基于产能主控因素分析的调整井潜力区评价筛选方法

孙新阳，张学敏，康凯，万欢，汪利兵，申春生

(1.中联煤层气有限责任公司，北京 100011；2.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津 300452;3.中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津 300459)

开发调整井在油田增产稳产中具有重要的作用[1]，对于改善油田开发效果、提高采油速度、提高油田最终采收率至关重要。实施调整井是海上油田开发过程中调整挖潜的重要措施[2]，因地制宜持续实施调整井挖潜，是保持油田长期稳产上产的必要工作。基于已实施调整井开展充分效果评价、深化地质油藏再认识[3]、明确调整潜力区，是后续调整井策略部署的基础，是提高调整井措施成功率的保证。

正常调整挖潜的核心关键是明确剩余油潜力分布[4-6]，而本文在剩余油状况及调整井实施效果评价基础上，建立一种基于产能主控因素分析的调整井潜力区评价筛选的方法，并将该方法应用到国内A油田A区调整井潜力区评价筛选中，实现对风险区的快速识别和潜力区的快速筛选，为同类油田调整井潜力区评价筛选提供借鉴意义。

1 研究背景

A油田属于复杂断背斜油藏，构造复杂，薄储层极其发育。经过近20年开发，先后经历先导试验、前期调整、低效井治理，进入调整井挖潜阶段。随着多轮调整井实施，地质知识库不断丰富，构造及储层认识程度提高，但是面临开发矛盾加剧、水淹状况恶化、剩余油更趋分散的局面。为保证调整井挖潜取得良好效果，需要在综合评价新钻调整井实施效果基础上，找准调整潜力区、规避风险区。

2 产能主控因素

主体区14口调整井产能对比如表1所示，实际投产初产高于方案设计初期产能，与渤海S油田高含水期调整井实际产能超过方案设计值的规律类同[7]。对于影响产能的主控因素，经地质、开发多角度综合研究发现，主控因素主要为构造因素、储层厚度和水淹厚度。

表1 14口调整井数据

2.1 构造因素

断块油藏中油水的分布主要受构造所控制，基于油水分异作用，构造高部位剩余油相对富集[8]，构造中部次之，构造底部位最差。A油田主体区14口调整井中位于构造高部或相对高部位的有10口井，如表2所示，投产初期平均日产油88.8 m3/d，扣除2口由于工程原因低产的井，平均日产油104.8 m3/d；位于构造中部位有4口井，投产初期平均日产油70 m3/d。构造高部位新钻调整井更容易获得较高产能。

2.2 储层厚度

调整井钻遇储层厚度与初期产能关系如图1所示，储层厚度与产能成正比，钻遇储层越厚，表明储层发育越好，展布状况越好，油井易获得高产能。因此，钻遇储层厚度是影响调整井产能的重要因素。

表2 调整井产能与构造因素关系井号初期日产油/(m3/d)构造位置序号调整初期平均日产油/(m3/d)序号调整初期平均日产油/(m3/d)备注A103高部1B131高部2C136高部3D150高部4G88高部5H81高部6I75高部7J74高部8M26高部9N24高部1088.812345678104.8工程原因低产工程原因低产E47中部1F45中部2K98中部3L90中部470

2.3 水淹厚度

水淹层对油井生产效果有较大影响[9-11]。图2为水淹比例(目的层实钻水淹厚度除以目的层实钻储层厚度)与日产油的关系统计，显示两者成反比关系，钻遇水淹厚度越小、水淹比例越小，说明油层采出程度越低，油井易获得较高产能。例如：投产初期产能最高的4口井分别是A井、B井、C井、D井，初期产能分别是103，131，136，150 m3/d，目的层段钻遇储层厚度78，103，77，52 m，目的层段钻遇水淹层厚度17，40，3，4 m，水淹比例21.8%、38.8%、3.9%、7.7%。其中，A井、C井、D井产能较高的原因是钻遇储层厚度较大，水淹层厚度小；B井产能较高的原因是钻遇储层厚度较大，为103 m，水淹层厚度中等。

图1 钻遇储层厚度与初期产能关系

3 风险及潜力区评价筛选方法

储层厚度、水淹程度、构造部位为影响A油田新钻调整井初产的重要因素，选取储层厚度占比、水淹比例、构造位置作为评价指标，对A区进行风险区及潜力区评价。

3.1 储层厚度占比

图3为A区F50-F100油组<2 m的砂层厚度占比等值线图，图4为A区F50-F100油组>5 m的砂层厚度占比等值线图，可以看出，平面上差异性很大。产能未达预期的E井和F井，均位于<2 m砂层厚度占比的高值区和>5 m砂层厚度占比的低值区，说明钻遇储层中薄层厚度占比越大，新钻井获得高产的可能性越小，而厚层厚度占比越大，新钻井获得高产的可能性越大。统计确定：薄层厚度占比≥30%、厚层厚度占比<30%的区域为风险区，厚层厚度占比≥30%的区域为潜力区。

图2 储层水淹比例与初期产能关系

3.2 水淹比例

图5为A区F50-F100油组水淹比例等值线图，显示水淹比例平面上分布差异性也较大，局部区域水淹比例超过20%，显示其水淹程度高。未达预期产能的E井，位于水淹比例高值区，说明水淹比例越大，新钻井获得高产的可能性越小，反之亦然。研究确定：低水淹层比例(水淹比例<10%)的区域为潜力区，高水淹层比例(水淹比例≥20%)的区域为风险区。

图3 A区F50-100油组<2m砂层厚度占比 图4 A区F50-100油组>5m砂层厚度占比 图5 A区F50-100油组水淹比例

3.3 潜力区筛选方法及结果

基于储层厚度占比、水淹比例评价指标，结合构造位置，建立高产区筛选条件：①水淹比例<10%，②厚层厚度占比≥30%，③构造高部位。利用建模软件分别建立水淹比例和厚层厚度占比层面，在二维平面内，将水淹比例≥10%和厚层厚度占比<30%的层面区域分别以不同底色阴影显示，阴影区域与A区油组构造等值线图叠合，无阴影遮盖的构造高部位有利区域即为高产潜力区，从而选定A区东北部、中部及南部近断层处为高产潜力区，如图6和图7所示。实际调整挖潜中若调整筛选条件的界限，则叠合区域的范围会相应变动，依据变化后的结果即可直接快速圈定相应潜力区。

图6 A区F50油组潜力区分布 图7 A区F80油组潜力区分布

4 筛选结果验证

4.1 开采现状验证

图8为A区F50-F100油组开发现状图，其与潜力区叠合来验证潜力区可靠性。

图8 A区F50-F100油组开发现状

结果显示：①东北部潜力区在产井较少，井网可以进一步加密；②中部潜力区在产井中以生产F80和F100油组为主，其他油组射开相对较少，存在进一步挖潜的空间；③南部近断层处潜力区在产井普遍含水较高，存在一定风险。

4.2 水淹状况验证

由图9可知，水淹图叠合验证显示，A区东北部潜力区各主力层(F50、F62、F72、F82、F92、F102小层)水淹程度相对较弱，说明其剩余油比较富集，新钻井获得高产的潜力较大。

图9 A区北部F50、F62、F72、F82、FL92、F102小层水淹分布

4.3 压力状况验证

压力状况可靠性验证，如图10所示，A区中部和南部潜力区主力层上段存在超压现象，反映地层能量充足、供液能力强，调整井高产概率大，而主力层下段地层存在一定亏压，指示钻井过程中存在漏失风险。

4.4 验证总结

采用动态成果对评价结果进行可靠性验证，显示A区东北部、中部及南部近断层处3个潜力区具备较高挖掘潜力，可作为调整井目标区。整体上产能主控因素选取有利，调整井潜力区评价指标具有导向价值，评价筛选方法快速有效，实用性和可操作性强。

5 结论

(1)基于调整井实施效果综合评价研究，确定了影响研究区调整井产能的重要主控因素是储层厚度、水淹程度、构造位置。

(2)依据产能主控因素分析，综合研判风险区及潜力区评价指标，将储层厚度占比、水淹比例以及构造因素作为筛选条件，建立了一种基于建模层面快速实现潜力区域筛选的评价方法。

图10 A区中南部主力小层压力分布

(3)根据调整井潜力区评价筛选方法，对目标油田A区进行了风险区及潜力区评价筛选，最终确定了A区东北部、中部及南部近断层处3个高产潜力区。

(4)评价结果与动态成果叠合进行可靠程度验证，显示3个潜力区均具较高挖掘潜力，潜力区筛选结果可靠，可直接用作调整井部署有利目标区。

(5)基于产能主控因素分析的调整井潜力区评价筛选的方法，具有较好符合度和可靠度，评价筛选方法快速有效，具较高实用性和可操作性，对于同类油田调整井潜力区快速评价筛选具有较好的借鉴意义。