张 东，孙恩慧，杨东东，谭 捷

（中海石油（中国）有限公司 天津分公司,天津300459）

截止目前，渤海X油田单井含水率大于90%的井已占全油田的83%，含水率95%以上的井占比74%，综合含水率96%，为渤海综合含水率最高的油田之一。在底水油藏开发过程中，由于受强底水、油柱高度低、地层原油黏度大、储层非均质性强、隔夹层分布复杂等多因素影响，底水油藏水平井开发效果差异大。在底水油藏开发预测研究方面，传统方法通常借助于已生产井的静动态资料，通过类比、水驱曲线、数值模拟等方法分析油柱高度、黏度、隔夹层等单因素对技术可采储量的影响规律[1-5]，主要存在的问题是类比法中参数需求较多，且许多参数不易求取，导致类比法存在偏差；水驱曲线法适用于水驱油田特定的开发阶段，对于底水油藏特高含水期可采储量预测偏保守；常用数模方法所需数据量大，工作量大[6-12]。

此外，在研究过程中底水油藏水平井开发界限图版仅限于一维表征，规律性不强，导致以上所述方法在应用过程中存在一定局限性。分析其原因为：生产井投产后影响因素较多，如图1所示，单因素无法精确表征生产井的实际生产规律，在开发界限研究过程中需要考虑各因素对技术可采储量的综合影响。因此本文借助数据挖掘相关方法及技术，开展了基于多因素影响的底水油藏水平井开发预测模型的建立及应用研究。

图1 不同黏度条件下避水高度与技术可采储量关系……