夏9井八道湾组油井产能影响因素研究

【摘要】为准确预测超夏9井八道湾组油藏的油井产能，需要分析研究夏9井八道湾组油藏油井产能的影响因素。根据夏9井八道湾组油藏的油井产能发现，夏9井区侏罗系八道湾组J1b5油藏油井产能主要受储层有效厚度、沉积微相等因素影响，在有效厚度大、构造低部位和河道微相及有效厚度大部位初期产能较高。

【关键词】八道湾组 油井产能 影响因素

夏9井区侏罗系八道湾组是具有构造背景的岩性油藏。构造形态为一狭长的北东东向鼻状背斜，向南西西向倾没；背斜南、北两翼不对称，南翼较北翼陡，南翼50～160，北翼30～50，八道湾组自上而下发育J1b1、J1b4、J1b5三个砂层组，其中J1b5砂层组为主力油层。

J1b5层有效厚度在油南及中南部较发育，平均为8.4m，其次为中北部及边部，平均为5.0m；油井单井初期产能及累积产量较高区域主要分布于油南及中南部，其次为中北部及边部。研究发现有效厚度的发育程度、沉积微相等是影响油井产能的主要因素。

1 有效厚度

夏9井区侏罗系八道湾组油藏构造形态为一狭长的北东东向鼻状背斜，向南西西倾没。综合油藏初期产能和累积产量分布图（附图16、附图17），西部构造低部位产量较高（初期平均单井日产油5.3t，平均单井累积产油4229t），东部构造高部位产量较低（初期平均单井日产油2.9t，平均单井累积产油2215t）；且构造轴部的产量略高，如X1569井、X1542井、X1520井、X1510井、X1589、XJ313井，其中X1589井累积产油9652t，鼻梁高于两翼（表1）。

2 沉积微相影响

八道湾组主要发育辫状河沉积相，以河道和河漫亚相为主，平面上，J1b5层以辫状河道和心滩微相为主，次为河漫沼泽微相，天然堤微相基本不发育。剖面上，J1b5层顶部发育以深灰色泥岩和煤层的河漫沼泽微相；中下部发育以不等粒砾岩和砂质不等粒砾岩的心滩微相，具有交错层理，平行层理，孔渗性好；底部的粗粒沉积物为辫状河道滞留沉积。J1b5层全区均有发育，埋藏深度1458-1652m，物源方向为北东-南西向；沉积厚度10-34m，平均18.3m，由鼻隆向两翼、西南向东北方向变薄的趋势。

八道湾组主要沉积辫状河道和心滩微相，物源方向为北东-南西向，河道微相发育区域有效厚度厚（7.2m），初期产能（4.1t）高于心滩区域（3.0t）；河道区域累积产油量（3179t）也高于心滩区域（2508t）（表2）。

3 储层与产能综合评价

J1b5层有效厚度发育程度是油井初期产能、累积产量高低的主要影响因素。根据J1b5层储能系数分布（有效厚度与孔隙度及含油饱和度乘积） 及油藏开发特征，油藏分区性较明显；储能系数大于0.5的区域为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ区，储能系数小于0.5的区域为边底水区。

3.1 边底水区储能系数小，产能较低

边底水区主要位于油藏北部及东北部，储能系数仅为0.26，初期产能为3.1t。投产初期含水为72%，水全分析矿化度平均为5886.8mg/l，高于油藏平均地层水矿化度5200mg/l。

3.2 Ⅰ区储能系数高，有效厚度大，见水见效好

Ⅰ区位于油藏构造低部位，有效厚度大（9.4m），初期产能 高（5.3t），储层物性好，易见水见效，且多数井双向受效，开发效果好，平均单井累积产油量高（4490t），但非均质性强（渗透率级差23.7），含水较高。

3.3 Ⅱ区受构造和沉积相影响，水推速度慢

Ⅱ区位于油藏中南部，有效厚度（7.2m）低于Ⅰ区（9.4m），初期产能（3.3t）低于Ⅰ区（5.3t）；孔渗较高，累积产量较高，但受构造影响，沉积相主要为心滩，水推速度较慢（平均0.6m/d），初期不见效压力降，见效后压力回升。

3.4 Ⅲ区位于构造高部位，有效厚度薄

Ⅲ区位于油藏中东部构造高部位，有效厚度薄（6.4m），初期产能低（3.2t）；大部分地区储层物性较差，注水见效慢，累积产油量较低（2243t），但非均质性相对较好，累积含水较低。

4 结论

研究发现夏9井区侏罗系八道湾组J1b5油藏油井产能主要受储层有效厚度、沉积微相等因素影响，在有效厚度大、构造低部位和河道微相及有效厚度大部位初期产能较高。边底水区储能系数小，产能较低，Ⅰ区储能系数高，有效厚度大，见水见效好，Ⅱ区受构造和沉积相影响，水推速度慢，Ⅲ区位于构造高部位，有效厚度薄。

参考文献

[1] 王瑞飞，陈明强.特低渗透砂岩储层可动流体赋存特征及影响因素[J].石油学报，2008，29（4）：558-561

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