基于產能主控因素分析的調整井潛力區評價篩選方法

孫新陽，張學敏，康凱，萬歡，汪利兵，申春生

(1.中聯煤層氣有限責任公司，北京 100011；2.中海油能源發展股份有限公司 工程技術分公司，天津 300452;3.中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300459)

開發調整井在油田增產穩產中具有重要的作用[1]，對于改善油田開發效果、提高采油速度、提高油田最終采收率至關重要。實施調整井是海上油田開發過程中調整挖潛的重要措施[2]，因地制宜持續實施調整井挖潛，是保持油田長期穩產上產的必要工作。基于已實施調整井開展充分效果評價、深化地質油藏再認識[3]、明確調整潛力區，是后續調整井策略部署的基礎，是提高調整井措施成功率的保證。

正常調整挖潛的核心關鍵是明確剩余油潛力分布[4-6]，而本文在剩余油狀況及調整井實施效果評價基礎上，建立一種基于產能主控因素分析的調整井潛力區評價篩選的方法，并將該方法應用到國內A油田A區調整井潛力區評價篩選中，實現對風險區的快速識別和潛力區的快速篩選，為同類油田調整井潛力區評價篩選提供借鑒意義。

1 研究背景

A油田屬于復雜斷背斜油藏，構造復雜，薄儲層極其發育。經過近20年開發，先后經歷先導試驗、前期調整、低效井治理，進入調整井挖潛階段。隨著多輪調整井實施，地質知識庫不斷豐富，構造及儲層認識程度提高，但是面臨開發矛盾加劇、水淹狀況惡化、剩余油更趨分散的局面。為保證調整井挖潛取得良好效果，需要在綜合評價新鉆調整井實施效果基礎上，找準調整潛力區、規避風險區。

2 產能主控因素

主體區14口調整井產能對比如表1所示，實際投產初產高于方案設計初期產能，與渤海S油田高含水期調整井實際產能超過方案設計值的規律類同[7]。對于影響產能的主控因素，經地質、開發多角度綜合研究發現，主控因素主要為構造因素、儲層厚度和水淹厚度。

表1 14口調整井數據

2.1 構造因素

斷塊油藏中油水的分布主要受構造所控制，基于油水分異作用，構造高部位剩余油相對富集[8]，構造中部次之，構造底部位最差。A油田主體區14口調整井中位于構造高部或相對高部位的有10口井，如表2所示，投產初期平均日產油88.8 m3/d，扣除2口由于工程原因低產的井，平均日產油104.8 m3/d；位于構造中部位有4口井，投產初期平均日產油70 m3/d。構造高部位新鉆調整井更容易獲得較高產能。

2.2 儲層厚度

調整井鉆遇儲層厚度與初期產能關系如圖1所示，儲層厚度與產能成正比，鉆遇儲層越厚，表明儲層發育越好，展布狀況越好，油井易獲得高產能。因此，鉆遇儲層厚度是影響調整井產能的重要因素。

表2 調整井產能與構造因素關系井號初期日產油/(m3/d)構造位置序號調整初期平均日產油/(m3/d)序號調整初期平均日產油/(m3/d)備注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工程原因低產工程原因低產E47中部1F45中部2K98中部3L90中部470

2.3 水淹厚度

水淹層對油井生產效果有較大影響[9-11]。圖2為水淹比例(目的層實鉆水淹厚度除以目的層實鉆儲層厚度)與日產油的關系統計，顯示兩者成反比關系，鉆遇水淹厚度越小、水淹比例越小，說明油層采出程度越低，油井易獲得較高產能。例如：投產初期產能最高的4口井分別是A井、B井、C井、D井，初期產能分別是103，131，136，150 m3/d，目的層段鉆遇儲層厚度78，103，77，52 m，目的層段鉆遇水淹層厚度17，40，3，4 m，水淹比例21.8%、38.8%、3.9%、7.7%。其中，A井、C井、D井產能較高的原因是鉆遇儲層厚度較大，水淹層厚度小；B井產能較高的原因是鉆遇儲層厚度較大，為103 m，水淹層厚度中等。

圖1 鉆遇儲層厚度與初期產能關系

3 風險及潛力區評價篩選方法

儲層厚度、水淹程度、構造部位為影響A油田新鉆調整井初產的重要因素，選取儲層厚度占比、水淹比例、構造位置作為評價指標，對A區進行風險區及潛力區評價。

3.1 儲層厚度占比

圖3為A區F50-F100油組<2 m的砂層厚度占比等值線圖，圖4為A區F50-F100油組>5 m的砂層厚度占比等值線圖，可以看出，平面上差異性很大。產能未達預期的E井和F井，均位于<2 m砂層厚度占比的高值區和>5 m砂層厚度占比的低值區，說明鉆遇儲層中薄層厚度占比越大，新鉆井獲得高產的可能性越小，而厚層厚度占比越大，新鉆井獲得高產的可能性越大。統計確定：薄層厚度占比≥30%、厚層厚度占比<30%的區域為風險區，厚層厚度占比≥30%的區域為潛力區。

圖2 儲層水淹比例與初期產能關系

3.2 水淹比例

圖5為A區F50-F100油組水淹比例等值線圖，顯示水淹比例平面上分布差異性也較大，局部區域水淹比例超過20%，顯示其水淹程度高。未達預期產能的E井，位于水淹比例高值區，說明水淹比例越大，新鉆井獲得高產的可能性越小，反之亦然。研究確定：低水淹層比例(水淹比例<10%)的區域為潛力區，高水淹層比例(水淹比例≥20%)的區域為風險區。

圖3 A區F50-100油組<2m砂層厚度占比 圖4 A區F50-100油組>5m砂層厚度占比 圖5 A區F50-100油組水淹比例

3.3 潛力區篩選方法及結果

基于儲層厚度占比、水淹比例評價指標，結合構造位置，建立高產區篩選條件：①水淹比例<10%，②厚層厚度占比≥30%，③構造高部位。利用建模軟件分別建立水淹比例和厚層厚度占比層面，在二維平面內，將水淹比例≥10%和厚層厚度占比<30%的層面區域分別以不同底色陰影顯示，陰影區域與A區油組構造等值線圖疊合，無陰影遮蓋的構造高部位有利區域即為高產潛力區，從而選定A區東北部、中部及南部近斷層處為高產潛力區，如圖6和圖7所示。實際調整挖潛中若調整篩選條件的界限，則疊合區域的范圍會相應變動，依據變化后的結果即可直接快速圈定相應潛力區。

圖6 A區F50油組潛力區分布 圖7 A區F80油組潛力區分布

4 篩選結果驗證

4.1 開采現狀驗證

圖8為A區F50-F100油組開發現狀圖，其與潛力區疊合來驗證潛力區可靠性。

圖8 A區F50-F100油組開發現狀

結果顯示：①東北部潛力區在產井較少，井網可以進一步加密；②中部潛力區在產井中以生產F80和F100油組為主，其他油組射開相對較少，存在進一步挖潛的空間；③南部近斷層處潛力區在產井普遍含水較高，存在一定風險。

4.2 水淹狀況驗證

由圖9可知，水淹圖疊合驗證顯示，A區東北部潛力區各主力層(F50、F62、F72、F82、F92、F102小層)水淹程度相對較弱，說明其剩余油比較富集，新鉆井獲得高產的潛力較大。

圖9 A區北部F50、F62、F72、F82、FL92、F102小層水淹分布

4.3 壓力狀況驗證

壓力狀況可靠性驗證，如圖10所示，A區中部和南部潛力區主力層上段存在超壓現象，反映地層能量充足、供液能力強，調整井高產概率大，而主力層下段地層存在一定虧壓，指示鉆井過程中存在漏失風險。

4.4 驗證總結

采用動態成果對評價結果進行可靠性驗證，顯示A區東北部、中部及南部近斷層處3個潛力區具備較高挖掘潛力，可作為調整井目標區。整體上產能主控因素選取有利，調整井潛力區評價指標具有導向價值，評價篩選方法快速有效，實用性和可操作性強。

5 結論

(1)基于調整井實施效果綜合評價研究，確定了影響研究區調整井產能的重要主控因素是儲層厚度、水淹程度、構造位置。

(2)依據產能主控因素分析，綜合研判風險區及潛力區評價指標，將儲層厚度占比、水淹比例以及構造因素作為篩選條件，建立了一種基于建模層面快速實現潛力區域篩選的評價方法。

圖10 A區中南部主力小層壓力分布

(3)根據調整井潛力區評價篩選方法，對目標油田A區進行了風險區及潛力區評價篩選，最終確定了A區東北部、中部及南部近斷層處3個高產潛力區。

(4)評價結果與動態成果疊合進行可靠程度驗證，顯示3個潛力區均具較高挖掘潛力，潛力區篩選結果可靠，可直接用作調整井部署有利目標區。

(5)基于產能主控因素分析的調整井潛力區評價篩選的方法，具有較好符合度和可靠度，評價篩選方法快速有效，具較高實用性和可操作性，對于同類油田調整井潛力區快速評價篩選具有較好的借鑒意義。