海上稠油油藏油井产能特征主控因素量化评价

张 宇，姜 杰，黄子俊，任继波，孟晓芳

（中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300459）

产能不仅是指储层生产潜力，表征油田的开发效果，而且是描述油井动态特征的一个综合指标，受到地质条件、储层物性及原油性质的影响，不同油层及位置的油井产能特征差异大[1]。海上P油田探明控制面积13 km2，地层倾角为0.5°，平均层厚约4.5 m，弹性开采时主要依靠边水能量，孔隙度为23%，储层渗透率为332 mD，泥质含量较高，胶结疏松，原油性质稳定，原油黏度约150 mPa·s，属于普通稠油油藏。对于稠油油藏来说，面积大，构造平缓，油层薄，且隔夹层发育，非均质性严重，影响边水平面推进，边水能量供应不均匀，导致油井产能特征差异大，有必要分析影响油井产能特征差异的主控因素，指导油藏开发调整及油井措施潜力。本文以油井产能特征为研究对象，采用层次分析法及灰色关联法量化评价影响油井生产动态的主控因素，并提出改善油井产能的措施建议。

1 油井产能特征主控因素分析

油井产能特征是地层渗流能力和驱动能量的综合反映。综合考虑地质条件、储层物性和流体性质，分析影响油井产能特征的主控因素，将油井产能特征主控因素概括为五个方面。

1.1 边水距离控制油井附近能量供应

P油田发育在基底隆起背景上的南部受一组右行雁列式帚状断层所控制的低幅度断背斜构造，北部低部位有较为活跃的边水，是油井生产的主要驱动能量来源。对于面积大厚度薄的边水油藏，边水作用对油井产能的影响尤为明显[2-5]，在相同的水体活跃程度下，油井与边水的距离控制着边水能量供应情况，影响着油井产能动态递减特征。

根据统计油井产液指数与递减率随边水距离关系，距离边水越近的油井，边水能量供应越充足，油井产液指数越高，递减越慢，稳产能力较差（见图1）。因此，油井附近能量供应情况用边水距离来量化表征。

1.2 原油流度影响稠油流动阻力

原油流度反映的是原油在地层中流动的难易程度，是影响着依靠边水驱动或注水开发的稠油油藏开发的关键因素，流度低，油水流度比大导致储层传导性差，能量传递慢[6，7]。对于P油田原油性质稳定，但是储层物性非均质性强，垂向变异系数约1.5，平面变异系数约2.1，导致流度区域差异大，影响油井产能。油井附近流度越大，启动压力梯度小，地层压力下降慢，产液指数越大（见图2）。

1.3 砂体是油井生产的物质基础

油田储层为三角洲前缘沉积，发育水下分流河道砂、河口坝砂及席状砂，整体砂体分布呈现出面积广，厚度薄，中部厚，边部薄的特征，中部区域砂体厚度5～6 m，边部区域砂体厚度约1 m。砂体厚度影响能量传递，是储层物质基础，砂体厚度越薄，压力传递越慢，能量保持能力变差，导致薄层油井产能低的重要因素。

1.4 隔夹层阻挡流体垂向流动

图1 油井产液指数与递减率随边水距离关系曲线

图2 产液指数与启动压力梯度随流度关系曲线

根据测井解释分析，油层纵向上发育着泥岩平板式隔夹层，隔夹层厚度为1～1.8 m，影响油藏油水的分布规律，区域内部隔夹层发育较为稳定，能有效阻止或控制流体的储层流动，但区域边缘隔夹层不发育。由于隔夹层的发育，将油层分为两小层，部分油井单采一层，部分油井两层合采。由于隔夹层对边水隔挡作用，削弱边水能量驱替作用，影响不同开采层位的油井产能动态特征。

1.5 高泥质储层造成油井出砂，堵塞油井

根据矿物薄片资料统计表明，储层中的泥质成分全部来源于杂基，胶结物没有泥质成分，且储层泥质含量差异大，存在不含泥质成分的优质储层，也存在高泥质含量的储层，平均泥质含量为15.9%。高泥质含量将造成储层水敏、速敏及油井出砂，间接影响油井产能动态特征。

2 主控因素量化评价

2.1 量化指标统计

针对实际地质油藏情况，依靠天然能量开发，油井初期产能各异，仅依靠单个时间点的产能，无法反映油井生产动态过程的产能情况，因此选择初期产液指数、递减率及单位压降产液量三个量化指标综合反映油井产能动态特征，产液指数代表油井某段时间的生产能力，递减率反映油井附近地层能量供应情况，而单位压降产液量综合反映了油井长时间生产的供液能力。本次研究共统计研究区内16口生产井测井数据、流体资料、岩心资料及动态资料，求出了每口油井对应的各主控因素的量化指标值和产能动态特征量化指标，包括边水距离、砂体厚度及流度等指标（见表1），进而分析油井产能动态特征与各量化指标的关系，但是无法定量确定各个主控因素对油井产能特征的影响程度，针对性地提出措施建议。

表1 油井各主控因素的量化指标值和产能动态特征量化指标

图3 数学方法计算详细流程图

为了量化研究主控因素的影响，就要介入数学方法[8-13]，本文运用灰色关联法与层次分析法，来对数据深入剖析与评价，判断影响油井生产的主导因素。以单位压降产液量量化评价为例（见图3），层次分析法将主控因素作为子目标，单位压降产液量作为上层目标，通过指标模糊量化方法评价下一层的各因素对上一层次目标的优先权重W1。灰色关联法以单位压降产液量为参考序列，主控因素指标为比较序列，将逆向指标正向化处理，并利用均值法无量纲化，求取各因素的关联程度及权重W2。两种方法综合求取组合权重[14]W（W=0.5W1+0.5W2），综合评价油井产能动态特征，有利于正确认识影响油井产能特征的主要因素，指导油田高效开发。

2.2 生产能力主控因素量化评价

采液指数是油井生产能力的重要指标，对比两种方法计算结果（见表2），影响油井生产能力主要因素是原油流度和边水距离，其他因素影响相对较弱。原油流度决定着油井附近稠油流动时的流动阻力，边水距离影响油井边水能量供应情况。因此，有针对性从原油流度及边水距离两方面来提高油井生产能力。

表2 生产能力量化评价结果

2.3 稳产能力主控因素量化评价

油井递减率反映的是油井附近地层能量情况，对比两种方法计算结果（见表3），影响油井稳产能力主要因素是边水距离、隔夹层及砂体厚度，流度与泥质含量影响相对较弱。油井与边水距离是影响地层能量的直接因素，与边水越近，能量供应越充足，油井稳产时间越长；隔夹层与砂体厚度反映储层质量差异，也影响着油井稳产能力。

表3 稳产能力量化评价结果

2.4 产能特征主控因素量化评价

单位压降产液量综合反映了油藏依靠边水能量和弹性能的供液能力，代表了油井的生产能力与稳产能力，能够反映油井产能动态变化[15]，对比两种方法计算结果（见表4），影响油井产能特征主控因素排序为原油流度、边水距离、砂体厚度、隔夹层和泥质含量。分析油田产能动态规律的主控因素，便于有针对性的采取相应措施提高产能，减缓产能递减，提高油井经济效益。

表4 产能特征量化评价结果

3 油井产能改善对策

P油藏物性非均质性严重，油井产能动态特征差异大，文中影响单井产能动态特征的主要影响因素是流度与边水距离，其他因素影响相对较弱，有针对性地提出提高生产能力，延长稳产时间的措施方向。（1）提高油井周围原油流度，降低稠油启动压力梯度，增加波及的可动用油的面积，提高油井生产能力，从两方面提出提高流度的措施建议：一方面，通过热水驱、化学降黏、蒸汽驱等措施降低稠油黏度；另一方面，通过后效射孔、近井微压裂等储层改造措施改善渗流通道。（2）改善油井附近地层能量供应情况，通过分层注水等开发方式人工补充能量，实现精准注水，延长油井稳产期。（3）考虑特殊井型（分支井、T型井），加密井网，油井射开多层，提高井控储量及单井产能，同时生产过程中做好控水防砂措施。

4 结论

（1）针对P油藏地质条件复杂，油井产能差异大等特点，分析影响油井产能特征的主控因素，包括边水距离、原油流度、砂体厚度、隔夹层分布及泥质含量，对指导油藏开发调整及油井措施潜力具有重要意义。

（2）采用层次分析法及灰色关联法开展油井产能动态特征主控因素量化评价，影响油井生产能力的主要因素为原油流度和边水距离，影响油井稳产能力的主要因素为边水距离、隔夹层厚度和砂体厚度，综合影响油井产能动态特征的因素排序为原油流度、边水距离、砂体厚度、隔夹层和泥质含量。

（3）针对性地提出提高油井生产能力，延长稳产期的三个措施方向：提高油井周围原油流度、改善油井附近地层能量供应情况及提高井控储量，对开展精准的开发方案调整具有重要意义。