Evaluating the Application Effect for Staged Fluid Control Completion Technology in Horizontal Wells
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摘要:
为合理评价分段控流完井技术的应用效果，基于累计产油量、日产油量年递减率、年平均含水率和含水率年上升幅度等4项生产指标，建立了理论评价方法和综合评价方法。理论评价方法以D311P5井为实例井，使用数值模型计算常规完井条件下实例井的生产指标，以搭建起分段控流完井条件下实例井与常规完井条件下2口邻井实施对比的中介桥梁，该方法适用于应用井较少或需要精细评价特定井的情况；综合评价方法以D311断块为例，为12口实例井匹配24口邻井，建立96个对比样本，充分利用现场生产数据对比分析实例井及其邻井的生产指标。理论评价结果显示，D311P5井在常规完井方法条件下的生产指标与2口邻井基本持平，该结果与这3口井开采条件相近的实际情况相符，而D311P5井在分段控流完井条件下的生产指标明显优于其常规完井条件；综合评价结果显示，实例井生产指标优于邻井的对比样本为70个，占比72.9%。研究结果表明，分段控流完井技术在D311断块的应用效果良好，达到了增油、稳油、控水的目的，对其他区块完井技术的应用效果评价具有一定的指导作用。
Abstract:In order to reasonably evaluate the application effect of the staged fluid control completion technology, the theoretical evaluation method and comprehensive evaluation method were established based on the four production indices which included the cumulative oil production, the annual decline rate of daily oil production, the annual average water cut and increase range of water cut. Taking the Well D311P5 as an example, the production indices of the example well were calculated by numerical model to evaluate it theoretically under the conventional completion conditions. This allowed the researchers to establish the intermediary bridge for the comparison of the example well and two offset wells by staged fluid control completion under the conventional completion conditions. The method is suitable for those cases where there are few wells or there is a need to precisely evaluate the specific wells. The statistical evaluation method takes D311 fault block as an example. For each example well, two offset wells were selected, i.e. 12 example wells and 24 offset wells to form a comparison group. A total number of 96 comparison samples were established in Block D311 to analyze the production indices of the example wells and offset wells by virtue of field production data. The theoretical evaluation results indicated that under the conditions of conventional completion methods the production indices of Well D311P5 were basically the same as that of two offset wells. This result was consistent with the actual situation of three wells with similar production conditions. Well D311P5 obtained better production indices under the conditions of staged inflow control completion than that of conventional completion methods. Thus, the statistical evaluation results suggested that 70 comparison samples exhibited better production indices than that of the offset wells, accounting for 72.9%. The research results showed that staged fluid control completion technology had a good effect in Block D311, and achieved the purposes of oil increment, oil stabilization, water control and water production mitigation, which will provide good reference for evaluating its application effect in other blocks.
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塔里木富满油田主要钻探区域为跃满、富源、满深等区块，开发对象为奥陶系碳酸盐岩油藏[1-2]，该油田储层埋深7200 ～8000 m，采用三开井身结构，二开技术套管下深为5000 ～7000 m，三开裸眼完井。二开二叠系火成岩发育，埋深约2500～5000 m[3-5]，漏失压力系数低，普遍为1.30～1.40，漏层厚度大，约600～800 m。根据富满油田各区块二叠系实钻资料反算漏失压力，确定富源、满深等区块漏失压力当量密度为1.38～1.45 kg/L ，安全密度窗口为0.09～0.15 kg/L ，全井封固难度极大。采用密度为1.35 kg/L的水泥–微硅–空心玻璃微珠三元低密度水泥浆，配合单级一次上返固井工艺，一次上返成功率30%左右。水泥–微硅–空心玻璃微珠三元低密度水泥浆密度降至1.20 kg/L 时会出现下灰缓慢、流动性能变差等问题，影响固井施工。机械式发泡水泥浆密度可降至1.20 kg/L 以下，但受现场设备和井下高温、高压条件影响，推广难度大[6-11]。低密度玻璃微珠水泥浆中的玻璃微珠受压后易破碎，造成其流动度降低，导致环空摩阻和施工压力增大[12-17]。以空心玻璃微珠作为主要减轻材料的低密度水泥浆在强度等基础性能改善方面受限[18-20]。
通过降低水泥浆密度实现降低液柱压力和环空摩阻的同时改善水泥浆流变性能，配合相应的固井工艺措施，可以达到一次上返全井封固的目的[21-23]。引入多元连续颗粒体系紧密堆积设计方法，通过开发新型增强材料，选用优质耐压人造空心玻璃微珠、低黏聚合物降滤失剂和高效分散剂等，研发了密度为1.20 kg/L 的低摩阻水泥浆。现场试验表明，该水泥浆能满足深层、超深层、高压易漏失地层的固井要求，为提高富满油田二开长裸眼段生产套管固井质量提供技术支持。
1. 超低密度水泥浆设计
1.1 设计思路
富满油田二开循环温度高（最高达110 ℃）、压力普遍大于80 MPa，封固段长，漏失风险高，这就要求水泥浆具有较低的密度、良好的抗压强度和施工性能。超低密度水泥浆多为水泥–微硅–空心玻璃微珠三元水泥浆，具有良好的抗压强度和施工性能，但整体性能难以满足长裸眼段单级一次上返固井施工要求，主要表现为：1）空心玻璃微珠自身承压能力较差，在井下高压环境下大量破损，导致水泥浆密度增大，压漏地层；2）未采用合理紧密堆积设计，水灰比高，稳定性差，抗压强度低，顶部强度发展缓慢；3）微硅加量大，且缺少相应的高性能外加剂，现场下灰困难、水泥浆的流变性难以控制[24-25]；4）水泥浆稠度高，施工过程中摩阻大，易发生漏失。
为此，制定了超低密度水泥浆设计思路：1）优选耐压人造空心玻璃微珠，确保低密度水泥浆在井下高压环境下密度不变；2）引入多元连续颗粒体系紧密堆积设计方法，开发新型增强材料替代微硅，新型增强材料兼具充填增强、结晶矿物学增强和流变性改善效应，提高水泥浆干混颗粒体系堆积密实度，解决超低密度水泥浆施工性能和力学性能矛盾，确保水泥浆的沉降稳定性、流变性能及水泥石强度等综合性能满足富满油田长裸眼段一次固井封固要求；3）开发低黏聚合物降滤失剂、高效分散剂等配套外加剂，进一步改善水泥浆的流变性。
1.2 减轻材料优选
由于富满油田二开井底压力最高超过80 MPa，因此水泥浆减轻剂的耐压性能尤为关键。参照JC/T 2284—2014中空心玻璃微珠抗等静压强度测定方法，利用高温高压稠化仪测试3种不同生产工艺制备固井用空心玻璃微珠在不同压力下的破损率，结果见表1。考虑到部分井实际井底压力超过90 MPa，将破损率测试压力设定为100，90，80，70和60 MPa。
表 1 空心玻璃微珠破损率测试结果Table 1. Test results for the damage rate of hollow glass beads名称 生产工艺 耐压等级
/MPa平均粒径
/μm密度
/（kg·L−1）不同压力下的空心玻璃微珠破损率，% 100 MPa 90 MPa 80 MPa 70 MPa 60 MPa A 固体粉末法 82.7 90 0.602 29.2 20.6 14.5 12.1 8.2 B 软化学法 82.7 95 0.602 51.5 37.4 37.5 35.2 30.8 C 液相物化法 82.7 92 0.604 50.5 32.6 34.1 31.4 32.2 由表1可知，对于3种耐压等级相同、密度和平均粒径相近的空心玻璃微珠，固相粉末法生产空心玻璃微珠A的破损率最低，说明其耐压性能最好。其主要原因是固相粉末法制备工艺更加成熟，生产过程中煅烧温度更高，微珠壳体结构更加致密耐压。因此，减轻材料选用空心玻璃微珠 A 。
1.3 多元连续颗粒体系紧密堆积设计
优选3种球形度好、活性指数高的超细胶凝材料，按照一定比例混合形成增强材料，该材料为超细材料，密度2.60 kg/L，平均粒径7.1 µm，比表面积650 m2/kg，球形系数0.91，活性指数125%，如图1所示。该材料可填充在水泥、空心玻璃微珠等大颗粒间，形成良好的颗粒级配效果。同时具有良好的滚珠和火山灰效应，可极大地改善水泥浆的流变性和提高水泥石的抗压强度。
利用激光粒度分析仪分析G级水泥、空心玻璃微珠A和超细增强材料的粒度，根据粒度分析结果，确定了以粒径40～200 μm空心玻璃微珠A为第一级填充结构；粒径10～60 μm G级水泥为第二级填充结构；粒径10～60 μm增强材料为第三级填充结构。三者粒径级配合理，通过优化配比，可达到紧密堆积效果。
基于水泥、增强材料、空心玻璃微珠三元体系的粒径分布特点，考虑物理堆积效果和化学效应，利用可压缩堆积模型[13-15]，计算不同配比下干混体系的堆积密实度。
可压缩堆积模型的计算通式为：
γ=γi=βi1−i−1∑j=1[1−βi+bijβi(1−1/βi)]yi−n∑j=i+1[1−aijβi/βj]yi (1) K=n∑i=1Ki=n∑i=1yi/βi1/ϕ−1/γi (2) 式中：γ为混合物料的理论堆积密实度；ϕ为颗粒体系的实际堆积密实度；βi为剩余堆积密实度；K为压实指数（经验值），%；aij为松散效应系数；bij为壁面效应系数；dj为颗粒特征粒径，μm；yi为特征粒径对应的颗粒体积分数，%。
由于式（1）是建立在具有i（i=1～n）级连续粒级的一元颗粒体系上，为便于计算，需将多元颗粒体系转化成一元颗粒体系。每种材料本身为具有一定粒径分布的多粒级体系，不同材料相同粒径区间多有重叠，根据各材料配比将不同种材料同一粒径的颗粒合并到一起，从而将一个复杂的多组分多粒级分布的混合体系转化为单组分多粒级一元颗粒体系。
已知每一级颗粒特征粒径dj、每级颗粒特征粒径对应的体积分数yi和剩余堆积密实度βi，根据式（1）可计算出每一粒级对应的理论堆积密实度γi代入式（2），即可求得实际堆积密实度。
三元颗粒体系部分干混配比堆积密实度计算结果见表2，干混体系的堆积密实度可达0.84以上。
表 2 水泥、增强材料、空心玻璃微珠三元体系堆积密度计算结果Table 2. Packing density calculation results of cement, reinforced material and hollow glass bead ternary system3种材料的配比，% 堆积密实度 水泥 增强材料 空心玻璃微珠 100 10 10 0.7455 100 20 20 0.7574 100 30 30 0.7655 100 40 40 0.7747 100 50 50 0.7874 100 60 60 0.7985 100 70 70 0.8091 100 80 80 0.8197 100 80 90 0.8294 100 80 100 0.8325 100 90 80 0.8209 100 90 90 0.8313 100 90 100 0.8369 100 100 80 0.8315 100 100 90 0.8335 100 100 100 0.8394 100 110 80 0.8405 100 120 80 0.8422 根据堆积密实度计算结果，优选堆积密实度>0.8的干混配方，利用等流动度法测定水泥、增强材料、空心玻璃微珠3种材料的需水量，在三元体系紧密堆积设计的基础上，设计多个密度为1.20 kg/L 的超低密度水泥浆配方，通过测试其在60 ℃下的抗压强度和流动度，根据测试结果优化水泥浆干混配方，测试结果见表3。由表3可知，水泥∶增强材料∶空心玻璃微珠的配比为100∶80∶80时，抗压强度和流动度最佳。所用水泥浆配方为G级水泥+增强材料+空心玻璃微珠A+水。
表 3 水泥、增强材料与空心玻璃微珠配比对抗压强度和流动度的影响Table 3. Influence by different proportion of cement，reinforced materialand hollow glass bead on compressive strength and fluidity试验
编号3种材料的配比，% 密度/
（kg·L−1）24 h抗压强
度/MPa流动度/
cm水泥 增强材料 空心玻璃微珠 1 100 120 80 1.20 7.8 18 2 100 100 100 1.20 8.8 20 3 100 90 80 1.20 8.0 20 4 100 80 90 1.20 9.5 23 5 100 80 80 1.20 9.2 24 6 100 70 70 1.20 7.8 27 1.4 外加剂加量优化
1.4.1 降滤失剂加量优化
对于深井超深井长裸眼段固井用低密度水泥浆，除优选耐压空心玻璃微珠外，还需优选低黏降滤失剂，以控制水泥浆的室内配浆时间和流变性。降滤失剂F属于AMPS共聚物，具有控滤失性能好、抗盐性能好等优势。同时引入了具有环状结构的单体N-乙烯基吡咯烷酮、苯乙烯磺酸钠等，可增加分子链刚性，提高了耐温性能；针对AMPS聚合物增黏影响水泥浆流变性的问题，在其分子链中引入了具有强分散特性的单体，以改善水泥浆的流变性。
测试了降滤失剂F加量对1.20 kg/L水泥浆滤失量和流动度的影响，密度1.20 kg/L水泥浆的配方为G级水泥+80%增强材料+80 %空心玻璃微珠A+148%水，结果见表4。从表4可以看出：随降滤失剂F加量增大，滤失量降低，但当降滤失剂F加量大于10%时滤失量不再降低；流动度随降滤失剂F加量增大无显著变化，证明此类低黏降滤失剂对水泥浆流动度的影响小。因此，降滤失剂F的加量可确定为10%。
表 4 降滤失剂F加量对水泥浆滤失量和流动度的影响Table 4. Influence of dosage of filter reducer F on the filtration loss and fluidity of cement slurry试验
编号降滤失剂F
加量，%密度/
（kg·L−1）90 ℃下滤失
量/mL流动度/
cm1 5 1.20 96 18 2 6 1.20 84 18 3 7 1.20 72 18 4 8 1.20 64 19 5 9 1.20 56 19 6 10 1.20 40 19 7 11 1.20 40 19 1.4.2 减阻剂加量优化
为改善低密度水泥浆的流变性，选用了具有梳型结构的高效抗盐聚羧酸减阻剂D。为优化减阻剂D的加量，测试了减阻剂D加量对密度1.20 kg/L水泥浆流变性和沉降稳定性的影响，测试所用密度1.20 kg/L水泥浆的配方为G级水泥+80%增强材料+80%空心玻璃微珠A+10%降滤失剂F+148%水，结果见表5。由表5可知：对于加入不同量减阻剂D的水泥浆，其流变性及沉降稳定性优异；当减阻剂D加量为1.5% 时，水泥浆90 ℃下的流性指数n为0.866、稠度系数K为0.356 Pa·sn。可见减阻剂D对密度1.20 kg/L水泥浆具有良好的减阻效果，推荐其加量为1.0%～1.5%。
表 5 减阻剂D加量对水泥浆流变性和沉降稳定性的影响Table 5. Influence of dosage of drag reducer D on the rheological property and settling stability of cement slurry减阻剂D加量，% 不同温度下的流性指数 不同温度下的稠度系数/（Pa·sn） 不同温度下的沉降稳定性/（kg·L−1） 室温 90 ℃ 110 ℃ 室温 90 ℃ 110 ℃ 室温 90 ℃ 110 ℃ 0 0.353 0.425 0.567 6.600 3.010 2.080 0.01 0.01 0.01 0.5 0.744 0.768 0.811 0.667 0.645 0.512 0.01 0.01 0.01 1.0 0.816 0.834 0.844 0.433 0.412 0.398 0.02 0.02 0.02 1.5 0.854 0.866 0.854 0.385 0.356 0.385 0.02 0.03 0.05 2.0 0.910 0.925 0.920 0.217 0.214 0.198 0.05 0.06 0.08 2.5 0.935 0.964 0.966 0.114 0.102 0.112 0.10 0.14 0.16 2. 性能评价
通过优选减轻材料、多元连续颗粒体系紧密堆积设计和优化外加剂的加量，确定超低密度水泥浆的配方为：阿克苏 G 级水泥+80%增强材料+ 80%空心玻璃微珠A+10%降滤失剂F+1.5%减阻剂D+0.1%～0.3%缓凝剂+0.1%消泡剂+148.0%水。
2.1 耐压性能
由于超低密度水泥浆中的空心玻璃微珠在高压下会破碎，影响其密度，因此测试了超低密度水泥浆在60，70，80，90和100 MPa的密度，以评价其耐压性，测试结果见表6。由表6可知，超低密度水泥浆在60～100 MPa下的密度差均在0.02 kg/L以内，100 MPa下的密度变化率小于2%，90 MPa下的密度变化率小于1%，表明其耐压性能良好。
表 6 超低密度水泥浆耐压性能测试结果Table 6. Pressure-resistant performance test results of ultra-low density cement slurry压力/
MPa初始密度/
（kg·L−1）耐压密度/
（kg·L−1）密度差/
（kg·L−1）密度变化率，
%100 1.20 1.22 0.02 1.67 90 1.20 1.21 0.01 0.83 80 1.20 1.21 0.01 0.83 70 1.20 1.21 0.01 0.83 60 1.20 1.20 0.00 0.00 2.2 综合性能
测试了超低密度水泥浆在不同温度、压力条件（见表7）下的综合性能，结果见表8。由表8可知：超低密度水泥浆的流变性能优异，稠度系数K在0.3～0.5 Pa·sn，流性指数n不低于0.8；抗压性能优异，72 h顶部抗压强度高于3.5 MPa，24 h底部抗压强度大于20 MPa；沉降稳定性良好，稠化时间可调。对照行业标准《碎屑岩固井技术规范》（Q/SY TZ 0504—2017）中对低密度水泥浆性能的要求，发现超低密度水泥浆的性能与其相符，可满足富满油田二开技术套管一次上返固井施工安全要求。
表 7 超低密度水泥浆综合性能测试条件Table 7. Test conditions for comprehensive performance of ultra-low density cement slurry温度/℃ 压力/MPa 升温时间/min 110 80 70 100 70 60 90 60 50 表 8 超低密度水泥浆综合性能测试结果Table 8. Comprehensive performance test results of ultra-low density cement slurry密度/
（kg·L−1）流动
度/cm稠化
时间/min温度高点
稠化/min密度高点
稠化/min滤失
量/mL游离液
含量/%沉降稳定
性（kg·L−1）72 h顶部
抗压强度/
MPa24 h底部
抗压强度/
MPa48 h底部
抗压强度/
MPa流变性 n K/（Pa·sn） 1.20 23 375 333 333 44.0 0 0.01 8.3 24.5 28.0 0.871 0.472 1.20 21 387 406 364 41.0 0 0.02 6.7 24.5 25.0 0.884 0.379 1.20 20 377 351 373 42.8 0 0.02 4.7 26.0 26.9 0.854 0.469 3. 现场应用
密度为1.20 kg/L的超低密度水泥浆在富满油田1.35 kg/L水泥浆无法成功上返区块成功应用3井次，固井质量合格率平均为88.0 %。其中，满深XX井二开采用ϕ333.4 mm钻头，使用密度为1.29 kg/L的水基钻井液钻至井深4 662 m，下入ϕ273.1 mm套管进行单级固井，封固二叠系（3 960～4 490 m井段）易漏层。满深XX井邻井钻井及固井情况数见表9。
表 9 满深XX井邻井情况Table 9. Adjacent well situation of Well Manshen XX井号 井深/m 层位 套管/mm 固井方式 施工排量/（L·s−1） 钻井液密度/（kg·L−1） 水泥浆密度/（kg·L−1） 复杂情况 邻井1 4 790 C 273.05 单级 50 1.30 1.88 下套管过程漏失，先坐挂，
正注反挤施工邻井2 4 830 C 244.5 单级 30～35 1.30 1.30+1.88 未漏 邻井3 4 682 C 244.5 单级 30～35 1.30 1.30+1.88 下套管过程漏失，先坐挂，
正注反挤施工根据钻进动压力、邻井漏失和水泥浆返高情况返算二叠系漏失压力当量密度为1.38 kg/L，设计泵入1.20 kg/L隔离液30 m3，1.20 kg/L领浆50 m3、领浆返至地面，1.88 kg/L尾浆、尾浆返至二叠系底，注浆排量50 L/s，领浆返过二叠系50 m3后提至55 L/s，固井前当量循环密度1.36 kg/L，替浆时环空当量循环密度降低，最高为1.35 kg/L。模拟结果显示，二叠系漏层注浆动态当量循环密度不高于1.36 kg/L。
采用双稳定器通井钻具组合通井，两段稠浆携砂。充分循环后，在井底注入500 m高的漏斗黏度86 s的封闭液。每根套管都安装1只扶正器，全程控速套管下入速度，重合段每根套管下入时间70 s，裸眼段每根套管下入时间110～120 s，加密顶通循环，前4 000 m每1 000 m顶通循环1周，下部井段每500 m顶替循环1周，下至井底后小排量顶通，充分循环。固井前将钻井液性能调整至漏斗黏度47 s、动切力6 Pa、塑性黏度17 mPa·s、初切力1.5 Pa、终切力6.5 Pa。按照设计注入水泥，全程返出正常，无漏失，固井质量合格率92.2 %。
4. 结 论
1）AMPS型降滤失剂F能有效保持超低密度水泥浆的滤失性和流变性，且其流动度随降滤失剂含量增加变化小；抗盐聚羧酸减阻剂D对超低密度水泥浆减阻效果明显。
2）依托优选复配的低密度增强材料，通过紧密堆积设计并优选外加剂形成了密度为1.20 kg/L的低摩阻超低密度水泥浆。所用空心玻璃微珠耐压强度高，压力升至100 MPa水泥浆密度变化率<2%，流变性能优异，沉降稳定性≤0.02 kg/L，形成的水泥石其24 h抗压强度>20 MPa，具备良好的施工性能和抗压强度性能，能满足长裸眼段单级固井一次上返要求。
3）低摩阻超低密度水泥浆及其配套工艺措施在塔里木富满油田漏失井成功应用，固井质量合格率平均为88.0%。该水泥浆可为长封固段一次上返、高温高压、易漏失井固井提供技术支撑。
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图 1 D311断块油藏开发井网分布
Figure 1. Distribution of development well pattern in fault-block reservoir D311
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图 2 D311P5井分段控流完井管柱
Figure 2. Completion string in Well D311P5 for staged fluid control
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图 3 实例井及其邻井的产液量跟踪数据
Figure 3. Liquid production tracking data of the example well and offset wells
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图 5 实例井生产动态数值模拟
Figure 5. Numerical simulation of the production performance of example well
表 1 实例井及邻井的基本数据
Table 1 Basic parameters of example well and offset wells
井号 油层层位 油层厚度/m 油层压力/MPa 投产段与油藏
顶部距离/m油层裸眼
直径/mm完井方式 筛管外径/mm D311P5 东二段2砂组2小层 7.7 27.1 1.0 215.9 变孔密筛管分段控流 127.0 D311P3 东二段2砂组3小层 6.3 26.7 1.0 215.9 常规滤砂管 127.0 D311P4 东二段2砂组2小层 8.1 27.5 1.1 215.9 常规滤砂管 127.0 
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表 2 D311P5井分段控流完井参数
Table 2 Completion parameters of Well D311P5 by staged fluid control
井深/m 层段 筛管数量 盲管数量 筛管孔密/
（孔∙m–1）3 014.80～3 062.30 控流井段1 3根 2根 12 3 062.30～3 070.50 封隔层段 3 070.50～3 118.00 控流井段2 3根 2根 18 3 118.00～3 126.20 封隔层段 3 126.20～3 163.80 非控流井段 180
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表 3 实例井与邻井的各项指标对比分析
Table 3 Comparative analysis on various indices of example wells and offset wells
井号 累计产油量/m3 日产油量年递减率，% 年平均含水率，% 含水率年上升幅度/百分点 D311P5（实例井） 3 955.2 33.5 68.2 12.4 D311P5（常规完井） 3 467.7 52.0 73.2 20.8 D311P3（邻井1） 2 509.9 60.2 75.7 23.3 D311P4（邻井2） 3 220.9 50.2 74.1 20.6 实例井指标优于邻井的样本数 2 2 2 2
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表 4 实例井及其邻井的4项生产指标
Table 4 Four production indices of the example well and its offset wells
对比组 累计产油量/m3 日产油量的年递减率，% 年平均含水率，% 含水率年上升幅度/百分点 实例井 邻井1 邻井2 实例井 邻井1 邻井2 实例井 邻井1 邻井2 实例井 邻井1 邻井2 1 3 955.2 2 509.9 3 220.9 33.5 60.2 50.2 68.2 75.7 74.1 12.4 23.3 20.6 2 4 771.4 3 454.9 5 535.7 27.5 35.1 40.0 60.6 75.8 57.0 24.1 35.5 37.0 3 5 358.0 4 672.5 3 969.7 18.6 57.6 50.0 55.2 74.7 67.9 13.9 36.9 48.3 4 5 488.7 5 118.6 3 587.0 40.3 34.3 62.8 65.4 73.8 85.0 37.8 51.2 49.7 5 3 798.9 5 270.2 4 341.6 32.5 41.0 69.3 76.3 75.0 74.6 66.2 75.2 62.9 6 5 259.3 5 383.7 4 954.2 38.0 42.2 34.2 66.3 60.0 62.9 23.0 44.6 44.4 7 3 915.8 5 834.7 6 095.9 38.8 48.1 57.3 75.3 73.1 73.7 49.7 58.9 60.3 8 5 527.2 4 905.3 4 484.1 45.9 66.8 41.5 75.4 81.5 75.6 14.1 12.3 36.5 9 4 766.6 4 369.3 4 657.8 51.0 62.2 63.2 57.9 72.3 76.5 38.9 23.9 68.6 10 4 906.8 4 877.5 2 094.9 19.6 19.2 25.8 65.7 74.7 90.2 19.3 46.3 18.9 11 3 749.8 3 343.9 3 021.0 30.8 51.5 40.0 72.7 81.2 80.6 40.5 56.6 13.8 12 5 482.0 3 220.1 4 986.2 38.7 32.4 50.6 59.5 72.5 58.0 41.7 35.4 37.2
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表 5 对比样本统计结果
Table 5 Statistics results for comparing samples
指标 实例井指标优于邻井的
对比样本数量总对比
样本数量占比，% 累计产油量 18 24 75.0 日产油量年递减率 19 24 79.2 年平均含水率 16 24 66.7 含水率年上升幅度 17 24 70.8
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