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【摘要】产能是未动用储量评价的核心，产能预测是编制油田开发规划部署、进行开发方案设计、开发动态分析、油井配产及开发方案调整的重要内容。准确预测单井产能是合理开发油藏的重要决策性因素。本文以MM油藏为例，根据三叠系油藏开发井在油层改造方式和规模相近的情况下，采用5种方法对产能进行分析和预测，然后将这5种方法的预测结果进行对比分析、筛出，最后得出MM油藏的产能预测值。
【关键词】MM油藏 单井产能 产能计算方法
1 区域地质概况
MM油藏位于陕西省吴起县南部白豹乡境内，地处黄土高原中部，地面海拔1320—1692m。本区自上而下钻遇的地层有第四系、第三系、白垩系、侏罗系及三叠系，在侏罗系的延安组、富县组及三叠系延长组均有油层发现。根据勘探成果及油层对比结果：长4+5、长6、长7、长8、长9目前为本区主要油组。
自2004年5月至今，油田采取了边钻探边开发生产的方式。总投产井数457口，开井375口，日产油水平410.1t/d，累积产油量62×104t，动用地质储量2560×104t，采出程度2.44%，采油速度0.53，综合含水35%。其中长9油层组日产油水平103.5t/d，单井日产油0.77 t/d，注采比0.6，综合含水19%。
长9油层岩性为砂岩。岩石分选性中-好，孔隙式胶结，胶结程度中等-好。其中长91平均孔隙度为8.44%，渗透率为4.84×10-3um2；长92平均孔隙度为8.56%，渗透率为3.96×10-3um2。根据储层物性划分标准，长9油层属于特低孔、特低渗油层。长9油藏原始地层压力为17.5MPa，饱和压力9.391 Mpa，压力系数0.80，压力梯度0.804 Mpa/100m；地层温度72.80℃，地温梯度3.2℃/100m。属于低压油藏、正常的地层温度系统。
2 单井产能分析方法2.1 视流度法
根据鄂尔多斯盆地侏罗系19个开发区块及安塞油田三叠系油藏的实际资料统计，米采油指数与流度具有如下关系式：
lgIoh=0.473lg（K/μo）-1.077
式中：
Ioh——米采油指数（t/（d·m· MPa））
K——空气渗透率概率中值（×10-
3μm2）
μo ——地层原油粘度（mPa·s）
MM油藏长9油层原油粘度为1.93mPa·s，平均渗透率为0.367×10-3μm2，通过上式计算，长9米采油指数为0.038t/（d·m·MPa），根据前述的长9的最低合理生产压差7.80MPa，在只有长91储层发育区有效厚度7.4m，计算单井产量为2.2t/d；在长91和95油层叠合区，有效厚度14.7m，计算单井产量为4.4t/d。
2.2 渗透率统计法
统计长庆低渗透油田31个区块的平均渗透率、有效厚度和日产油数据，拟合建立的渗透率与采油强度的关系曲线。长9油藏渗透率为0.367×10-3μm2，根据图中的渗透率与采油强度的关系，确定本区长9油藏的采油强度为0.14t/d.m，长91油层有效厚度为7.4m，计算平均日产油为1.0t/d，在长91和95油层叠合区，有效厚度14.7m，计算单井产量为2.1t/d。
2.3 地层系数曲线回归法
当流体性质、压力系统为相近的同类油藏，根据已开发区地层系数与初期单井产能的关系曲线，回归出经验公式（图1）。
Qo=0.8068Lnx+2.371 （陕北地区三叠系油层）
Qo=0.1367x+1.0388 （陇东地区长3油层）
式中：
Qo—为初期产能，t/d；
x —为地层系数，10-3μm2·m。
按上述公式计算，长91油层地层系数为2.7×10-3μm2.m，计算平均日产油为1.20-2.69t/d，长91和95油层叠合区地层系数为5.4×10-3μm2·m，计算单井产量为1.57-3.13t/ d。
2.4 试油产量折算法
根据鄂尔多斯盆地已开发区块试采与试油产量的统计关系，油井投产产量约为试油产量的1/3～1/4。
由于MM油藏区块没有长9油层试油数据，借用吴起采油厂吴仓堡油区长9层试油 24口，平均单井试油产液4.9m3/d，考虑初期长9层系含水8%，按上述标准折算，长91油层单井产能为2.5～3.33t/d。长91和95油层叠合区4.91-6.65 t/d。2.5 试采统计法
从2008年9月至今，MM油藏长9油层有投产记录的井130口，目前开井69口，统计分析生产时间超过半年的40口井的生产数据，在依靠天然能量开发时，长91第一个月平均单井日产油2.65t，第六个月平均单井日产油1.1t，含水11.02%，长91、长95油层合采井一个月平均单井日产油3.71t，第六个月平均单井日产油1.78t，含水21.53%，以第六个月产油水平作为设计区块单井产能的基础，考虑超前注水与天然能量开发的产量差别，在超前注水时，油井产量将是自然能量开发的产量的1.1-1.5倍，在超前注水条件下，长91油层单井产能为1.21～1.65t/d。长91和95油层叠合区2.0-2.67 t/d。
3 结论
分析MM油藏的单井产量变化特征，分别采用视流度法、滲透率统计法、地层系数曲线回归法、试油产量折算法、试采统计法预测单井产能，计算结果比较接近。 考虑采用超前注水且长9油层有效厚度全部一次动用，并采用分注合采的情况下，设计长91油层单井产能为1.2t/d，长91和95油层叠合区单井产能为1.8t/d。
参考文献
[1] 李爱军.低渗透油藏单井产能预测新方法.新疆石油地质[J].2011，12（6）：667-668
[2] 谭成仟，马娜蕊，苏超.储层油气产能的预测模型和方法[J].地球科学与环境学报，2004，26（2）：42-46
[3] 陈弓启，沈焕文，蔡涛等.彭阳侏罗系油藏单井产能研究[J].石油化工应用，2011，5（5）：70-73
[4] 龚文，龚福华，梁晓伟，胡高贤，张翔. 特低渗储层产能快速评价方法初探— 以姬塬地区三叠系延长组长81油层为例，石油天然气学报[J].2012，10（10）：114-118
[5] 李忠兴，赵继勇. 超低渗透油藏渗流特征及提高采收率方向[J]. 辽宁工程技术大学学报（自然科学版），2009，4（28）：1-3
【关键词】MM油藏 单井产能 产能计算方法
1 区域地质概况
MM油藏位于陕西省吴起县南部白豹乡境内，地处黄土高原中部，地面海拔1320—1692m。本区自上而下钻遇的地层有第四系、第三系、白垩系、侏罗系及三叠系，在侏罗系的延安组、富县组及三叠系延长组均有油层发现。根据勘探成果及油层对比结果：长4+5、长6、长7、长8、长9目前为本区主要油组。
自2004年5月至今，油田采取了边钻探边开发生产的方式。总投产井数457口，开井375口，日产油水平410.1t/d，累积产油量62×104t，动用地质储量2560×104t，采出程度2.44%，采油速度0.53，综合含水35%。其中长9油层组日产油水平103.5t/d，单井日产油0.77 t/d，注采比0.6，综合含水19%。
长9油层岩性为砂岩。岩石分选性中-好，孔隙式胶结，胶结程度中等-好。其中长91平均孔隙度为8.44%，渗透率为4.84×10-3um2；长92平均孔隙度为8.56%，渗透率为3.96×10-3um2。根据储层物性划分标准，长9油层属于特低孔、特低渗油层。长9油藏原始地层压力为17.5MPa，饱和压力9.391 Mpa，压力系数0.80，压力梯度0.804 Mpa/100m；地层温度72.80℃，地温梯度3.2℃/100m。属于低压油藏、正常的地层温度系统。
2 单井产能分析方法2.1 视流度法
根据鄂尔多斯盆地侏罗系19个开发区块及安塞油田三叠系油藏的实际资料统计，米采油指数与流度具有如下关系式：
lgIoh=0.473lg（K/μo）-1.077
式中：
Ioh——米采油指数（t/（d·m· MPa））
K——空气渗透率概率中值（×10-
3μm2）
μo ——地层原油粘度（mPa·s）
MM油藏长9油层原油粘度为1.93mPa·s，平均渗透率为0.367×10-3μm2，通过上式计算，长9米采油指数为0.038t/（d·m·MPa），根据前述的长9的最低合理生产压差7.80MPa，在只有长91储层发育区有效厚度7.4m，计算单井产量为2.2t/d；在长91和95油层叠合区，有效厚度14.7m，计算单井产量为4.4t/d。
2.2 渗透率统计法
统计长庆低渗透油田31个区块的平均渗透率、有效厚度和日产油数据，拟合建立的渗透率与采油强度的关系曲线。长9油藏渗透率为0.367×10-3μm2，根据图中的渗透率与采油强度的关系，确定本区长9油藏的采油强度为0.14t/d.m，长91油层有效厚度为7.4m，计算平均日产油为1.0t/d，在长91和95油层叠合区，有效厚度14.7m，计算单井产量为2.1t/d。
2.3 地层系数曲线回归法
当流体性质、压力系统为相近的同类油藏，根据已开发区地层系数与初期单井产能的关系曲线，回归出经验公式（图1）。
Qo=0.8068Lnx+2.371 （陕北地区三叠系油层）
Qo=0.1367x+1.0388 （陇东地区长3油层）
式中：
Qo—为初期产能，t/d；
x —为地层系数，10-3μm2·m。
按上述公式计算，长91油层地层系数为2.7×10-3μm2.m，计算平均日产油为1.20-2.69t/d，长91和95油层叠合区地层系数为5.4×10-3μm2·m，计算单井产量为1.57-3.13t/ d。
2.4 试油产量折算法
根据鄂尔多斯盆地已开发区块试采与试油产量的统计关系，油井投产产量约为试油产量的1/3～1/4。
由于MM油藏区块没有长9油层试油数据，借用吴起采油厂吴仓堡油区长9层试油 24口，平均单井试油产液4.9m3/d，考虑初期长9层系含水8%，按上述标准折算，长91油层单井产能为2.5～3.33t/d。长91和95油层叠合区4.91-6.65 t/d。2.5 试采统计法
从2008年9月至今，MM油藏长9油层有投产记录的井130口，目前开井69口，统计分析生产时间超过半年的40口井的生产数据，在依靠天然能量开发时，长91第一个月平均单井日产油2.65t，第六个月平均单井日产油1.1t，含水11.02%，长91、长95油层合采井一个月平均单井日产油3.71t，第六个月平均单井日产油1.78t，含水21.53%，以第六个月产油水平作为设计区块单井产能的基础，考虑超前注水与天然能量开发的产量差别，在超前注水时，油井产量将是自然能量开发的产量的1.1-1.5倍，在超前注水条件下，长91油层单井产能为1.21～1.65t/d。长91和95油层叠合区2.0-2.67 t/d。
3 结论
分析MM油藏的单井产量变化特征，分别采用视流度法、滲透率统计法、地层系数曲线回归法、试油产量折算法、试采统计法预测单井产能，计算结果比较接近。 考虑采用超前注水且长9油层有效厚度全部一次动用，并采用分注合采的情况下，设计长91油层单井产能为1.2t/d，长91和95油层叠合区单井产能为1.8t/d。
参考文献
[1] 李爱军.低渗透油藏单井产能预测新方法.新疆石油地质[J].2011，12（6）：667-668
[2] 谭成仟，马娜蕊，苏超.储层油气产能的预测模型和方法[J].地球科学与环境学报，2004，26（2）：42-46
[3] 陈弓启，沈焕文，蔡涛等.彭阳侏罗系油藏单井产能研究[J].石油化工应用，2011，5（5）：70-73
[4] 龚文，龚福华，梁晓伟，胡高贤，张翔. 特低渗储层产能快速评价方法初探— 以姬塬地区三叠系延长组长81油层为例，石油天然气学报[J].2012，10（10）：114-118
[5] 李忠兴，赵继勇. 超低渗透油藏渗流特征及提高采收率方向[J]. 辽宁工程技术大学学报（自然科学版），2009，4（28）：1-3