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【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层有效厚度在油藏西南及中南部较发育，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藏西南及中南部，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為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
[2] 陈明强，张志国，曹宝格，等.鄂尔多斯盆地延长组超低渗透砂岩储层油井产能影响因素分析[J].西安石油大学学报（自然科学版），2009，24（3）：38-42
【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层有效厚度在油藏西南及中南部较发育，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藏西南及中南部，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為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
[2] 陈明强，张志国，曹宝格，等.鄂尔多斯盆地延长组超低渗透砂岩储层油井产能影响因素分析[J].西安石油大学学报（自然科学版），2009，24（3）：38-42