瑪湖凹陷砂礫巖儲層分類與產(chǎn)能預(yù)測方法研究

蘇靜，楊璐，邵廣輝，林茂山，張艷麗，胡旋，董旭龍

1.中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000

2.中國石油招標中心新疆分中心，新疆 克拉瑪依 834000

3.中國石油集團測井有限公司地質(zhì)研究院，陜西 西安 710000

4.中國石油集團測井有限公司吐哈分公司，新疆 哈密 839009

5.中國石油集團測井有限公司新疆分公司，新疆 克拉瑪依 834000

近年來圍繞瑪湖凹陷開展油氣勘探，發(fā)現(xiàn)了北部百口泉組、南部上烏爾禾組兩大油區(qū)，其中瑪湖凹陷二疊系烏爾禾組砂礫巖油藏展現(xiàn)出巨大的勘探前景[1]。準噶爾盆地環(huán)瑪湖凹陷南斜坡二疊系烏爾禾組為典型的礫巖儲層，其巖性及物性非均質(zhì)性強、砂泥礫混雜、黏土含量高、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、物性差[2]。壓裂改造后井間產(chǎn)能差異大，靜態(tài)資料評價認識有時與試油結(jié)果不符，給試油及壓裂選層帶來困難。因此，亟需建立研究區(qū)砂礫巖儲層分類與產(chǎn)能預(yù)測模型。

儲層分類是油藏描述的重要內(nèi)容之一，目前已有很多分類方法，主要分為兩類[3-6]：①基于儲層的宏觀參數(shù)進行儲層分類，如孔隙度，滲透率；②基于儲層的孔隙類型和孔隙結(jié)構(gòu)進行儲層分類。儲層產(chǎn)能預(yù)測需要解決建立符合實際的產(chǎn)能預(yù)測模型以及校正各種影響因素兩個關(guān)鍵問題，從而提高儲層產(chǎn)能預(yù)測精度[7]。目前對于油田中儲層產(chǎn)能預(yù)測方法主要分為4類[8-9]：①基于試井、鉆桿地層測試、電纜地層測試資料的產(chǎn)能預(yù)測；②基于試井、試油、測井等資料的產(chǎn)能預(yù)測；③基于節(jié)點分析，獲得單井產(chǎn)能的解析解或半解析解；④基于油藏數(shù)值模擬得到研究區(qū)所有油氣井的動態(tài)產(chǎn)能。在油氣實際生產(chǎn)中，需要根據(jù)油氣勘探開發(fā)的不同階段、不同開發(fā)方式采用不同的產(chǎn)能預(yù)測方法。對于勘探過程中的產(chǎn)能預(yù)測，主要是對測井資料加以分析，獲得產(chǎn)能預(yù)測模型。測井資料主要反映地層的靜態(tài)屬性，采用較多的是產(chǎn)能指數(shù)法分析統(tǒng)計產(chǎn)能與地層滲透率、油氣含量、孔隙結(jié)構(gòu)、有效厚度等參數(shù)的關(guān)系，構(gòu)建各種產(chǎn)能指數(shù)模型，利用測井資料計算產(chǎn)能指數(shù)[10-15]。

不同地區(qū)的儲層分類標準和產(chǎn)能預(yù)測方法的效果不同，瑪湖凹陷砂礫巖儲層復(fù)雜，試油產(chǎn)能結(jié)果與預(yù)期符合度較差，儲層分類和產(chǎn)能預(yù)測受多重因素影響。為此，筆者基于地質(zhì)錄井、測井、試油等各類數(shù)據(jù)，分析了瑪湖凹陷砂礫巖儲層的產(chǎn)能主控因素，提出新的儲層分類方法和產(chǎn)能預(yù)測方法，并對研究區(qū)的井段進行儲層分類和產(chǎn)能預(yù)測。

1 地質(zhì)背景

準噶爾盆地中央坳陷瑪湖凹陷是中央坳陷分布最北的一個二級構(gòu)造單元，凹陷內(nèi)沉積巨厚泥巖，是準噶爾盆地最重要的烴源區(qū)之一[16-17]。整體構(gòu)造特征具成排分布特點，斷背斜沿構(gòu)造帶呈珠狀排列，是海西構(gòu)造運動的產(chǎn)物。淺層逐步成為單斜構(gòu)造，傾向南東?？税傩逼挛挥跍矢翣柵璧匚鞅本墰_斷帶的中段，克百斷裂下盤斜坡帶，為一鼻隆構(gòu)造，東北翼平緩，以斜坡向瑪湖凹陷過渡，南翼向中拐凸起傾斜。該凸起是石炭紀-二疊紀古隆起，主要形成于晚海西運動，佳木河組沉積后期該區(qū)被強烈抬升，凸起高部位地層遭受剝蝕。二疊紀中晚期，上二疊統(tǒng)上烏爾禾組超覆沉積于凸起之上，與下伏二疊系佳木河組呈角度不整合接觸；三疊系-侏羅系披覆其上，隆起幅度較小。燕山運動使凸起區(qū)進一步抬升，形成了向東南單傾的構(gòu)造格局；喜馬拉雅運動期最終掀斜定型，但影響相對較弱。斜坡區(qū)受區(qū)域構(gòu)造條件和沉積條件所限，斷裂相對較少，砂泥巖互層發(fā)育，所形成的油藏往往與巖性有關(guān)，多為構(gòu)造背景下的巖性油藏。根據(jù)構(gòu)造位置可將瑪湖凹陷劃分為4個區(qū)塊，即：以瑪東2井、鹽北4井為代表的瑪東斜坡區(qū)，以瑪131為代表的瑪北斜坡區(qū)，以艾湖1井、瑪18井為代表的瑪西斜坡區(qū)，以瑪湖1井、瑪湖8井為代表的瑪南斜坡區(qū)。

2 瑪湖凹陷砂礫巖儲層分類

2.1 宏觀流動系數(shù)

儲層分類是后續(xù)儲層產(chǎn)能預(yù)測的基礎(chǔ)，而致密砂礫巖儲層產(chǎn)能主要受儲層物性、孔隙結(jié)構(gòu)、黏土含量、儲層厚度、地層壓力、壓裂改造等因素影響，不同的研究區(qū)域?qū)?yīng)不同的儲層產(chǎn)能主控因素?？紤]到試油方法和制度對最終試油結(jié)果影響較大，不能準確反映儲層的真實產(chǎn)能。因此，提出了宏觀流動系數(shù)(FH)來反映試油穩(wěn)定期儲層的滲流能力和產(chǎn)液能力，它能更好地表示儲層的產(chǎn)能。宏觀流動系數(shù)FH的表達式為：

(1)

式中：Qs為累計產(chǎn)液量；Qf為壓裂液總液量；ps為壓力損失比；pfo為地層壓力；pfl為流壓；n、m為系數(shù)，根據(jù)產(chǎn)液時間和壓裂液類型確定。

為了研究宏觀流動系數(shù)與儲層類型之間的關(guān)系，統(tǒng)計了研究區(qū)33個試油層的日產(chǎn)液量，并計算了33個試油層的宏觀流動系數(shù)。建立宏觀流動系數(shù)與日產(chǎn)液量之間的關(guān)系如圖1所示?；谌债a(chǎn)液量和宏觀流動系數(shù)，初步將儲層分為4類：Ⅰ類儲層，試油日產(chǎn)液量在25 t以上且FH大于4；Ⅱ類儲層，試油日產(chǎn)液量在10～25 t或FH介于2～4；Ⅲ類儲層，試油日產(chǎn)液量在5～10 t或FH介于1.25～2；Ⅳ類儲層，試油日產(chǎn)液量在5 t以下或FH小于1.25。

圖1 宏觀流動系數(shù)與日產(chǎn)液量關(guān)系圖

上述儲層分類方法是基于試油數(shù)據(jù)得到的，無法應(yīng)用到未試油層段的儲層分類。因此，本文將儲層產(chǎn)能的多個因素分為兩類，構(gòu)建兩個新的指數(shù)進行綜合儲層分類：儲層物性指數(shù)(IRPQ)和儲層壓力厚度指數(shù)(IPHQ)。

2.2 儲層物性指數(shù)

對于低滲透儲層，孔喉配置關(guān)系復(fù)雜，巖心孔隙度、滲透率的相關(guān)性變差，而儲層在物性上的宏觀表現(xiàn)往往反映是孔隙度、滲透率關(guān)系的變化。研究區(qū)利用滲透率與核磁共振有效孔隙度表征儲層孔喉配置關(guān)系，滲透率與核磁有效孔隙度的比值越大，儲層孔喉配置關(guān)系越好，滲流能力越強。以此為基礎(chǔ)，結(jié)合儲層常規(guī)測井孔隙度和核磁共振毛細管束縛水孔隙度的比值表征儲層整體孔隙和孔隙結(jié)構(gòu)的發(fā)育情況，比值越大，孔隙結(jié)構(gòu)越好，大孔隙越發(fā)育。根據(jù)研究區(qū)的儲層物性參數(shù)建立儲層物性指數(shù)(IRPQ)：

(2)

式中：φe為聲波和密度測井計算孔隙度；φAC為聲波孔隙度；φρ為密度孔隙度；φBVI為核磁共振毛細管束縛水孔隙度；φNMRe為核磁共振有效孔隙度；φNMRt為核磁共振總孔隙度；φNMRf為核磁共振可動流體孔隙度；K為核磁共振滲透率，基于Coates模型計算；ΔT為聲波時差；ΔTma為巖石骨架聲波時差；ΔTf為流體聲波時差；ρ為儲層密度；ρma為巖石骨架密度；ρf為流體密度；α和γ為經(jīng)驗系數(shù)，根據(jù)儲層巖性分類和膠結(jié)類型確定。

根據(jù)式(2)可知，它綜合考慮了儲層的儲集空間、孔隙結(jié)構(gòu)和單位孔隙的滲流能力，因此能全面地表征試油層的物性特征。

2.3 儲層壓力厚度指數(shù)

根據(jù)研究區(qū)的射孔資料和常規(guī)測井資料建立儲層壓力厚度指數(shù)(IPHQ)，其計算公式如下：

(3)

式中：H為射孔厚度；ρm為鉆穿目的層段時所使用的鉆井液密度，從一定程度上可反映地層壓力系數(shù)；ρms為試油層上覆泥巖電阻率；ΔTot為試油層段測井聲波時差；a、b和c為經(jīng)驗系數(shù)，根據(jù)儲層垂深、巖性種類確定。

式(3)運用到聲波時差和電阻率數(shù)據(jù)是因為快速沉積形成的泥巖欠壓實導(dǎo)致地層異常高壓，在測井上表現(xiàn)為高聲波時差和低電阻率。地層高壓導(dǎo)致泥巖中形成大量的微裂隙，從而增加了超壓泥巖中束縛水的相互聯(lián)系致使電阻率降低，超壓泥巖中含氣和水的微裂隙降低了聲波的傳播能力。同時，研究區(qū)二疊系烏爾禾組超壓帶的高聲波時差不僅僅是泥巖具有的特征，礫巖儲層孔隙流體超壓導(dǎo)致顆粒間有效應(yīng)力減小也引起儲層段低聲速異常。因此，本次研究綜合利用射孔厚度、上覆泥巖電阻率和儲層聲波時差與骨架比值來計算儲層壓力厚度指數(shù)。

對研究區(qū)24個試油層段進行儲層物性指數(shù)和儲層壓力厚度指數(shù)的計算，并作交會圖處理，如圖2所示，不同顏色數(shù)據(jù)點代表不同的宏觀流動系數(shù)。整體上看，儲層物性指數(shù)和宏觀流動系數(shù)存在正相關(guān)關(guān)系；儲層壓力厚度指數(shù)越大，宏觀流動系數(shù)也相對較大，進一步說明了可以依據(jù)儲層物性指數(shù)和儲層壓力厚度指數(shù)劃分儲層類別。結(jié)合之前基于宏觀流動系數(shù)得出的儲層分類結(jié)果，可將圖版進一步分為4個區(qū)間：第一區(qū)間為儲層物性指數(shù)和儲層壓力厚度指數(shù)均大，為Ⅰ類或Ⅱ類儲層；第二區(qū)間為儲層壓力厚度指數(shù)較大，但儲層物性指數(shù)相對較差；第三區(qū)間為儲層壓力厚度指數(shù)較低，但儲層物性指數(shù)較好，為Ⅲ類儲層；第四區(qū)間為儲層物性指數(shù)和儲層壓力厚度指數(shù)均差，為Ⅳ類儲層。由圖2可知，該研究區(qū)試油層一半以上為Ⅲ類儲層，其產(chǎn)能主要受儲層壓力厚度指數(shù)控制。根據(jù)上述結(jié)果，建立了研究區(qū)瑪湖凹陷砂礫巖儲層分類標準(見表1)。

表1 瑪湖凹陷砂礫巖儲層分類標準

圖2 瑪湖凹陷砂礫巖儲層分類圖版

3 儲層產(chǎn)能主控因素分析

不同地區(qū)影響儲層產(chǎn)能的因素不盡相同，本文將研究區(qū)儲層產(chǎn)能因素分為儲層性質(zhì)因素和儲層措施改造因素兩方面來分析。

3.1 儲層性質(zhì)因素

第2節(jié)的研究結(jié)果表明研究區(qū)宏觀流動系數(shù)與儲層產(chǎn)能為正相關(guān)關(guān)系，因此在研究儲層性質(zhì)對產(chǎn)能的影響時，主要分析儲層物性參數(shù)與宏觀流動系數(shù)之間的關(guān)系。首先，對24個試油層的孔隙度、毛細管束縛水孔隙度、儲層物性指數(shù)、黏土含量、地層壓力系數(shù)及射孔厚度與宏觀流動系數(shù)做相關(guān)性分析(見圖3)。由圖3可知，試油層的儲層物性參數(shù)均與宏觀流動系數(shù)有一定的正比或反比關(guān)系，但相關(guān)性都不強。

再對24個試油層的宏觀流動系數(shù)和不同儲層物性參數(shù)做柱狀圖統(tǒng)計分析(見圖4)。由圖4可知，第24號試油層，雖然其射孔厚度較薄，但因其地層壓力系數(shù)較高，從而宏觀流動系數(shù)較大；第23號試油層，孔隙度及儲層物性指數(shù)較低，但毛細管束縛水孔隙度也低，反映了該試油層以大孔隙為主，從而宏觀流動系數(shù)也較大。最終的試油結(jié)果也表明上述兩個試油層均獲得較高產(chǎn)能。因此，單一用其中一個或兩個參數(shù)無法實現(xiàn)準確判別儲層產(chǎn)能的目的，需進一步尋求各參數(shù)之間的關(guān)系，構(gòu)建綜合評價指數(shù)來判別儲層產(chǎn)能。

圖4 試油層宏觀流動系數(shù)和不同儲層物性參數(shù)的柱形圖

3.2 儲層措施改造因素

由于瑪南斜坡二疊系烏爾禾組礫巖儲層物性較差，退液試產(chǎn)過程中壓力及產(chǎn)量均下降，對應(yīng)的采液指數(shù)是變化的。本文利用相對穩(wěn)定時期單位生產(chǎn)壓差的日產(chǎn)液量作為采液指數(shù)進行研究，采液指數(shù)(J)計算公式如下：

(4)

式中：Qd為日產(chǎn)液量。

為了分析儲層措施改造因素對儲層產(chǎn)能的影響，分別繪出了采液指數(shù)與壓裂液總量、加砂(總)量、每米產(chǎn)液量以及每米加砂量之間的關(guān)系圖，如圖5所示。由圖5可知，瑪湖凹陷砂礫巖儲層措施改造規(guī)模大小與產(chǎn)能無明顯的相關(guān)關(guān)系。初步猜測的原因是措施改造對不同品質(zhì)的儲層影響程度不同，為了驗證該猜想，在儲層綜合分類的基礎(chǔ)上，再次對措施改造規(guī)模與產(chǎn)能的關(guān)系進行探索。

圖5 采液指數(shù)與措施改造參數(shù)之間的關(guān)系圖

1)Ⅰ類、Ⅱ類儲層與措施改造的關(guān)系。為了分析Ⅰ類、Ⅱ類儲層與措施改造的關(guān)系，將圖5中屬于Ⅰ類、Ⅱ類儲層的試油層段單獨分析，分別繪出了采液指數(shù)與每米產(chǎn)液量及每米加砂量關(guān)系，如圖6(a)、(b)所示，可以發(fā)現(xiàn)，對于Ⅰ類、Ⅱ類儲層，措施改造規(guī)模與產(chǎn)能沒有明顯的相關(guān)性，中等規(guī)模(每米產(chǎn)液量70 m3/m、每米加砂量7 m3/m)的措施改造，即可獲得較好的產(chǎn)能。

圖6 采液指數(shù)與每米產(chǎn)液量及每米加砂量關(guān)系圖

2)Ⅲ類、Ⅳ類與措施改造的關(guān)系。同樣地，分別繪出了Ⅲ類、Ⅳ類儲層采液指數(shù)與每米產(chǎn)液量及每米加砂量關(guān)系，如圖6(c)、(d)所示，可以看出，措施改造中的每米產(chǎn)液量、每米加砂量與采液指數(shù)均成正相關(guān)關(guān)系，從而認為措施改造對Ⅲ類、Ⅳ類儲層的產(chǎn)能影響較明顯。

綜合上述分析可知，在最終儲層產(chǎn)能評價中，應(yīng)分類考慮儲層措施改造對產(chǎn)能的影響因素。

4 儲層產(chǎn)能定量預(yù)測方法

為了簡化儲層產(chǎn)能定量評價模型，將儲層分類中提出的兩個參數(shù)(儲層物性指數(shù)和儲層壓力厚度指數(shù))綜合為一個新的指數(shù)，定義為儲層綜合壓力物性指數(shù)(核磁)(IRPPQ，N)：

(5)

式中：B為校正常數(shù)，與區(qū)域異常高壓帶的壓力變化有關(guān)。

隨后計算了24個試油層的儲層綜合壓力物性指數(shù)，并與其宏觀流動系數(shù)做相關(guān)性分析，相關(guān)性達到0.960 6(見圖7(a))，由此可見，儲層綜合壓力物性指數(shù)能夠很好地用于定量表征試油層宏觀流動系數(shù)。

圖7 儲層綜合壓力物性指數(shù)與宏觀流動系數(shù)關(guān)系圖

考慮到研究區(qū)部分井未進行核磁共振測井，式(5)無法計算。此時，利用試油層的泥質(zhì)含量和靜自然電位構(gòu)建基于常規(guī)測井資料的儲層物性指數(shù)模型(常規(guī))(IRPQ，r)：

(6)

式中：USP為儲層靜自然電位，其幅值反映儲層孔隙結(jié)構(gòu)的變化；φN為中子孔隙度，在砂礫巖儲層中對泥質(zhì)指示明顯。

在基于常規(guī)測井資料的儲層物性指數(shù)模型基礎(chǔ)上，結(jié)合儲層壓力厚度指數(shù)，構(gòu)建了基于常規(guī)測井資料的儲層綜合壓力物性指數(shù)(常規(guī))(IRPPQ，r)：

(7)

隨后對基于常規(guī)測井資料的儲層綜合壓力物性指數(shù)與宏觀流動系數(shù)做相關(guān)性分析，相關(guān)性達到0.939 2(見圖7(b))，由此可見，基于常規(guī)測井資料的儲層綜合壓力物性指數(shù)也可以很好地用于定量表征試油層宏觀流動系數(shù)。

為了統(tǒng)一研究區(qū)的儲層綜合壓力物性指數(shù)，對于有核磁共振測井資料的儲層，將由核磁共振測井計算的儲層綜合壓力物性指數(shù)與由常規(guī)測井資料計算的儲層綜合壓力物性指數(shù)進行加權(quán)平均，得到儲層綜合量化評價指數(shù)(V)：

V=A1×IRPPQ，N+A2×IRPPQ，r

(8)

式中：A1、A2代表權(quán)重系數(shù)，研究區(qū)中A1、A2分別設(shè)為0.6和0.4。

對儲層綜合量化評價指數(shù)與宏觀流動系數(shù)做相關(guān)性分析，相關(guān)性達到0.969 7(見圖8)。V越大，反映儲層的物性越好，品質(zhì)越優(yōu)。

圖8 儲層綜合量化評價指數(shù)與宏觀流動系數(shù)關(guān)系圖版

綜上分析可知，利用儲層綜合量化評價指數(shù)計算試油層宏觀流動系數(shù)，可以對試油層總產(chǎn)能進行很好的評價與預(yù)測，但要對試油層日產(chǎn)能進行評價還需要考慮儲層措施改造因素。為此利用儲層綜合量化結(jié)果結(jié)合儲層措施改造因素，對試油層采液指數(shù)進行預(yù)測，進而實現(xiàn)對試油層日產(chǎn)能進行評價。

在3.2小節(jié)中，分析得到了Ⅰ類、Ⅱ類儲層的措施改造規(guī)模與產(chǎn)能的相關(guān)性差。因此，在分析Ⅰ類、Ⅱ類儲層的產(chǎn)能時無需考慮措施改造因素的影響，直接建立儲層綜合量化評價指數(shù)與采液指數(shù)的關(guān)系(見圖9(a))?？梢钥闯觯耦?、Ⅱ類儲層采液指數(shù)與儲層綜合量化評價指數(shù)相關(guān)性較好。根據(jù)擬合結(jié)果，得到目前中等措施改造規(guī)模(每米產(chǎn)液量70 m3/m、每米加砂量7 m3/m)條件下，Ⅰ類、Ⅱ類儲層的采液指數(shù)模型為：

圖9 儲層綜合量化評價指數(shù)與采液指數(shù)關(guān)系圖

J=0.581 3×V-0.112 4

(9)

對于Ⅲ類、Ⅳ類儲層，措施改造規(guī)模對產(chǎn)能影響較大，因此僅通過儲層綜合壓力物性指數(shù)預(yù)測采液指數(shù)的精度不高(見圖9(b))。因此需根據(jù)儲層措施改造規(guī)模對儲層綜合量化評價指數(shù)進行校正后才能對采液指數(shù)進行預(yù)測。結(jié)合Ⅲ類、Ⅳ類儲層綜合量化評價指數(shù)，組合各類改造措施因素，采用交會圖方式尋得兩個組合參數(shù)與采液指數(shù)的關(guān)系(見圖10)。根據(jù)擬合結(jié)果，建立了Ⅲ類、Ⅳ類儲層的采液指數(shù)模型：

圖10 Ⅲ類、Ⅳ類儲層采液指數(shù)與每米產(chǎn)液量/每米加砂量綜合量化評價指數(shù)關(guān)系

J=[(0.001 8×V×Ql+0.167 3)+(0.022×V×Qs+0.139 5)]/2

(10)

式中：Ql為每米產(chǎn)液量；Qs為每米加砂量。

5 應(yīng)用效果分析

將上述儲層分類和產(chǎn)能預(yù)測方法應(yīng)用于瑪湖凹陷砂礫巖儲層其他試油層，實際應(yīng)用17井次，儲層分類符合率為88.2%，儲層產(chǎn)能符合率達82.4%，驗證了儲層分類和產(chǎn)能預(yù)測方法在研究區(qū)的有效性和準確性。

以M11井試油層為例，基于該井的常規(guī)及核磁共振測井資料，解釋在3 724.0～3 733.0 m井段為油水同層(見圖11)。經(jīng)試油討論，決定在該層頂部3 724.0～3 728.0 m進行試油。計算該井的儲層參數(shù)，并利用構(gòu)建的儲層綜合壓力物性指數(shù)計算模型及采液指數(shù)評價模型對該井進行產(chǎn)能預(yù)測，將計算得到的儲層壓力厚度指數(shù)、儲層物性指數(shù)以及儲層綜合壓力物性指數(shù)等數(shù)據(jù)帶入建立的儲層分類圖版以及儲層綜合量化評價指數(shù)與宏觀流動系數(shù)關(guān)系圖版中，預(yù)測點落入Ⅳ類儲層區(qū)域。實際試油過程中，該井段采用油管壓裂，總用胍膠壓裂液428.8 m3，總加陶粒43 m3(每米產(chǎn)液量107 m3，每米加陶粒10.7 m3)；試油穩(wěn)產(chǎn)階段，油壓0.15 MPa，套壓1.23 MPa，日產(chǎn)水13.9 m3，采液指數(shù)預(yù)測結(jié)果與實際試油結(jié)果相符。

圖11 M11井烏爾禾組錄測井綜合圖

6 結(jié)論

1)提出的宏觀流動系數(shù)、儲層物性指數(shù)和儲層壓力厚度指數(shù)與儲層品質(zhì)有較好的對應(yīng)關(guān)系。基于研究區(qū)試油數(shù)據(jù)，制定了研究區(qū)的儲層分類標準，并通過實際應(yīng)用驗證了分類方法的準確性，研究區(qū)的儲層分類符合率達88.2%。

2)研究區(qū)儲層產(chǎn)能受多重因素影響，將其分為儲層性質(zhì)因素和儲層措施改造因素兩大類。在儲層性質(zhì)因素中，單一用其中一個或兩個參數(shù)無法準確反映儲層產(chǎn)能的好壞，需構(gòu)建綜合評價指數(shù)來評價儲層產(chǎn)能。在儲層措施改造因素中，Ⅰ類、Ⅱ類儲層的措施改造規(guī)模與產(chǎn)能沒有明顯相關(guān)性；Ⅲ類、Ⅳ類儲層的措施改造因素中，每米產(chǎn)液量、每米加砂量對產(chǎn)能影響較為明顯。

3)綜合儲層物性指數(shù)和儲層壓力厚度指數(shù)，提出儲層綜合壓力物性指數(shù)(核磁/常規(guī))。基于儲層綜合壓力物性指數(shù)，分別建立了Ⅰ類和Ⅱ類、Ⅲ類和Ⅳ類儲層的采液指數(shù)模型，并運用于研究區(qū)其他井的產(chǎn)能預(yù)測中，儲層產(chǎn)能判別準確率達到82.4%。