右开始，鄂尔多斯盆地页岩油开发规模最大，采用长水平井+体积压裂开发技术，经过近5年的技术攻关，尽管大幅度提高了单井产量，但在丛式大井组方面一直难以获得突破，一般一个井场部署1-2口水平井，投资成本比较大，在油价不高的情况下很难实现页岩油规模效益开发，这也是目前制约国内页岩油大规模开发面临的核心难题。专利号为ZL201610363232.2，专利名称为《一种超低渗致密储层体积压裂水平井准自然能量开发交错布井方法》的技术方案主要适应于储层大面积连续分布、油层分布比较单一的储层，尽管单井初期产量也较高，但是没有实现大井丛布井，也没有解决提高采收率这一难题，同时针对纵向上多油层发育，平面上非均质性很强的页岩油也难以适应。
针对如何实现大井丛开发，大井丛的实现要考虑井场大小、平面和纵向油层分布、三维钻井技术(最大偏移距)和井距的影响，前二个因素受地形地貌、储层特征以及工程技术水平的影响，人力很难去改变，这里面比较容易改变的是水平井井距这一参数，前期受水平井微地震检测人工裂缝带长、带宽以及带高认识的影响，采用平面上大井距开发，由于钻井技术的限制,大井丛布井难以获得突破性进展。
发明内容
本发明的目的在于克服上述现有技术的缺点，提供一种小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法。
为达到上述目的，本发明采用以下技术方案予以实现：
一种小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法，包括以下步骤：
1)将页岩油含油储层进行分类
页岩油含油储层根据页岩油油层纵向叠置的模式分为单厚层块状式储层、多厚层叠加式储层、多薄层叠加式储层和砂泥互层型储层；
2)根据页岩油含油储层类别确定水平井井型
单厚层块状式储层和多厚层叠加式储层，均采用常规水平井；多薄层叠加式储层，采用阶梯水平井；砂泥互层型储层，采用大斜度井；
3)计算水平井的参数
计算水平井水平段的长度，对于常规水平井和阶梯水平井，单套油层厚度与单套油层延伸长度的关系为：
L＝135.74×h+9.8483 (1)
式中，L—单套油层延伸长度，m；h—单套油层厚度，m；
常规水平井的水平段的长度等于单套油层延伸长度；阶梯水平井的水平段长度等于各个单套油层延伸长度的和；
对于大斜度井，大斜度井水平段长度的计算公式如下：
式中，L大斜度—大斜度段长度，m；h大斜度—砂泥互层厚度，m；α—井斜角，°；
4)计算水平井的井距
根据Blasingame理论方法，推导出水平井圆形等效分区渗流模型；
采用水平井圆形等效分区渗流模型建立归一化Blasingame理论图版，然后将单井日产液量、日产油量及液体含水率导入所述理论图版中，拟合分析确定人工压裂渗流区的边界，即可确定人工裂缝有效半径。
进一步的，步骤4)推导水平井圆形等效分区渗流模型的具体过程为：
水平井体积压裂后，会形成两个渗流区，一个为人工压裂渗流区，另一个为基质渗流区，人工裂缝渗流区的半径即为人工裂缝有效半径；
内边界条件为：
交界面条件为：
外边界条件为：
初始条件为：
p1(r，0)＝p2(r，0)＝pi (7)
式中：p1—人工压裂渗流区压力，MPa；p2-基质渗流区压力，MPa；r—渗流半径，m；rw—井筒半径，m；r1-人工裂缝有效半径，m；re—供给半径，m；q—产油量，m3/d；t—生产时间，d；h—单套油层厚度，m；K1-人工压裂渗流区渗透率，mD；K2—基质渗流区渗透率，mD；μ1—人工压裂渗流区粘度，mPa·s；μ2—基质渗流区粘度，mPa·s。
进一步的，步骤4)得到的人工裂缝有效半径的公式为：
R有效＝39.1×ln(L入地液)-71.5 (8)
式中，R有效—人工裂缝有效半径，m；
L入地液—单井人工压裂液入地液量，m3。
进一步的，步骤4)之后还包括以下步骤：
5)计算水平井人工裂缝的段间距
人工裂缝之间地层压力梯度计算公式为：
式中：GD—地层压力梯度，MPa/m；
pe—人工裂缝中线处压力，MPa；
pf—人工裂缝处压力，MPa；
R—人工裂缝半段间距，m；
d—距人工裂缝中线距离，m；
通过式(9)建立不同R下的d与地层压力梯度GD的关系，比较区块的启动压力梯度和地层压力梯度，根据地层压力梯度大于启动压力梯度的原则，从而确定最大人工裂缝段间距。
进一步的，步骤5)还包括计算水平井人工裂缝有效宽度，具体过程为：
采用油藏数值模拟反演方法，模拟计算不同裂缝带宽自然能量开发下单段产量，依据数值模拟反演单段产量评价结果和矿场实践试验值对比，确定人工裂缝有效宽度；
人工裂缝的段间距取值范围为所述人工裂缝有效宽度到所述最大人工裂缝段间距。
进一步的，步骤5)之后还包括以下操作：
同一套含油储层采用一套井网，同一层系平面上井距400m，相邻层系平面上井距200m，单个井场部署4-10口水平井。
进一步的，步骤1)中的所述单厚层块状式储层的单套油层厚度在8m以上。
进一步的，步骤1)中的所述多厚层叠加式储层的纵向上有多油层发育，单套油层厚度在8m以上，纵向油层之间上有10-15m的隔层。
进一步的，步骤1)中的所述多薄层叠加式储层的单套油层厚度在4-6m，纵向上叠合发育，且横向上有连续性。
进一步的，步骤1)中的所述砂泥互层型储层的单套油层厚度在4m以下，横向连续性差。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
本发明的小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法，以页岩油含油储层模式分类为基础，建立了不同含油储层模式下水平井井型和长度的确定原则，同时应用现代油藏递减分析方法，建立了水平井分区渗流模型及理论图版，依据不同区域压力传导的差异性，精细刻画人工裂缝有效缝长为微地震监测信号带长的30％-50％；以此为基础，首次采用数值模拟反演和矿场实践相结合的方法，提出人工压裂缝有效带宽为“米”级的新认识，为水平井井距和人工裂缝间距的优化提供了重要依据；再结合油层纵向上叠合发育的特征，提出了一种“长井段、小井距、立体式、密切割”的大井丛布井模式及合理的井网参数，奠定了“工厂化”作业基础，实现了提高鄂尔多斯盆地页岩油单井产量、提高采收率和降低投资的目标，助推了该类油藏规模效益开发。
附图说明
图1为不同含油储层模式示意图，其中，图1(a)为单厚层块状式，图1(b)为多厚层叠加式，图1(c)为多薄层叠加式，图1(d)为砂泥互层型；
图2为常规水平井井型示意图；
图3为阶梯水平井井型示意图；
图4为大斜度井井型示意图；
图5为深水重力流沉积下单套油层厚度于延伸宽度的关系；
图6为不同建产年份下水平段长度与油层钻遇率；
图7为水平井体积压裂圆形等效分区渗流示意图；
图8为GP26-24井分区渗流图版；
图9为多层系排状立体式布井示意图；
图10为数值模拟反演不同平均裂缝带宽下单段产量；
图11为人工裂缝之间压力剖面示意图；
图12为距人工裂缝中线不同距离下的地层力压力梯度；
图13为厚层块状式水平井立体开发示意图；
图14为多薄层叠加式水平井开发示意图；
图15为薄砂、泥互层型大斜度井开发示意图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明保护的范围。
需要说明的是，本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本发明的实施例能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
下面结合附图对本发明做进一步详细描述：
(1)含油储层模式分类
鄂尔多斯盆地页岩油为受沉积体系的影响，不同区域油层纵向叠置和平面展布规律呈现多样性，针对含油储层复杂多变等特征，通过精细分层开展含油储层内部构型逐级描述，根据单套油层厚度和延展性、甜点分布范围、油层分布稳定性，将页岩油含油储层模式分为四类：单厚层块状式、多厚层叠加式、多薄层叠加式和砂泥岩互层式。
参见图1，图1为不同含油储层模式示意图，图1(a)为单厚层块状式，单套油层厚度一般在8m以上，油层在平面上的稳定性较好，分布区域较大；图1(b)为多厚层叠加式，纵向上多油层都发育，单套油层厚度在8m以上，油层之间纵向上有10-15m的隔层，叠合区油层分布较稳定；图1(c)为多薄层叠加式，单套油层厚度在4-6m，纵向上叠合发育，且横向上有一定的连续性；图1(d)为砂泥互层型，单套油层厚度在4m以下、横向连续性较差。
(2)确定水平井井型
水平井是页岩油有效开发主要技术手段，单套油层垂向模式和延伸性不同，导致水平井井眼轨迹也不同，也就是水平井井型不一样。本专利所涉及的水平井井型包含三类：常规水平井、阶梯水平井、大斜度水平井。常规水平井是指在一个井眼中井斜与地层倾角基本保持一致，钻穿同一套或者几套油层，这几套油层在纵向上的高度差在3m以内，保持水平井钻井轨迹在含油储层中上部穿行。阶梯水平井是指在一个井眼中连续完成具有一定高度差(一般大于3m)的两个或多个水平井段，钻穿的水平段井斜与地层倾角一致，有多少套油层井眼轨迹就有多少个台阶。大斜度水平井是指在一个井眼中，轨迹自多套含油储层上部穿行至另一个含油储层下部，井斜设计不考虑地层倾角，而是根据井眼轨迹在平面上的投影确定，井斜角一般在50-70°之间。
参见图2，图2为常规水平井井型示意图；针对厚层块状型和多厚层叠加式储层，由于单套油层厚度均在8m以上，油层在平面上的稳定性较好，分布区域较大，对于这两种油层叠置模式，采用常规水平井开发，不同之处是单个井场水平井的数量有一定的差异，多层叠加式更容易实现大井组(单个井场水平井数一般大于4口)立体式开发。
参见图3，图3为阶梯水平井井型示意图，针对多薄层叠加式油藏，单套油层厚度4-6m，纵向上叠合发育，单套油层连续性较差，采用阶梯水平井提高单井产量。
参见图4，图4为大斜度井井型示意图；针对砂泥互层型油藏，单个油层厚度在4m以下，油层横向连续性较差，采用大斜度井提高单井产量。
(3)确定水平段方位
鄂尔多斯盆地最大主应力的方向为北东75°左右，一般情况下水平段方位要垂直于最大主应力方向,即水平段方位为北东165°或北东345°,为了实现大井组，同时又对体积压裂造人工缝的影响较小，水平段方位可以偏离常规方位15°,即水平段方位为北东150-180°或北东330-360°之间较为合理。
(4)确定水平段长度
水平段长度的确定根据单套油层延伸长度确定，统计不同单套油层厚度与延伸宽度的关系，得到单套油层厚度与延伸宽度的关系式参见图5。
L＝135.74×h+9.8483(1)
式中，L—单套油层延伸长度，m；
h—单套油层延伸宽度，m。
不同含油储层对应的单套油层厚度不同，对于单厚层块状式和多厚层叠加式储层，单套油层厚度8m以上，油层延伸长度在800-1400m左右；对于薄层叠加式储层，单套油层厚度大于4-6m，油层延伸长度在500-700m左右；对于砂泥岩互层式储层，单套油层厚度小于4m，油层延伸长度在100-400m。
鄂尔多斯盆地陇东长7页岩油属于典型的深水重力流沉积体系，自2011年投入开发以来，试验了不同水平段常规水平井开发，统计不同水平段下水平井油层钻遇率，参见图6，图6为不同建产年份下水平段长度与油层钻遇率，由统计结果可以看出，当水平段长度大于1500m，轨迹调整难度大，油层钻遇率小于80％。因此对于单厚层块状式和多厚层叠加式储层，水平段长度保持在1500m左右。
阶梯水平井单个阶梯500m左右，依据工程技术能力，一般完钻2-3个阶梯，水平段长度在1000-1500m左右。
大斜度井根据油层厚度、压裂、采油等措施施工要求，大斜度段最大井斜角应控制在45～85°之间，井底水平位移较大的井，优化井身剖面，上提造斜点；造斜和扭方位井段连续三点不大于10°/30m，大斜度井段连续三点全角变化率不大于4°/30m，油层纵向上全动用,。
大斜度段长度计算公式如下：
式中，L大斜度—大斜度段长度，m；
h—砂泥互层厚度，m；
α—井斜角，°。
长庆油田在HQ长6、JY长6等区块开展了大斜度井开发试验，井斜角一般设置为60°左右。
(5)确定井距
为实现人工裂缝与井网相匹配，达到水平井井间被缝网覆盖、扩大体积波及系数和井间储量有效动用的目的，准自然能量开发井网井距优化的关键是确定体积压裂缝网的有效流动半径，即合理的水平井井距为人工压裂缝有效半径的2倍。
参见图7，图7为水平井体积压裂圆形等效分区渗流示意图；水平井体积压裂后，周边形成两个渗流区，一个是体积压裂后靠近水平段形成的人工压裂渗流A区，另一个是人工裂缝没有波及到的基质渗流B区，人工裂缝渗流A区的半径即为人工裂缝有效半径。
应用Blasingame理论方法，推导出水平井圆形等效分区渗流模型，如下：
内边界条件：
交界面条件：
外边界条件：
初始条件：
p1(r,0)＝p2(r，0)＝pi (7)
式中：p1—人工压裂渗流区压力，MPa；
p2-基质渗流区压力，MPa；
r—渗流半径，m；
rw—井筒半径，m；
r1-人工裂缝有效半径，m；
re—供给半径，m；
q—产油量，m3/d；
t—生产时间，d；
h—单套油层厚度，m；
K1-人工压裂渗流区渗透率；
K2—基质渗流区渗透率，mD；
μ1—人工压裂渗流区粘度，mPa·s；
μ2—基质渗流区粘度，mPa·s。
页岩油藏基质物性差，渗流能力弱，采用水平井体积压裂分区渗流模型建立归一化Blasingame理论图版参见图8，然后将矿场动态数据导入模板中，拟合分析确定A区边界，即可确定人工裂缝有效半径。
综合鄂尔多斯盆地ZB地区生产时间较长的50口采油水平井，以水平井体积压裂后分区渗流模型为基础，通过建立水平井分区渗流图版拟合确定不同入地液量下水平井人工裂缝有效半径。
R有效＝39.1×ln(L入地液)-71.5 (8)
式中，R有效—人工裂缝有效半径，m；
L入地液—单井人工压裂液入地液量，m3。
随着单段入地液量的增大，人工裂缝有效半径逐渐增大，但增加幅度逐渐变小，当单段入地液量大于1000m3，人工裂缝有效半径基本保持在200m不发生变化。页岩油目前采用大排量、大液量体积压裂，单段入地液量普遍大于1000m3，因此将水平井井距设计成400m，可以实现井间缝网全覆盖。
2018年页岩油示范区水平井井距主体为400m，现场压裂统计显示，已压裂80口水平井1920段，其中25口水平井压裂中45段出现压窜现象，压窜比例为2.3％，压窜的比例很小；200m井距水平井压窜的比例较高(80％)。
从理论计算和矿场实践统计来看，400m井距对开发页岩油是合理的。
(6)水平井密切割人工压裂改造方法
水平井密切割人工压裂改造技术包含两个方面，一是水平井人工裂缝间距优化，二是水平井水平段分类改造评价。
①水平井人工裂缝间距优化
矿场试验统计表明：满半年平均单段产量一般在1.2t/段；采用油藏数值模拟反演方法，模拟计算不同裂缝带宽自然能量开发下单段产量，依据数值模拟反演单段产量评价结果和矿场实践试验值对比，确定人工裂缝有效宽度不大于5m，参见图10，图10为数值模拟反演不同平均裂缝带宽下单段产量。
满足渗流条件的缝间距必须使得人工裂缝中线处的压力梯度大于启动压力梯度。人工裂缝之间地层压力梯度计算公式，参见图11，图11为人工裂缝之间压力剖面示意图；
式中：GD—地层压力梯度，MPa/m；
pe—人工裂缝中线处压力，MPa；
pf—人工裂缝处压力，MPa；
R—人工裂缝半段间距，m；
d—距人工裂缝中线距离，m。
通过式(9)计算不同段间距下的地层压力梯度，参见图12，图12为距人工裂缝中线不同距离下的地层力压力梯度。由于准自然开发油藏渗透率较低，启动压力梯度较高，依据地层压力梯度大于启动压力梯度的原则，优化段间距在30m左右时，能够建立驱替系统，裂缝间储量能够得到充分动用。
数值模拟法计算的有效裂缝宽度为人工裂缝最小段间距；而人工裂缝宽度末端与人工裂缝中线有一定距离可以根据地层压差泄油，因此根据地层压力梯度法确定极限泄油距离，即最大段间距。因此，通过以上两种方法得出合理缝间距范围为5-30m。矿场实践中为了降低投资，人工裂缝段间距一般在在30m以内，射孔簇间距在5-10m。
②水平井水平段分类改造评价
综合应用水平段储层品质评价和工程品质评价标准相结合的方法，将水平段精细分成3类，依据分类评价结果，对水平段压裂改造参数进行差异化设计。I类水平段加密改造，簇间距5～10m，进液强度20～25方/米，加砂强度3.5～5.5吨/米；Ⅱ类水平段强化改造，簇间距10～15m，进液强度15～20方/米，加砂强度3.0～3.5吨/米；III类水平段不改造，实现了提高缝控储量和控成本的目标。
表1页岩油储层品质与工程品质评价标准表
(7)多层系排状立体式布井方式
依据含油储层展布的复杂性，并考虑盆地地貌复杂、水资源缺乏、土地征借难度大的现状，针对三大类含油储层模式并结合井网形式优化形成多层系排状立体式布井方式，参见图9，图9为多层系排状立体式布井示意图，充分利用井场，以井场为单位，在一个井场布多口采油井，从而实现工厂化大井丛作业，在提高水平井产量的前提下，降低投资和提高生产时率。其中单厚层块状式和多厚层叠加式油藏采用常规水平井开发，多薄层叠加式油藏采用阶梯水平井开发，砂泥岩互层式油藏采用大斜度井开发；同一套单储层采用一套井网开发，同一层系平面上井距400m，相邻层系平面上井距200m，单个井场部署4-10口水平井。
近年，立足单油层纵向叠置和平面展布非均质性展布规律研究，通过深化水平井体积压裂技术展布形态及有效参数评价技术攻关，有效人工裂缝的参数获得了突破性的认识，认为有效人工裂缝缝长是微地震监测人工裂缝带长的30％-50％，有效人工裂缝缝宽是原来微地震监测人工裂缝带宽的10％左右；布缝的模式也由过去的井间缝网全覆盖向井间和人工裂缝之间缝网全覆盖转变，创新提出了水平井密切割改造技术，纵向油层布井方式也突破了过去层间干扰的认识，实现了纵向多层系布井，在保障提高单井产量的同时，即实现了大井丛降低投资，同时也提高了采收率。综合以上突破性的认识，提出了一种小井距、多层系、长井段、密切割的页岩油水平井布井方法。
本发明一种小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法，以页岩油含油储层模式分类为基础，建立了不同含油储层模式下水平井井型和长度的确定原则；同时应用现代油藏递减分析方法，创新建立了水平井分区渗流模型及理论图版，依据不同区域压力传导的差异性，精细刻画人工裂缝有效缝长为微地震监测信号带长的30％-50％；以此为基础，首次采用数值模拟反演和矿场实践相结合的方法，提出人工压裂缝有效带宽为“米”级的新认识，为水平井井距和人工裂缝间距的优化提供了重要依据；再结合油层纵向上叠合发育的特征，提出了一种“长井段、小井距、立体式、密切割”的大井丛布井模式及合理的井网参数，奠定了“工厂化”作业基础，实现了提高鄂尔多斯盆地页岩油单井产量、提高采收率和降低投资的目标，助推了该类油藏规模效益开发。
实施例
参见图13，图13为厚层块状式水平井立体开发示意图，H183区块GN3大井丛立体式布井平台，开采长71长72层，长71长72层单套油层厚度大于8m，两套油层间的泥岩隔层大于10m，该井场采用立体开发长71长72层，同一层系平面上井距400m，相邻层系平面上井距200m，完钻水平井6口，水平段平均长度1545m，油层钻遇率达到87.5％。完试水平井4口，采用可溶桥塞分段多簇体积压裂，平均单井改造24段89簇，平均段间距28.6m，平均簇间距9.5m，单井加砂2932m3，排量11.4m3/min，入地液量27687m3。目前投产3口，排液1口，单井日产油15.2t/d，含水62.1％。
参见图14，图14为多薄层叠加式水平井开发示意图；X233Q区块HH6大井丛立体式布井平台，对于单套油层较薄(小于6m)的区域，采用阶梯水平井开发。该平台完钻阶梯水平井4口平均水平段2072m，油层钻遇率71.3％。
参见图15，图15为薄砂、泥互层型大斜度井开发示意图；在HQ长6、JY长6等新钻井99口，平均钻遇油层92.3m；完试25口，改造4段，入地液量22671m3，加砂270m3，砂比17.8％，排量5.3m3/min。稳定投产井14口(排液井2口)，日产油4.7t/d，含水40.1％，预计满1年采油速度为2.5％。
以上内容仅为说明本发明的技术思想，不能以此限定本发明的保护范围，凡是按照本发明提出的技术思想，在技术方案基础上所做的任何改动，均落入本发明权利要求书的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法，其特征在于，包括以下步骤：
1)将页岩油含油储层进行分类
页岩油含油储层根据页岩油油层纵向叠置的模式分为单厚层块状式储层、多厚层叠加式储层、多薄层叠加式储层和砂泥互层型储层；
2)根据页岩油含油储层类别确定水平井井型
单厚层块状式储层和多厚层叠加式储层，均采用常规水平井；多薄层叠加式储层，采用阶梯水平井；砂泥互层型储层，采用大斜度井；
3)计算水平井的参数
计算水平井水平段的长度，对于常规水平井和阶梯水平井，单套油层厚度与单套油层延伸长度的关系为：
L＝135.74×h+9.8483 (1)
式中，L—单套油层延伸长度，m；h—单套油层厚度，m；
常规水平井的水平段的长度等于单套油层延伸长度；阶梯水平井的水平段长度等于各个单套油层延伸长度的和；
对于大斜度井，大斜度井水平段长度的计算公式如下：
式中，L大斜度—大斜度段长度，m；h大斜度—砂泥互层厚度，m；α—井斜角，°；
4)计算水平井的井距
根据Blasingame理论方法，推导出水平井圆形等效分区渗流模型；
采用水平井圆形等效分区渗流模型建立归一化Blasingame理论图版，然后将单井日产液量、日产油量及液体含水率导入所述理论图版中，拟合分析确定人工压裂渗流区的边界，即可确定人工裂缝有效半径。
2.根据权利要求1所述的小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法，其特征在于，步骤4)推导水平井圆形等效分区渗流模型的具体过程为：
水平井体积压裂后，会形成两个渗流区，一个为人工压裂渗流区，另一个为基质渗流区，人工裂缝渗流区的半径即为人工裂缝有效半径；
内边界条件为：
交界面条件为：
外边界条件为：
初始条件为：
p1(r,0)＝p2(r,0)＝pi (7)
式中：p1—人工压裂渗流区压力，MPa；p2-基质渗流区压力，MPa；r—渗流半径，m；rw—井筒半径，m；r1-人工裂缝有效半径，m；re—供给半径，m；q—产油量，m3/d；t—生产时间，d；h—单套油层厚度，m；K1-人工压裂渗流区渗透率，mD；K2—基质渗流区渗透率，mD；μ1—人工压裂渗流区粘度，mPa·s；μ2—基质渗流区粘度，mPa·s。
3.根据权利要求1所述的小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法，其特征在于，步骤4)得到的人工裂缝有效半径的公式为：
r1＝39.1×ln(L入地液)-71.5 (8)
式中，r1—人工裂缝有效半径，m；
L入地液—单井人工压裂液入地液量，m3。
4.根据权利要求1所述的小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法，其特征在于，步骤4)之后还包括以下步骤：
5)计算水平井人工裂缝的段间距
人工裂缝之间地层压力梯度计算公式为：
式中：GD—地层压力梯度，MPa/m；
pe—人工裂缝中线处压力，MPa；
pf—人工裂缝处压力，MPa；
R—人工裂缝半段间距，m；
d—距人工裂缝中线距离，m；
通过式(9)建立不同R下的d与地层压力梯度GD的关系，比较区块的启动压力梯度和地层压力梯度，根据地层压力梯度大于启动压力梯度的原则，从而确定最大人工裂缝段间距。
5.根据权利要求4所述的小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法，其特征在于，步骤5)还包括计算水平井人工裂缝有效宽度，具体过程为：
采用油藏数值模拟反演方法，模拟计算不同裂缝带宽自然能量开发下单段产量，依据数值模拟反演单段产量评价结果和矿场实践试验值对比，确定人工裂缝有效宽度；
人工裂缝的段间距取值范围为所述人工裂缝有效宽度到所述最大人工裂缝段间距。
6.根据权利要求4所述的小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法，其特征在于，步骤5)之后还包括以下操作：
同一套含油储层采用一套井网，同一层系平面上井距400m，相邻层系平面上井距200m，单个井场部署4-10口水平井。
7.根据权利要求1所述的小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法，其特征在于，步骤1)中的所述单厚层块状式储层的单套油层厚度在8m以上。
8.根据权利要求1所述的小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法，其特征在于，步骤1)中的所述多厚层叠加式储层的纵向上有多油层发育，单套油层厚度在8m以上，纵向油层之间上有10-15m的隔层。
9.根据权利要求1所述的小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法，其特征在于，步骤1)中的所述多薄层叠加式储层的单套油层厚度在4-6m，纵向上叠合发育，且横向上有连续性。
10.根据权利要求1所述的小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法，其特征在于，步骤1)中的所述砂泥互层型储层的单套油层厚度在4m以下，横向连续性差。
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