海上老油田多層油藏加密井產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法
——以渤海A油田N區(qū)塊為例

郜益華，姜 彬，張迎春，苑志旺，康博韜，段瑞凱，李晨曦，陳國(guó)寧

（1.中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028；2.中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司,北京 100026）

渤海A 油田屬于典型的海上多層油藏，開(kāi)發(fā)初期以一套層系合采為主，自2013年開(kāi)始進(jìn)行綜合調(diào)整，逐步形成明化鎮(zhèn)組、館陶組上亞段、館陶組下亞段3套開(kāi)發(fā)層系。通過(guò)多年動(dòng)態(tài)分析和開(kāi)發(fā)規(guī)律研究，3 套層系仍無(wú)法滿(mǎn)足該油田的高效開(kāi)發(fā)。2019年開(kāi)始進(jìn)行深化治理，通過(guò)加密井網(wǎng)進(jìn)一步開(kāi)展層系重組。而加密井的產(chǎn)能評(píng)價(jià)對(duì)調(diào)整方案的編制具有重要意義，其評(píng)價(jià)結(jié)果將直接關(guān)系到調(diào)整方案的經(jīng)濟(jì)性［1-2］。

對(duì)于海上老油田多層油藏加密井的產(chǎn)能評(píng)價(jià)目前難度較大，主要原因有2方面：受各層注采井網(wǎng)完善程度、縱向?qū)娱g非均質(zhì)性等因素影響［3-14］，部分射開(kāi)層對(duì)加密井穩(wěn)定產(chǎn)能幾乎沒(méi)有貢獻(xiàn)，需要綜合分析各層動(dòng)態(tài)注采受效情況對(duì)加密井產(chǎn)能的影響；同時(shí)老油田經(jīng)過(guò)多次調(diào)整儲(chǔ)層已發(fā)生不同程度的水淹，投產(chǎn)初期即含水是許多海上老油田加密井的顯著開(kāi)發(fā)特征，因此需要考慮不同含水率對(duì)多層合采井產(chǎn)能的影響［1，11，15］。對(duì)于多層合采井部分儲(chǔ)層對(duì)產(chǎn)能貢獻(xiàn)低甚至無(wú)貢獻(xiàn)的現(xiàn)象，許多學(xué)者采用層間干擾系數(shù)來(lái)表征［5-18］，該物理量的引入從理論角度定義了注采井縱向非均質(zhì)性對(duì)多層合采井產(chǎn)能的影響。但對(duì)于層間干擾系數(shù)的定量表征一直是研究的難點(diǎn)，目前主要包括室內(nèi)物理實(shí)驗(yàn)?zāi)M［6，10］、分采管柱實(shí)測(cè)［13］、油藏工程方法理論計(jì)算［14，18］、實(shí)際動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)反演［6，15-17］4 類(lèi)方法。其中物理實(shí)驗(yàn)?zāi)M可以得到清晰明確的研究結(jié)果，但是由于考慮因素有限和模擬尺度的影響無(wú)法直接應(yīng)用于礦場(chǎng)［6，10］；分采管柱實(shí)測(cè)層間干擾系數(shù)的方法雖然準(zhǔn)確度較高，但費(fèi)時(shí)費(fèi)力，同時(shí)考慮海上作業(yè)成本和平臺(tái)作業(yè)量限制，實(shí)際操作成本高［6，13］；基于油藏工程方法理論推導(dǎo)層間干擾系數(shù)，邏輯嚴(yán)謹(jǐn)、易于推廣，但偏于理想［6，14，18］；而利用實(shí)際動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)反演層間干擾系數(shù)無(wú)需海上作業(yè)且可靠性較高，但該方法的局限性在于需要大量準(zhǔn)確程度較高的動(dòng)靜態(tài)資料配合，否則反演得到的結(jié)果可能是影響加密井產(chǎn)能的其他因素而非單一層間干擾因素，實(shí)際應(yīng)用難度較大［6，15-17］。而針對(duì)不同含水率對(duì)加密井產(chǎn)能的影響，馬奎前等總結(jié)了渤海S油田米采油指數(shù)與含水率的關(guān)系，定性地描述了含水率對(duì)加密井產(chǎn)能的影響［1］；黃世軍等均引入不同含水階段層間干擾系數(shù)和相對(duì)滲透率來(lái)定量表征含水率對(duì)多層合采井產(chǎn)能的影響［11，15］。

基于老油田動(dòng)靜態(tài)資料提出一種多層油藏加密井產(chǎn)能評(píng)價(jià)的新思路和方法。在注采連通率的基礎(chǔ)上引入注采受效率的概念和分析流程，剔除對(duì)穩(wěn)定產(chǎn)能無(wú)貢獻(xiàn)的注采不受效層，僅研究注采受效層對(duì)多層油藏加密井穩(wěn)定產(chǎn)能的影響；同時(shí)利用老油田生產(chǎn)數(shù)據(jù)計(jì)算動(dòng)態(tài)相對(duì)滲透率和無(wú)因次采液指數(shù)，校正含水率對(duì)多層合采井產(chǎn)能的影響，以渤海A油田N區(qū)塊的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用驗(yàn)證方法的可靠性。

1 多層油藏注采受效分析方法

1.1 注采受效率的定義

對(duì)于多層油藏，通常采用注采連通率來(lái)表征注水井與采油井的注采連通情況，注采連通率指現(xiàn)有井網(wǎng)條件下與注水井連通的采油井射開(kāi)有效厚度與采油井射開(kāi)總有效厚度之比［19-21］。該物理量的局限性在于注重從靜態(tài)上描述注采井之間的連通關(guān)系，對(duì)實(shí)際開(kāi)發(fā)中的動(dòng)態(tài)注采受效情況考慮不足。

針對(duì)上述問(wèn)題，引入注采受效率來(lái)表征動(dòng)態(tài)注采受效情況。注采受效率是指在目前井網(wǎng)條件下與注水井形成有效注采關(guān)系的采油井射開(kāi)有效厚度占采油井射開(kāi)總有效厚度的比例。引入注采受效率的目的在于以油井為中心從靜態(tài)和動(dòng)態(tài)2方面描述老油田加密井的受效情況，更好地表征多層合采條件下動(dòng)態(tài)注采連通性，從而剔除對(duì)穩(wěn)定產(chǎn)能無(wú)貢獻(xiàn)的注采不受效層的影響。

1.2 注采受效分析流程

根據(jù)引入的注采受效率定義，綜合測(cè)井解釋水淹成果、MDT測(cè)壓資料、PLT測(cè)試資料以及靜態(tài)地質(zhì)認(rèn)識(shí)，建立針對(duì)海上老油田多層油藏的注采受效分析流程（圖1）。

圖1 海上老油田多層油藏生產(chǎn)井注采受效分析流程Fig.1 Analysis process of injection-production affection efficiency for producers in multi-layer reservoirs of old offshore oilfields

以待分析生產(chǎn)井過(guò)路小層為索引，逐小層分析待分析井注采受效情況。主要流程如下：①根據(jù)待分析井或其近期投產(chǎn)鄰井鉆后測(cè)井解釋水淹情況分析注采受效情況。若待分析井測(cè)井解釋結(jié)果為小層中已水淹，或者待分析井測(cè)井解釋結(jié)果為小層中未水淹但周?chē)従?，且由老井注采流線(xiàn)判斷待分析井位于老井注采流線(xiàn)附近，說(shuō)明待分析井與注水井連通且受效，則待分析井在該小層射孔后將注采受效，例如情況一；若待分析井及其周?chē)従此?，則僅利用水淹解釋結(jié)果無(wú)法確定是否注采受效。②根據(jù)待分析井MDT 測(cè)壓資料顯示的超欠壓情況分析注采受效情況。對(duì)于待分析井及其鄰井在該小層均未水淹的情況，若MDT 顯示待分析井在該小層超壓且注采井靜態(tài)連通，說(shuō)明注水導(dǎo)致超壓，則待分析井在該小層射孔后注采受效，例如情況四；若MDT 顯示待分析井在該小層欠壓或無(wú)MDT 測(cè)試資料，且注采靜態(tài)不連通或連通性差，說(shuō)明發(fā)生過(guò)短期衰竭開(kāi)發(fā)造成欠壓，則待分析井在該小層注采不受效，對(duì)穩(wěn)定產(chǎn)能基本無(wú)貢獻(xiàn)，例如情況五；若待分析井在該小層欠壓或無(wú)MDT 測(cè)試資料，但靜態(tài)注采連通性好，說(shuō)明注采不平衡造成欠壓，則待分析井在該小層射孔后注采受效，例如情況六。③根據(jù)PLT資料輔助分析注采受效情況。對(duì)于MDT 欠壓且注采受效的情況，例如情況六或情況一中MDT 欠壓時(shí)，根據(jù)PLT 測(cè)試資料估算井組在該小層內(nèi)的累積注采比，若累積注采比小于1 則注采受效分析結(jié)果合理。④對(duì)于水淹解釋成果、MDT 測(cè)壓資料、PLT 測(cè)試資料與注采受效分析結(jié)果存在相互矛盾的情況，需核實(shí)水淹解釋、MDT 測(cè)壓數(shù)據(jù)及縱向小層劃分可靠性和局部縱向連通的可能性，根據(jù)核實(shí)后的結(jié)果依據(jù)步驟①—③重新分析，例如情況二和三。其中情況二測(cè)井解釋水淹但根據(jù)老井注采流線(xiàn)分析未找到來(lái)水方向和對(duì)應(yīng)注水井，則需核實(shí)水淹解釋成果的可靠性、是否存在局部縱向連通或縱向小層劃分可靠性等問(wèn)題；對(duì)于情況三MDT測(cè)試超壓而靜態(tài)注采不連通，無(wú)注水來(lái)源，則需核實(shí)MDT 測(cè)試結(jié)果的可靠性，是否存在局部縱向連通或縱向小層劃分可靠性等問(wèn)題。

1.3 注采受效分析實(shí)例

為了詳細(xì)闡明注采受效率的分析流程，對(duì)圖1中的情況一、四、五、六分別給出了具體的分析實(shí)例。

情況一：以B-6 井在L102 層的注采受效情況分析為例（圖2）。測(cè)井解釋結(jié)果為B-6井在L102層底部強(qiáng)水淹（圖2a），說(shuō)明該井在該層存在受效注水井。同時(shí)B-6井位于老井B-18和B-19的注采主流線(xiàn)上（圖2b），而連井剖面和厚度分布圖顯示注水井B-18 與B-6 井靜態(tài)連通性好（圖2a 和2b）。而PLT測(cè)試結(jié)果表明注水井B-18 在L102 層吸水比例為29%（圖2c），吸水量較高。綜合上述分析，生產(chǎn)井B-6在L102層與注水井B-18注采受效。

圖2 情況一注采受效分析過(guò)程Fig.2 Analysis process of injection-production affection in Case1

情況四：以B-7 井在L76 層的注采受效情況分析為例（圖3）。測(cè)井解釋結(jié)果為B-7 井在L76 層未水淹（圖3a），僅基于該資料無(wú)法判斷注采受效情況。而MDT 測(cè)壓資料表明B-7 井在L76 層超壓（圖3c），說(shuō)明B-7 井與注水井連通，累積注采比大于1造成井點(diǎn)處超壓。同時(shí)連井剖面和厚度分布圖顯示注水井B-16 與B-7 井靜態(tài)連通性好（圖3a 和3b），而B(niǎo)-7井位于老井B-16與B-13井注采主流線(xiàn)附近（圖3b）。PLT 測(cè)試結(jié)果表明注水井B-16 在L60—L76 層吸水比例為29%，吸水比例高。綜合上述分析，生產(chǎn)井B-7 井在L76 層與注水井B-16 注采受效。

圖3 情況四注采受效分析過(guò)程Fig.3 Analysis process of injection-production affection in Case4

情況五：以B-8 井在L90 層的注采受效情況分析為例（圖4）。測(cè)井解釋結(jié)果表明B-8 井在L90 層未發(fā)生水淹，僅基于該資料無(wú)法判斷注采受效情況。而B(niǎo)-8—B-18—B-17 連井剖面和厚度分布圖顯示B-8井與注水井B-17和B-18靜態(tài)不連通或連通性差（圖4a 和4b）。PLT 測(cè)試結(jié)果表明注水井在L90層吸水比例僅為0.8%，吸水比例很低，說(shuō)明未形成有效注采關(guān)系。綜合上述分析，生產(chǎn)井B-8 在L90層注采不受效。

圖4 情況五注采受效分析過(guò)程Fig.4 Analysis process of injection-production affection in Case5

情況六：以B-10 井在L92 層的注采受效情況分析為例（圖5），測(cè)井解釋結(jié)果表明B-10 井在L92 層未發(fā)生水淹，僅基于該資料無(wú)法判斷注采受效情況。而B(niǎo)-17—B-10—B-15連井剖面和厚度分布圖顯示L92 層發(fā)育3 套砂體，而生產(chǎn)井B-10 與注水井B-17 和B-15 在下部砂體靜態(tài)連通（圖5a 和5b）。而MDT 測(cè)壓資料表明B-10 井在L92 層欠壓（圖5c），可能由于注采不平衡造成井點(diǎn)處欠壓，需結(jié)合PLT測(cè)試資料驗(yàn)證。PLT測(cè)試結(jié)果表明注水井B-15和B-17 在L92 層吸水比例分別為5%和13%（圖5d），吸水比例偏低，造成B-10 井MDT 測(cè)試欠壓。綜合上述分析，生產(chǎn)井B-10 與注水井B-15 和B-17在L92層注采受效。

圖5 情況六注采受效分析過(guò)程Fig.5 Analysis process of injection-production affection in Case6

通過(guò)上述流程與方法，對(duì)渤海A 油田N 區(qū)塊29口采用相同完井方式生產(chǎn)井的注采受效情況進(jìn)行分析，并根據(jù)定義計(jì)算注采受效率。計(jì)算結(jié)果（表1）表明，該區(qū)塊注采受效率差異較大，其值為36%～100%，平均注采受效率為73%，因此有必要開(kāi)展細(xì)分層系加密調(diào)整，提高注采受效率，改善開(kāi)發(fā)效果。

表1 渤海A油田N區(qū)塊29口生產(chǎn)井注采受效率統(tǒng)計(jì)結(jié)果Table1 Statistics of injection-production affection efficiencies of 29 wells in Block N of Bohai A Oilfield

2 基于動(dòng)態(tài)相對(duì)滲透率的產(chǎn)能校正方法

為描述含水率對(duì)產(chǎn)能的影響，利用油水相對(duì)滲透率計(jì)算無(wú)因次采液指數(shù)，以表征不同含水率下加密井產(chǎn)能的變化。而一些學(xué)者的研究表明：巖心測(cè)試得到的相對(duì)滲透率很難反映油田層間和平面非均質(zhì)性對(duì)油水流動(dòng)能力和含水率變化規(guī)律的影響，而利用油田動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)計(jì)算得到的相對(duì)滲透率不僅反映了油田巖石和流體的特征，也反映了非均質(zhì)性對(duì)油水流動(dòng)能力的影響［22-24］。因此，利用海上老油田多層油藏動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)計(jì)算動(dòng)態(tài)相對(duì)滲透率和無(wú)因次采液指數(shù)，宏觀地表征多層合采開(kāi)發(fā)模式下縱向注采連通性差異和層間非均質(zhì)性在不同含水率下對(duì)油水相對(duì)流動(dòng)能力和加密井產(chǎn)能的影響，從而將不同含水率下的采液指數(shù)校正至無(wú)水采油期時(shí)的采油指數(shù)。

考慮到廣適水驅(qū)曲線(xiàn)可用于不同含水率階段，且對(duì)海上水驅(qū)油藏適用性強(qiáng)［25-26］，基于廣適水驅(qū)曲線(xiàn)計(jì)算動(dòng)態(tài)相對(duì)滲透率。利用生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合廣適水驅(qū)曲線(xiàn)，其表達(dá)式為［25-26］：

采用（1）式對(duì)渤海A 油田N 區(qū)塊實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，由結(jié)果（圖6）可以看出，廣適水驅(qū)曲線(xiàn)模型擬合效果較好，相關(guān)系數(shù)大于0.99，同時(shí)含水率整體擬合效果較好。根據(jù)擬合得到的系數(shù)a，q和NR，計(jì)算得到水相指數(shù)、油相指數(shù)以及殘余油飽和度下的水相相對(duì)滲透率，其表達(dá)式分別為［26］：

圖6 渤海A油田N區(qū)塊實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合情況Fig.6 Fitting results of actual production data in Block N of Bohai A Oilfield

根據(jù)（2）—（4）式，得到動(dòng)態(tài)水相相對(duì)滲透率和油相相對(duì)滲透率（圖7），其計(jì)算式為［26］：

圖7 基于生產(chǎn)數(shù)據(jù)的油水動(dòng)態(tài)相對(duì)滲透率曲線(xiàn)Fig.7 Dynamic relative permeability curves derived from production data

由動(dòng)態(tài)相對(duì)滲透率計(jì)算無(wú)因次采液指數(shù)和無(wú)因次采油指數(shù)（圖8），其表達(dá)式分別為：

圖8 基于動(dòng)態(tài)相對(duì)滲透率的無(wú)因次采液指數(shù)和無(wú)因次采油指數(shù)Fig.8 Dimensionless liquid productivity index and dimensionless oil productivity index derived from dynamic relative permeability

根據(jù)無(wú)因次采液指數(shù)定義［26］，可以將任意含水率下采液指數(shù)校正至無(wú)水采油期采油指數(shù)，其校正方法為：

應(yīng)用上述方法，選取渤海A 油田N 區(qū)塊相同完井方式下29 口生產(chǎn)井，將其投產(chǎn)1 a 平均采液指數(shù)校正至無(wú)水采油期采油指數(shù)作為產(chǎn)能評(píng)價(jià)圖版的樣本點(diǎn)。

3 加密井產(chǎn)能評(píng)價(jià)新方法及合理性論證

3.1 新方法的提出

通過(guò)注采受效率分析和基于動(dòng)態(tài)相對(duì)滲透率的產(chǎn)能校正研究，可避免定量分析不同含水率下層間干擾對(duì)多層合采井產(chǎn)能影響的難題。選擇渤海A油田N 區(qū)塊井底流壓數(shù)據(jù)完整、采用相同完井方式的29 口生產(chǎn)井為樣本點(diǎn)，以生產(chǎn)1 a 的產(chǎn)能作為穩(wěn)定產(chǎn)能，建立校正至無(wú)水采油期采油指數(shù)與注采受效層流動(dòng)系數(shù)的關(guān)系圖版（圖9）。由圖9可以看出，校正至無(wú)水采油期采油指數(shù)與注采受效層流動(dòng)系數(shù)呈較好的線(xiàn)性關(guān)系。

圖9 校正至無(wú)水采油期采油指數(shù)與注采受效層流動(dòng)系數(shù)的關(guān)系圖版Fig.9 Relationship of oil productivity index in no-water-cut stage and flow coefficient of affected layers

基于圖9，形成海上老油田多層油藏加密井產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法。新評(píng)價(jià)方法的步驟為：①根據(jù)流程圖1 分析加密井注采受效率，計(jì)算注采受效層流動(dòng)系數(shù)。②根據(jù)圖9和注采受效層流動(dòng)系數(shù)計(jì)算加密井無(wú)水采油期采油指數(shù)。③根據(jù)圖8計(jì)算加密井在不同含水率下的無(wú)因次采液指數(shù)。④根據(jù)生產(chǎn)壓差預(yù)測(cè)加密井在不同含水率下的產(chǎn)液量和產(chǎn)油量，其表達(dá)式如下：

3.2 合理性論證

為驗(yàn)證新方法的合理性，分別給出實(shí)際采液指數(shù)與注采受效層流動(dòng)系數(shù)關(guān)系圖版、校正至無(wú)水采油期采油指數(shù)與射開(kāi)層總流動(dòng)系數(shù)圖版（圖10，圖11）。對(duì)比圖9 和圖10、圖11 可看出：圖9 的擬合率顯著高于圖10和圖11，表明利用無(wú)水采油期采油指數(shù)與注采受效層流動(dòng)系數(shù)關(guān)系圖版可以得到更加準(zhǔn)確的加密井產(chǎn)能評(píng)價(jià)結(jié)果。其原因是：通過(guò)注采受效率的分析，剔除了對(duì)穩(wěn)定產(chǎn)能無(wú)貢獻(xiàn)的注采不受效層的影響；同時(shí)通過(guò)動(dòng)態(tài)相對(duì)滲透率將不同含水率下的采液指數(shù)校正至無(wú)水采油期采油指數(shù)，考慮了不同含水率階段多層合采加密井產(chǎn)能的變化。

圖10 實(shí)際采液指數(shù)與注采受效層流動(dòng)系數(shù)關(guān)系圖版Fig.10 Relationship between actual liquid productivity index and flow coefficient of affected layers

圖11 校正至無(wú)水采油期采油指數(shù)與射開(kāi)層總流動(dòng)系數(shù)圖版Fig.11 Relationship between oil productivity index in no-water-cut stage of oil production and flow coefficient of all perforated layers

同時(shí)，由圖9可見(jiàn)，樣本數(shù)據(jù)點(diǎn)仍存在波動(dòng)而不完全為直線(xiàn)，分析認(rèn)為主要有以下2點(diǎn)原因：①由于海上油田測(cè)試成本高，多數(shù)開(kāi)發(fā)井未進(jìn)行壓力恢復(fù)試井，圖9 由于資料不足未充分考慮不同加密井表皮系數(shù)差異對(duì)產(chǎn)能的影響，僅通過(guò)選擇相同完井方式的生產(chǎn)井作為樣本點(diǎn)避免完井方式差異對(duì)表皮系數(shù)的影響。②由于井組內(nèi)各生產(chǎn)井縱向合采層位差異大，難以分井組計(jì)算動(dòng)態(tài)相對(duì)滲透率，僅采用全油田動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)計(jì)算動(dòng)態(tài)相對(duì)滲透率，未考慮不同位置井組動(dòng)態(tài)相對(duì)滲透率的差異，存在一定誤差。

4 應(yīng)用實(shí)例

4.1 加密井產(chǎn)能評(píng)價(jià)

利用本文方法對(duì)渤海A油田N區(qū)塊新投產(chǎn)加密井產(chǎn)能進(jìn)行評(píng)價(jià)，計(jì)算結(jié)果（表2，圖12）表明，新方法評(píng)價(jià)得到的產(chǎn)能與實(shí)際產(chǎn)能基本相近，整體預(yù)測(cè)精度較高，滿(mǎn)足油田現(xiàn)場(chǎng)預(yù)測(cè)要求。

表2 加密井產(chǎn)能評(píng)價(jià)結(jié)果Table2 Evaluation results of infill well productivity

圖12 加密井實(shí)際產(chǎn)能與產(chǎn)能評(píng)價(jià)結(jié)果對(duì)比Fig.12 Comparison between actual infill well productivity and evaluation results

4.2 加密井物性下限圖版

基于提出的多層油藏加密井產(chǎn)能分析方法，結(jié)合合理生產(chǎn)壓差研究結(jié)果，得到不同含水率和初期日產(chǎn)油量目標(biāo)下的加密井物性下限篩選圖版（合理生產(chǎn)壓差取值為4 MPa）（圖13）。利用該圖版可以根據(jù)日產(chǎn)油量目標(biāo)和含水率確定加密井流動(dòng)系數(shù)下限，根據(jù)該物性下限可以指導(dǎo)加密井井位初選。

圖13 不同含水率和日產(chǎn)油量下加密井流動(dòng)系數(shù)下限圖版Fig.13 Flow coefficient lower-limit of infill wells at different water cuts and daily oil productions

5 結(jié)論

對(duì)于海上老油田多層油藏加密井，通常引入層間干擾系數(shù)來(lái)對(duì)其產(chǎn)能進(jìn)行評(píng)價(jià)，但層間干擾系數(shù)的定量表征難度大?；谧⒉墒苄实姆治龊蛣?dòng)態(tài)相對(duì)滲透率的應(yīng)用，建立了校正的無(wú)水采油期采油指數(shù)與注采受效層流動(dòng)系數(shù)的關(guān)系圖版，形成了一種多層油藏加密井不同含水率下的產(chǎn)能評(píng)價(jià)新方法，避免了多層油藏定量表征層間干擾系數(shù)的難題。對(duì)渤海A油田N區(qū)塊新投產(chǎn)加密井的產(chǎn)能評(píng)價(jià)驗(yàn)證了方法的可靠性，為海上老油田多層油藏提供了一種可操作性強(qiáng)、可靠性高的加密井產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法。在此基礎(chǔ)上形成不同含水率和日產(chǎn)油量目標(biāo)下的加密井流動(dòng)系數(shù)下限圖版，為該類(lèi)油藏的加密井井位初選提供依據(jù)。研究思路和方法對(duì)其他多層老油田加密井的產(chǎn)能評(píng)價(jià)和井位初選具有借鑒意義。

符號(hào)解釋

a，q——擬合系數(shù)；

Bo——原油體積系數(shù)，m3/m3；

Bw——地層水體積系數(shù)，m3/m3；

fw——含水率，%；

JDL——無(wú)因次采液指數(shù)；

JDL（fw）——實(shí)際含水率下無(wú)因次采液指數(shù)；

JDo——無(wú)因次采油指數(shù)；

JL——采液指數(shù)，m3/（d·MPa）；

Jo——采油指數(shù)，m3/（d·MPa）；

Jo（fw=0）——無(wú)水采油期采油指數(shù)，m3/（d·MPa）；

Kro——油相相對(duì)滲透率，小數(shù)；

Krw——水相相對(duì)滲透率，小數(shù)；

no——油相指數(shù)，小數(shù)；

nw——水相指數(shù)，小數(shù)；

Np——累積產(chǎn)油量，104m3；

NR——可動(dòng)油儲(chǔ)量，104m3；

Δp——設(shè)計(jì)生產(chǎn)壓差，MPa；

QL（fw）——實(shí)際含水率下日產(chǎn)液量，m3/d；

Qo（fw）——實(shí)際含水率下日產(chǎn)油量，m3/d；

Sor——?dú)堄嘤惋柡投?，小?shù)；

Sw——含水飽和度，小數(shù)；

Swi——束縛水飽和度，小數(shù)；

Wp——累積產(chǎn)水量，104m3；

x——某含水率，%；

μo——原油黏度，mPa·s；

μw——地層水黏度，mPa·s。