【摘要】运用工程经济学、油藏工程等学科理论，经济评价的现金流研究方法完成单井经济极限产能测算；通过开展单井产能主控因素分析，建立单井产能与储层参数相关关系，进而得出区块单井初期产能对应的优质储层参数下限。通过延长组下组合油藏优质储层分布研究，形成了一种能定量确定产建或调整区的储层参数界限，圈定单井经济极限区域，降低区块新钻井实施风险，保证区块开发经济效益的技术方法。
　　【关键词】 油藏工程 经济极限产能 主控因素 储层分布
　　勘探或者油藏评价阶段，实现储层分布的定性或半定量化描述，找出油藏有利区域，上钻新井能见到工业油流，即储层分布的定性或半定量化描述已经能满足科研的需要。当区块进入大规模产能建设或后期开发调整阶段，定性或半定量化的储层分布描述结果已经不能满足油田开发的需要，因为大规模产能建设井或后期开发调整井需要考虑区块经济效益，为了满足新钻井全部达到经济极限产能，必须实现储层分布的定量描述，确定产建或调整区的储层参数界限，圈定单井经济极限区域，即区块优质储层分布区域。
　　本次优质储层分布研究思路是：以工程技术经济学为指导，运用单井钻井投资、生产操作成本等经济参数，应用经济评价现金流法，测算工区单井经济极限产能；开展单井产能与储层参数相关性分析，找出单井产能主控因素；建立工区单井经济极限产能与储层参数的关系，确定工区经济极限储层参数界限，圈定区块新钻井的经济极限区域。
　　1 单井经济极限产能测算
　　WD地区延长组下组合油藏单井设计深度2500米，地区井型基本为定向井和直井，并且主要以定向井为主，定向井占总井数比例达到80%。新钻井米進尺投资350元/米，单井平均钻井投资87.5×104元/口，地面建设投资74×104元/口，单井总投资为160.8×104元。
　　应用因素分解法，对产油能力影响因素分解，产油能力控制因素主要包括产液能力和含水率，而产液能力的控制因素主要为投产剖面层位，含水率的控制因素主要为投产平面部位含油性。延长组下组合油藏属于岩性油藏，投产层含水率的高低受投产部位含油性影响；根据达西定律，产液能力控制因素主要包括投产剖面层位的流体性质、供液厚度、渗透率及地层压力。区块投产层位原始状态下基本属于同一压力、温度、油水系统，流体性质基本一致，影响单井产能的主要因素可以简化为供液厚度、渗透率及地层压力。
　　通过统计区块所有不稳定试井资料，得出各采油井的地层系数（K*H）和储层厚度对应产液量的散点值，通过推导产液量与地层系数、储层厚度都应该满足线性关系，利用散点值线性拟合产液量与地层系数、储层厚度关系曲线发现，产液量与地层系数相关系数为0.7742，相关性较好，因此地层系数是区块单井产液能力主要控制因素（图1）。单井产液受储层厚度与渗透率影响因素双重控制。
　　通过以上分析发现，单井产能（静态）主控因素为地层系数和投产部位含油性。3 优质储层分布结果
　　？运用经济评价现金流法测算，WD地区延长组下组合油藏单井经济极限产能为0.98吨/天；结合各油组目前新投井含水率及区块剩余油分布状况，确定下步产建井或调整井的初期含水率，从而最终确定各油组的初期产液量。其中长7、长9油组由于储层物性和含油性影响，油组单井产能无法达到单井经济极限，在目前技术及经济条件下该油组储量属于难动用储量；长8油组初期含水率20%，对应单井经济极限产液量1.23吨/天；长10油组初期含水率35%，单井经济极限产液量1.51吨/天。
　　作者简介
　　唐后军（1979-），男，工程师，2003年江汉石油学院毕业，现主要从事油田开发工作。