黃知娟 潘麗娟 路輝 鄭力會 李冬梅 海小祥

1.中國石化西北石油局石油工程技術(shù)研究院；2.中油國際(伊拉克)公司哈法亞項目生產(chǎn)部；3.中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院

順北油田地處新疆沙雅縣境內(nèi)，是2016年建成的平均儲層深度7 300 m以上的碳酸鹽巖油田。SHB-X井2015年12月開鉆，2016年 7月完鉆，完鉆井深8 049.50 m，垂深7 561.96 m，人工井底8 049.5 m，裸眼段長590.5 m，先期裸眼完井，完鉆層位奧陶系一間房組。

SHB-X井于2016年7月11日開始排液試采，希望通過小規(guī)模、短時間生產(chǎn)，了解油井生產(chǎn)動態(tài)和壓力遞減，為區(qū)塊后續(xù)開發(fā)提供基礎(chǔ)信息。先采用無油嘴開井排液，油壓迅速從13.1 MPa下降至0，累計排液109.5 m3后只出氣不出液，產(chǎn)液驟降；后分別采用?13.2 mm和?12.0 mm油嘴開井排液降低生產(chǎn)壓差，油壓仍迅速降為0，油嘴和油氣分離器堵塞。隨后關(guān)井整改，放噴流程時巖屑堵塞油管，被迫二次完井作業(yè)。

SHB-X井沒有儲層改造。井筒產(chǎn)量損失除了儲層內(nèi)部敏感性因素可能造成產(chǎn)量下降外，外部因素只有鉆完井過程和生產(chǎn)過程2類因素。目前，大多數(shù)學(xué)者通過室內(nèi)儲層敏感性實驗研究產(chǎn)量下降的原因或機理，獲得的結(jié)論是應(yīng)力敏感［1-2］，也有學(xué)者認為水相圈閉、固相侵入、儲層水鎖等也會造成產(chǎn)量下降［3-5］。但是，都沒有現(xiàn)場數(shù)據(jù)支撐這些結(jié)論，也沒有綜合考慮內(nèi)外因素的共同作用，單一因素所獲得的結(jié)果很難為現(xiàn)場開發(fā)制度提供適合的技術(shù)支撐。現(xiàn)場有人報道了輪古構(gòu)造帶5 700 m油井試采過程中堵塞，推測可能是完井液在高溫下易固化、交聯(lián)，加重劑沉淀，導(dǎo)致下管柱遇阻或開泵困難，或者是產(chǎn)水導(dǎo)致產(chǎn)量降低利用油管氣舉作業(yè)得以解決［6-8］。盡管這些現(xiàn)場經(jīng)驗沒有利用儀器、數(shù)學(xué)方法分析機理，但為研究順北SHB-X井產(chǎn)量驟降的原因以及提供對策提供了經(jīng)驗。因此，研究順北SHBX井產(chǎn)量驟降的原因不僅解決此井、此油田的問題，而且豐富超深井碳酸鹽巖開發(fā)技術(shù)，對世界碳酸鹽巖油田開發(fā)具有科學(xué)價值和實際意義。

但是，碳酸鹽巖裂縫非均質(zhì)性使得室內(nèi)測試結(jié)果的可重復(fù)性差。即使是模擬外部因素也只能模擬溫度和有限的壓力，無法解釋現(xiàn)場更多因素。而數(shù)學(xué)方法在尋找諸多因素作用的結(jié)果時，有其考慮因素多、連續(xù)性好等優(yōu)勢。因此，考慮利用數(shù)學(xué)方法結(jié)合現(xiàn)場實際數(shù)據(jù)來分析SHB-X井產(chǎn)量驟減的主控因素。

1 現(xiàn)場試采產(chǎn)能測試過程

2016年7月29日，電纜通井探底發(fā)現(xiàn)，油管6 807.9 m以下巖屑、蠟堵塞，提甩管柱解堵不成功。后SHB-X井焐井后提甩管柱，解堵成功。2016年8月6日SHB-X井二次試采，選用?6 mm小直徑油嘴開井，油壓快速降至1 MPa，產(chǎn)液含有黏稠物與砂粒，除砂器頻繁堵塞。隨后更換?8 mm油嘴加快排液，油壓緩慢恢復(fù)至15.2 MPa，產(chǎn)液量逐漸增加。后采用?8 mm、?7 mm、?6 mm、?5 mm油嘴控制產(chǎn)液速度，液性穩(wěn)定，生產(chǎn)正常。

2 室內(nèi)儲層傷害內(nèi)外因素測試

猜測SHB-X井試采過程中出現(xiàn)的現(xiàn)象，是儲層流速敏感、鹽敏和鉆井流體不配伍所致。因此，室內(nèi)利用滲透率儀開展SHB-X井產(chǎn)層一間房組速敏、鹽敏等儲層傷害內(nèi)部因素評價；利用滲透率儀、濁度儀等評價鉆完井流體與儲層配伍性等外部因素。

2.1 室內(nèi)儲層傷害內(nèi)部因素測試

為測試儲層自身潛在的傷害類型和程度，依據(jù)儲層敏感性評價實驗方法，按照標(biāo)準(zhǔn)中的巖心準(zhǔn)備和實驗方法、數(shù)據(jù)處理方法，用10 500 mg/L地層水分別用3枚一間房組天然巖心柱塞測試了臨界流速和傷害程度、鹽敏感性臨界礦化度和傷害程度。

2.2 室內(nèi)儲層傷害外部因素測試

為了測試外來鉆完井流體對儲層的傷害程度，參照鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評價方法，評價了鉆完井流體傷害地層的儲層傷害程度、與原油的配伍性以及地層水的配伍性。鉆井流體對儲層有一定傷害，但沒有達到傷害到幾乎不產(chǎn)液程度。

(1)鉆完井流體儲層傷害評價。選取直徑同為?25 mm的無裂縫、縫寬0.5 mm天然裂縫和縫寬1.0 mm人工裂縫的3種巖心柱塞，先用8%KCl溶液模擬地層水測試巖樣滲透率，再用鉆井液反向驅(qū)替巖心柱塞2 h，最后用模擬地層水再次正向測量污染后滲透率，滲透率恢復(fù)值分別為74.69%、74.58%和66.84%。

(2)鉆井流體濾液與原油配伍性評價。按8∶2、7∶3、5∶5、3∶7、2∶8 混合鉆井液與原油，利用六速旋轉(zhuǎn)黏度計測量靜置20 min、攪拌20 min、靜置12 h、加溫90 ℃條件下的600 r/min的讀數(shù)。最大黏度為32 mPa · s。

(3)鉆井流體與地層水配伍性評價。按8∶2、7∶3、5∶5、3∶7、2∶8 混合鉆井液與地層水，攪拌 20 min，用濁度儀測試室溫條件下混合液的濁度分別為90、70、40、29、15 NTU。

3 現(xiàn)場測試/室內(nèi)實驗結(jié)果綜合分析

室內(nèi)實驗表明，SHB-X井一間房組中等偏強速敏、強鹽敏，鉆井液與原油易發(fā)生乳化而傷害儲層滲透率。但現(xiàn)場鉆完井過程、開發(fā)過程都控制在臨界速度以內(nèi)。室內(nèi)實驗結(jié)果無法提供足夠的證據(jù)，說明造成油井產(chǎn)量下降的主要原因。

3.1 速敏和水敏測試

碳酸鹽巖滲流通道非均質(zhì)性使得單個柱塞傷害程度測試結(jié)果可重復(fù)性差，無法判定整個儲層的傷害因素。以流速為橫坐標(biāo)，滲透率與原始滲透率比值為縱坐標(biāo)，將3枚巖心柱塞的速敏實驗數(shù)據(jù)繪制成折線圖，并對3枚巖心柱塞的11個速度下的滲透率比值擬合，如圖1所示。

圖1 SHB-X井速敏測試結(jié)果Fig.1 Flow sensitivity test rusults of Well SHB-X

根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)，滲透率下降20%為臨界流速值。從圖1中可以看出，1#、2#和8#巖心的臨界流速分別為28.00 m/d、87.24 m/d和32.27 m/d，臨界流速最大和最小相差67.8%，難以確定一間房組臨界流速。為了尋找接近地層的敏感程度，擬合3枚巖心柱塞實驗結(jié)果，得到SHB-X井流速敏感性擬合方程為y=0.005 1x2-1.238 9x+115.63，相關(guān)系數(shù)R2=0.597 2，置信度較低。利用產(chǎn)層厚度、孔隙度等數(shù)據(jù)，對28.00 m/d換算成實際產(chǎn)量后，臨界產(chǎn)量為198.86 t/d，高于SHB-X井實際產(chǎn)量161.00 t/d。說明工作制度沒有造成速敏傷害。

進一步分析7#、11#和15#共3枚巖心柱塞的鹽水敏感的礦化度降低實驗數(shù)據(jù)。以礦化度為橫坐標(biāo)，滲透率與原始滲透率比值為縱坐標(biāo)繪制成折線圖，然后擬合水敏實驗數(shù)據(jù)，如圖2所示。

圖2 SHB-X井水敏測試結(jié)果Fig.2 Water sensitivity test curve and its fitting curve of SHB-X well

從圖2可以得出，7#、11#和15#共3枚巖心柱塞的水敏損害率分別為41.47%、59.86%和52.00%，損害程度為中等偏弱、中等偏強和中等偏強，顯然不一致，得不到地層的同一敏感性。為了得到SHB-X井儲層整體水敏感損害程度，擬合3枚巖心柱塞實驗數(shù)據(jù)，得到水敏感性評價擬合方程為y=0.000 9x+52.826，相關(guān)系數(shù)R2=0.870 6。水敏感性傷害率為47.66%。水敏傷害程度中等偏弱。SHB-X井鉆井液礦化度為19 852 mg/L，盡管有所傷害，但也不能解釋地層產(chǎn)液驟停的原因。

再結(jié)合將7#、9#和10#3枚巖心柱塞的鹽水敏感礦化度升高實驗數(shù)據(jù)分析。以礦化度為橫坐標(biāo)，滲透率比值為縱坐標(biāo)繪制成折線圖，同樣對鹽敏實驗數(shù)據(jù)做擬合處理，如圖3所示。

從圖看出，按照20%滲透率損害率計算7#、9#和10#巖心柱塞的臨界礦化度為29 772 mg/L、60 333 mg/L和42 582 mg/L，不同巖心柱塞的臨界礦化度相差最大50.65%。不能做為鉆井液傷害評價結(jié)果。為了評價SHB-X井儲層整體的鹽敏感性，擬合鹽敏實驗數(shù)據(jù)，得到擬合方程為y=-10-8x2+0.002 1x+12.918，擬合相關(guān)系數(shù)為R2=0.838 4。儲層鹽敏臨界礦化度為39 297 mg/L，強鹽敏。SHB-X井鉆井液礦化度為19 852 mg/L，低于臨界礦化度，不會發(fā)生鹽敏損害。因此，也不能解釋該井產(chǎn)量大幅度下降的原因。雖然有人從力學(xué)的角度認為是二次作業(yè)改變了地層狀態(tài)，但無法解釋產(chǎn)液停止這個特殊現(xiàn)象［9］。

圖3 SHB-X井鹽敏測試結(jié)果Fig.3 Salt sensitivity test curve and its fitting curve of SHB-X well

3.2 鉆井液影響

鉆完井液傷害碳酸鹽巖儲層程度不高，外來流體與地下流體配伍性良好，不是儲層傷害的主控因素。利用滲透率儀測定的鉆井液對儲層傷害程度實驗數(shù)據(jù)，以巖心類型為橫坐標(biāo)，滲透率比值為縱坐標(biāo)繪制成柱狀圖，計算出滲透率比值分別為74.69%、74.58%和66.84%，如圖4所示。

圖4 鉆井液注入前后不同巖心柱塞水相滲透率Fig.4 Permeability of different cores before and after the injection of drilling fluid

從圖4可以看出，鉆井液傷害巖心柱塞后，巖心柱塞水相滲透率恢復(fù)值為66.84%～74.69%，且?guī)r心柱塞裂縫越大，滲透率損害越嚴重，最大值為33.16%?，F(xiàn)場鉆井過程中鉆井液失返性漏失，說明裂縫存有的鉆井液越多，對儲層產(chǎn)能影響越大。但是沒有達到驟停的程度。說明鉆井液漏失量和漏失性能是影響油井產(chǎn)量的因素，但不是主導(dǎo)因素。

考慮到鉆井液中的一些表面活性材料，可能會造成乳化現(xiàn)象，所以將不同比例鉆井流體濾液與原油混合，混合液的黏度大小如圖5所示。

圖5 鉆井液與原油不同體積比時混合液的黏度Fig.5 Mixture viscosity of drilling fluid and crude oil with different volume ratio

從圖5可看出，鉆井液濾液與原油混合后，靜置、攪拌、再靜置，混合液黏度逐漸增大，最大增加幅度達到45%；加溫90 ℃后，不同比例混合液黏度一致下降，表明鉆井液濾液可能乳化，但在溫度作用下黏度下降。隨混合液原油比例增大，混合液黏度先增加后減小，在混合比例為3∶7時，黏度達最大值32 mPa · s。現(xiàn)場鉆井液漏失地層后，在儲層滲流通道中與原油發(fā)生乳化，一方面乳狀液滴堵塞孔喉，降低了絕對滲透率；另一方面黏度增大，增加流動阻力，降低儲層相對滲透率。但地溫條件或者地下流動條件下，黏度為4 mPa · s對采油影響不大。

進一步考察鉆井流體濾液與地層水是否發(fā)生沉淀造成儲層傷害。利用濁度儀測量不同比例鉆井液濾液和地層水的混合液。以混合比例為橫坐標(biāo)，濁度為縱坐標(biāo)繪制柱狀圖，顯示不同混合比例下混合液的濁度分布，如圖6所示。從圖6可以看出，隨著鉆井液濾液與地層水混合比例增加，混合液濁度逐漸下降，最大降幅為88.89%，濁度平均分布在15 NTU至90 NTU之間，根據(jù)濁度測定標(biāo)準(zhǔn)，屬于中濁度。說明鉆井液濾液與地層水配伍性良好。

綜上所述，鉆井液漏失可能會造成原油乳化損害儲層滲流能力，但溫度會使乳化增黏作用大大降低?，F(xiàn)場焐井后油井解堵，產(chǎn)量恢復(fù)，也說明鉆井液傷害并不是SHB-X井試采產(chǎn)液驟降的主要因素，需要進一步研究試采參數(shù)對產(chǎn)量變化的影響。

圖6 不同體積比鉆井液濾液與地層水混合液濁度Fig.6 Turbidity of drilling fluid filtrate and formation water with different volume ratio

3.3 數(shù)學(xué)分析方法

用數(shù)學(xué)方法分析現(xiàn)場數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)地層流體自身的變化是儲層傷害的主要因素。室內(nèi)測試只能測量單一因素和有限地層條件下產(chǎn)生的結(jié)果，無法對油井產(chǎn)能所有的影響因素做出整體評價。因此，尋找油井儲層產(chǎn)量下降的原因，轉(zhuǎn)移到用現(xiàn)場數(shù)據(jù)解決的思路上來。

此前，有人利用現(xiàn)場數(shù)據(jù)研究過應(yīng)力敏感，也有人利用測井?dāng)?shù)據(jù)研究過碳酸鹽巖的地層參數(shù)，但都沒有利用現(xiàn)場數(shù)據(jù)研究油井產(chǎn)量主控因素［10-12］。因此，對SHB-X井現(xiàn)場測井、試井、采油等生產(chǎn)數(shù)據(jù)做無量綱化、相關(guān)合并、無數(shù)據(jù)尋找相似地層、殘缺數(shù)據(jù)補充及剔除等處理，消除人為干擾因素，依據(jù)最小二乘法使原始數(shù)據(jù)盡可能貼近真實函數(shù)，并對每個獨立參數(shù)實施權(quán)重分析，構(gòu)建多重參數(shù)與求解因變量關(guān)系，分析試采工程參數(shù)影響試采產(chǎn)量程度。具體做法分4步。

(1)數(shù)據(jù)采集。搜集整理順北油田1井區(qū)7口生產(chǎn)井較為完整的地質(zhì)參數(shù)、流體參數(shù)、試采參數(shù)等數(shù)據(jù)。區(qū)內(nèi)7口井都生產(chǎn)了100 d以上，因此以100 d為基礎(chǔ)擬合。

(2)數(shù)據(jù)預(yù)處理。對采集到的數(shù)據(jù)無量綱化、相關(guān)合并，無數(shù)據(jù)的尋找相似地層處理、殘缺數(shù)據(jù)補充及剔除等，利用處理后的數(shù)據(jù)建立順北油田產(chǎn)液指數(shù)、產(chǎn)油指數(shù)為目標(biāo)函數(shù)的所有與油井產(chǎn)量相關(guān)的100多個獨立自變量參數(shù)數(shù)學(xué)模型。選擇獨立參數(shù)是為了現(xiàn)場能針對性地采取措施。

(3)數(shù)學(xué)關(guān)系優(yōu)化。通過計算機不斷“去掉”因素，尋找去掉后不影響自變量排序的數(shù)學(xué)方程。這種不去人為設(shè)置權(quán)重，計算機“一層一層”剝?nèi)ゲ挥绊懸蛩嘏判虻囊蛩兀睦碚撜`差最小化和相對誤差最小化約束方程的方法，稱為“剝繭尋根算法”［13］。它較好地利用現(xiàn)場地質(zhì)、流體、作業(yè)參數(shù)，找到影響油井產(chǎn)量的數(shù)學(xué)模型。

(4)模型分析。模型中影響因素的系數(shù)越大，影響程度越高，在整個系數(shù)中所占的相對比例越大，主控因素即可獲得。根據(jù)系統(tǒng)的正負號，獲得對油井產(chǎn)量是激勵作用還是削弱作用。按照以上步驟獲得了順北油田1井區(qū)的整體產(chǎn)液指數(shù)模型如式(1)所示，產(chǎn)油指數(shù)模型如式(2)所示。

式中，Yf為產(chǎn)液指數(shù)，m3/d/MPa；Y0為產(chǎn)油指數(shù)，m3/d/MPa；X1為原油密度，g/cm3；X2為原油黏度，mPa · s；X3為鉆井液塑性黏度，mPa · s；X4為鉆井液密度，g/cm3；X5為產(chǎn)層深度，m；X6為生產(chǎn)層段長度，m；X7為地層壓力，MPa；X8為儲層溫度，℃；X9為井口油壓，MPa；X10為日產(chǎn)油量，t/d；X11為日產(chǎn)氣量，m3/d；X12為含水率，%。

擬合所得模型中參數(shù)的系數(shù)表征各參數(shù)對油井產(chǎn)量的影響程度，將12個影響參數(shù)的影響程度系數(shù)作圖，如圖7所示。從圖可以看出，含水率、井口油壓、日產(chǎn)油量作為產(chǎn)量直接正關(guān)聯(lián)參數(shù)，決定了油井產(chǎn)能，擬合相關(guān)系數(shù)大于0且遠高于其他因素。將其他負相關(guān)的因素放大，嵌入圖7中，可以明顯看到，在所有負相關(guān)的因素中，產(chǎn)層深度相關(guān)系數(shù)的絕對值最大，是所要尋找的儲層主控因素。儲層溫度、地層壓力、鉆井液塑性黏度與日產(chǎn)氣量相對于產(chǎn)層深度影響較??；而原油黏度、鉆井液密度和原油密度基本沒有可觀的影響。

綜合來看，產(chǎn)層深度是造成儲層傷害降低產(chǎn)量的主控因素。這是因為產(chǎn)層深度越大，在地溫梯度和壓力梯度一定的情況下，地層壓力、儲層溫度越高。采油過程中，井深越大，流動時能量的損失越大，溫度和壓力降低越大。地層壓力和儲層溫度變化則會影響流體密度和黏度等一系列參數(shù)的變化，特別是產(chǎn)液性質(zhì)的變化，如結(jié)蠟、瀝青質(zhì)析出，最終造成井筒產(chǎn)量減少，嚴重者堵塞，液體無法流動。氣體在管柱較小的孔眼中穿過，有所產(chǎn)出?？梢赃@樣認為，產(chǎn)層深度是造成產(chǎn)量下降“連鎖反應(yīng)”的第一環(huán)，它引起了后續(xù)的所有現(xiàn)象。因此，產(chǎn)層深度是油井產(chǎn)量降低的主控因素。

圖7 模型各影響參數(shù)影響程度系數(shù)Fig.7 The degree of influence of the parameters in the model

鉆井液性能變化可能造成油井產(chǎn)量下降，說明侵入地層的鉆井液損害儲層滲流能力，影響產(chǎn)量。不過，鉆井液對產(chǎn)量的影響，不會影響產(chǎn)量驟降，這也從鉆井液的權(quán)重低于生產(chǎn)壓差和儲層溫度可以看出。根據(jù)焦耳-湯姆遜效應(yīng)［14］，在氣體通過節(jié)流閥(油嘴、封隔器等)的過程中，會產(chǎn)生壓力突變，繼而引起溫度的下降。地層溫度越高，流速越大，溫度下降越大，引發(fā)地層重質(zhì)組分的析出，造成節(jié)流閥的堵塞。二次試采采用小油嘴開井，減小生產(chǎn)壓差，油壓穩(wěn)定，產(chǎn)量恢復(fù)，說明生產(chǎn)壓差對產(chǎn)能影響明顯。此外，油管內(nèi)原油與鉆井液混合物在井筒溫度急劇變化下，極易析出膠質(zhì)瀝青質(zhì)，形成膠狀物，從而堵塞井筒流動通道。從現(xiàn)場焐井解除油管堵塞也可證明儲層溫度變化對產(chǎn)量影響程度較大。因此，造成順北油田SHB-X井儲層傷害和產(chǎn)量下降機理可歸納為以下5點：

(1)鉆井流體濾液進入基質(zhì)、鉆井流體進入裂縫后，在儲層中流體間發(fā)生不配伍損害，包括沉淀、乳化、部分堵塞以及黏土膨脹分散等，造成流動阻力加大，相對滲透率下降。

(2)放空、漏失完鉆后，鉆井液的鉆屑、加重材料、鉆井流體自身的處理劑、沉積在井筒和地層中的原油，完井后待采油這一靜止過程中形成了較強的膠體體系，又不能短期內(nèi)降解，造成井筒內(nèi)流動能力下降。

(3)開始測試后，啟動井筒內(nèi)的流體需要一個緩慢的啟動過程，但操之過急，特別是油嘴不斷放大，井筒內(nèi)的濁液在較高的流動速率下，帶動了井內(nèi)的流體和固相“清洗”井筒，趨于堵塞。由于井筒內(nèi)流體密度下降，還可能造成生產(chǎn)過程中裸眼完井井壁失穩(wěn)。

(4)井筒內(nèi)流體高速流動，瀝青、有機質(zhì)和蠟以及鹽在溫度的作用下，形成晶核進而形成膠狀物，堵塞井筒流動通道。同時，地層無法產(chǎn)液但產(chǎn)氣可能替空油管，井筒內(nèi)液柱壓力下降至坍塌壓力以下，整個裸眼都有可能掉塊。

(5)加大生產(chǎn)壓差，近井地帶滲流速度加快，不僅拖拽裂縫中的充填物，還加劇了原來流體間不配伍性如乳化加劇，堵塞加劇，造成供向井筒內(nèi)的流體迅速減少直至中斷，產(chǎn)液中止。

由此可見，在井深不可改變的前提下，試采過程中儲層傷害焦點是3個位置的流體，井筒流體、近井流體、地層流體，特別是裸眼、漏失量大的情況下這些流體如何排出，避免采油初期的非主控因素加劇主控因素傷害產(chǎn)量的程度，是保證高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的前提。緩緩地排出井筒流體，慢慢啟動近井流體，穩(wěn)穩(wěn)采出地層流體，成為關(guān)鍵措施。具體生產(chǎn)制度因為油井不同而不同。SHB-X井則要控制日產(chǎn)液指數(shù)在2.6 m3/(d · MPa)是比較合適的。

4 結(jié)論

(1)室內(nèi)利用儲層敏感性實驗測試、配伍性測試等方法不能確定儲層傷害主控因素時，用數(shù)學(xué)方法發(fā)現(xiàn)，由于采油速度與溫度、壓力變化不配伍造成油井堵塞，進而產(chǎn)量驟停，為深層碳酸鹽巖開發(fā)提供了控制采油速度的依據(jù)。

(2)針對不同的油層應(yīng)該采用不同的采油速度。這需要全面考慮井深、原油性質(zhì)和作業(yè)時工作流體對井筒、近井地帶流體的影響。

(3)剝繭尋根算法為分析非均質(zhì)性強或者沒有實驗條件的油氣井產(chǎn)量主控因素，提供了一種手段。但分析需要更多的現(xiàn)場生產(chǎn)數(shù)據(jù)，如何適用于數(shù)據(jù)有限的油田分析主控因素是未來的發(fā)展方向。