鄂尔多斯盆地樊学油区开发层系的划分与组合研究

赵鹏飞，葛宏选，施里宇

(陕西延长石油 (集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

定边樊学油区含油层位较多，各油层组油藏控制类型不完全相同，延安组油藏受构造控制，油藏边底水活跃，以边底水驱动为主;延长组油藏为岩性油藏，以弹性—溶解气驱动为主。除此之外，各油层物性存在差异，层间渗透率差异大［1］。目前主要采用一套井网，一套层系开发，各小层动用不均衡、层间干扰严重，储量损失大，限制了资源的高效开发与动用，制约了油田的发展［2］。针对以上问题，采用了动静态综合分析方法，对油藏层间差异、动静态特征进行了评价，然后采用数值模拟方法，参考国内分层界限及本区经济界限进行了层系组合及优选，为樊学油区合理划分层系提供了依据，为相似油田层系划分组合提供了借鉴参考。

1 油藏基本地质特征

樊学油区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部的定边油田，构造基本形态为一东高西低的单斜，地层倾角为0.5°～1.0°(图1)。主要有5套含油层系:侏罗系延安组的延9、三叠系延长组长2、长4+5、长6、长8油层组，每个油层组包含2～4个砂岩组，每个砂岩组又包含2～4个小层。延安组油藏受构造控制，边底水活跃，以边底水驱动为主;延长组油藏以岩性控制为主，主要为弹性—溶解气驱动。延安组储层物性好，平均空气渗透率为51mD，孔隙度为16.0%;延长组储层物性差，平均空气渗透率小于1mD，孔隙度小于12%。延长组长4+5和长8油层组物性差异大，长4+5、长8平均空气渗透率分别为0.98 mD、0.51mD，相差2倍左右。纵向上油藏中深主要为1644～2499m，最高可达到 855m。压力最低为11.85MPa，最高为17.73MPa(表1)。

表1 樊学油区各主力油藏层间差异明细表Table 1 Difference schedule between layers of each main reservoir in Fanxue oil region

2 油藏开发现状分析

樊学油区2004年投产，工区面积为76km2，总井数为450余口，含油面积为45.8km2，地质储量为2224.5×104t。目前主要采用一套井网，一套层系开发，各小层动用不均衡、层间干扰严重，储量损失大，限制了资源的高效开发与动用，制约了油田的发展。

通过统计樊学油区近几年的生产动态数据，纵向上各油藏动态指标具有较大差异 (表2)，总体表现为延安组要远好于延长组。延安组物性好，其初期采液强度、目前采油强度均远高于延长组。延安组的延6和延9各指标相差不大;长4+5和长8目前综合含水率和压力系数差异较大。长8目前综合含水只有23.1%，远低于长4+5的52.2%。长8压力系数为0.52，高于长4+5的0.47。综合来看，延安组和长4+5、长8这3套层系动态指标差异较大，目前油藏基本是一套层系开发，已不能满足目前开发的需要。一套层系开发，长4+5和长8采出程度只有2%左右，储量得不到有效动用，必须进行开发层系细分，但由于储层物性差异大及储量丰度低，细分开发层系必须加强层系的技术政策研究，进行层系内合理渗透率级差、层数、厚度及控制储量研究，确保开发效果及经济效益。

表2 樊学油区各油藏动态指标对比表Table 2 Contrast of dynamic index in each reservoir of Fanxue oil region

3 层系划分与组合评价

3.1 层系划分与组合原则及说明

根据国内外油田开发实践及研究成果［3～5］，结合本区开发特点，主要依据以下几条来确定开发层系划分及组合原则。

原则 (1)，一套独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油井具有一定的生产能力，达到较好的技术经济指标，并使得油井具有高产稳产的储量基础。

原则 (2)，一套开发层系上下必须有良好的隔层，以便在注水开发时可与其他层系严格分开，防止不同层系之间的窜流和干扰，以免造成开发动态的复杂化。

原则 (3)，同一开发层系的油层性质应相似，主要是各砂体的渗透率和延伸分布状况不能相差太大，以保证层系内各油层对注水方式和注采井网具有共同的适应性。

原则 (4)，同一开发层系内的油层构造形态、油水分布、压力系统和原油性质应接近一致。

原则 (5)，开发井段不宜过长，相邻油层尽可能组合在一起，避免层系划分过细，保证目前采油工艺技术水平的适应性，以免造成开发阶段的复杂化，减少投资和建设工作量，提高综合经济效益。

根据本区的开发特点，原则 (1)主要从单井经济极限初期产油量、单井经济极限可采储量、单井经济极限Kh值、单层系经济极限储量丰度界限进行定量研究;原则 (2)由于探区各层系间泥岩隔层发育，本次不进行重点论述;前文油藏基本地质特征和开发现状中已经描述过各层系间物性差异大，所以原则 (3)、原则 (4)本次也不作为重点论述;原则 (5)主要依据层系间的经济跨度来确定划分界限。因此，重点对原则 (1)、原则 (5)的定量标准进行研究。

3.2 分层系开发经济及技术界限

3.2.1 单井经济极限初期产油量界限

单井经济极限初期产油量公式:

式中 qomin——生产井经济极限初期产油量，t/d;

Id——单井钻井采油投资，万元;

Ib——单井地面建设投资，万元;

Ie——单井勘探费用，万元;

Id+Ib+Ie——单井基本建设总投资，万元;

R——贷款年利率;

T——评价期限，a;

β——油井系数 (总井数/油井数);

τo——油井年开井时率;

αo——原油商品率;

L——原油价格，元/t;

O——吨油成本，元/t;

TAX——吨油销售税，元/t;

Dc——评价期内产油量平均递减率。

根据经济极限油藏工程公式［6］，结合樊学油区的实际参数，表3、表4中各层系钻井成本、采油成本、地面投资成本等参数取自定边采油厂2013年油田的实际钻开发井投资数据。结合各油藏目前递减规律，延6、延9、长4+5、长8平均年递减率分别取 0.13%、0.11%、0.06%、0.08%，计算出单井经济极限初期产油量，并绘制了图版(图2)。

表3 各油藏建设投资参数及递减率取值表Table 3 Construction investment parameters and decline rate values of each reservoir

表4 樊学油区范山—张西梁区各参数取值表Table 4 Parameter of Fanshan-Zhangxiliang area in Fanxue oil region

图2 樊学油区范山—张西梁区新井经济极限初期产油量图Fig.2 Early economic limit oil production of new wells in Fanshan－Zhangxiliang area of Fanxue oil region

由图2可知:延6、延9、长4+5、长8油藏平均井深分别为1840m、1960m、2310m、2560m时，对应的经济极限初期产油量分别为1.23t/d、1.32t/d、1.46t/d、1.53t/d，千米井深经济极限初期产能为0.66t/d、0.67t/d、0.63t/d、0.59t/d。

3.2.2 单井经济极限Kh值

根据实际生产井打开层位对应测井解释的Kh值，回归Kh值与产量的关系曲线，对应单井经济极限初期产油量得到经济Kh值界限。

延6，当Kh大于6.5mD·m时，单井初产高于1.23t/d;延9，当Kh大于10.2mD·m时，单井初产高于1.32t/d;长4+5，当Kh大于2.21 mD·m时，单井初产高于1.46t/d;长8，当Kh大于3.14mD·m时，单井初产高于1.53t/d，见图3、图4。

3.2.3 单井经济可采储量界限

单井经济极限可采储量公式:

式中 Nmink——单井经济极限可采储量，104t。

根据上述单井经济极限可采储量公式结合范山—张西梁区的参数，计算了区块新井经济可采储量的数值，并绘制了图版 (图5)。

图3 樊学油区延6(a)和延9(b)单井日产油量与Kh值交会图Fig.3 Crossplot of daily production of single well and Kh of Yan 6 and Yan 9 in Fanxue oil region

图4 樊学油区长4+5(a)和长8(b)单井日产油量与Kh值交会图Fig.4 Crossplot of daily production of single well and Kh of Chang 4+5 and Chang 8 in Fanxue oil region

图5 樊学油区范山—张西梁区新井经济可采储量图Fig.5 Economic recoverable reserves of Fanshan－Zhangxiliang area in Fanxue oil region

由图5可知:延6、延9、长4+5、长8油藏平均井深分别为1840m、1960m、2310m、2560m时，对应的经济极限可采储量分别为 2980t、3020t、3450t、3510t，对应千米井深单井经济极限可采储量分别为 1619t、1540t、1493t、1371t。

3.2.4 单井经济极限储量丰度界限

根据单井经济极限可采储量界限、采收率和井网密度计算可知，不同深度油藏储量丰度下限为:延 6为 9.2×104t/km2，延 9为 9.3×104t/km2，长4+5为20.9×104t/km2，长8为21.6×104t/km2(表5)。

3.2.5 层系间技术经济跨度

根据以前多层组合层系内生产井段跨度界限研究成果［7］，结合樊学油区的地质特点及目前分采分注的工艺技术，最终确定本区油藏跨距取值小于150m。

表5 经济及技术界限值与实际值比较表Table 6 Comparison between economic＆technical boundary value and the actual value

3.3 层系划分组合结果

根据开发层系的组合原则，结合各层系特点和技术经济评价指标，樊学油区油藏划分为3个开发层系，即:延安组、长4+5、长8各划分为一套开发层系，理由如下:

(1)每套油藏均达到独立开采的理论技术经济界限值。通过计算的经济及技术界限值与实际值比较可见 (表5)，各层系平均单井初期产量为4.09～8.33t/d，极限值最大为1.53t/d;平均单井可采储量为4215～8558t，经济极限值最大为3510t;储量丰度为 (26.5～40.5) ×104t/km2，经济极限值最大为21.6×104t/km2;Kh为5～266 mD·m，经济极限值为2.2～10.2 mD·m，各层系参数实际值均大于经济极限值，因此单套层系油藏满足开发的经济界限。另外延安组、长4+5、长8地质储量分别为273.60×104t、1204×104t、688×104t，含油砂体分布广，叠合程度高，具备划分层系物质基础，满足原则 (1)(3.1层系划分与组合原则)。

(2)延安组、长4+5、长8油藏纵向上隔层厚度分别为370m和350m，平均隔层厚度分别为90m和85m，3套开发层系之间存在明显隔层，分布稳定，满足原则 (2)。

(3)根据统计结果，每套油层各小层间渗透率极差均小于5，物性相似，压力和温度系统也在一个级别，满足原则 (3)和原则 (4)。

(4)延安组、长4+5、长8油藏之间油层段跨距小于150m，满足原则5。

4 分层系开发方案

4.1 方案部署原则

(1)采用油水井分采分注方式，分3套层系开发，长8、长4+5、延安组油藏各自为一套层系(包括延6、延9油藏)。

(2)在多层系含油面积叠合区域，老井归位采取“就下不就上”原则，即长8油藏有效厚度范围内的老井全部归到长8油藏，长4+5、延安组重新打井，以此类推，形成3套井网开发互不干扰。

(3)在现有已基本形成井网的区域，以加密、转注等方式对注采井网进行完善调整，整体部署，分步实施。平面上尽可能使油井多向受效 (指油井受到多口注水井多方向注水受效)，以保证注采井网具有较高的水驱控制程度和水驱动用程度，提高最终采收率。

(4)为了保证单井初期产量和方案效益，新开发井原则上部署在延安组有效厚度2m线以上、长4+5、长8有效厚度5m线以上的区域内。

4.2 分层系开发方案

根据储层发育状况、目前剩余油潜力分布状况、经济界限参数和调整技术研究成果，依据上述调整原则，选取区块内主要叠合区域进行方案设计［8］。各层系开发方案如下 (图6、表6)。

表6 樊学油区分层系注采方案设计表Table 8 Design of injection production in each branch layer series of Fanxue oil region

图6 分层系开发井网示意图Fig.6 Schematic diagram of layered development well network

4.2.1 延安组

采用一套层系，一套井网，新区同步注水开发，老区滞后注水开发。在基本形成井网区域，以完善现有井网为主，新区采用正方形反九点注水井网布井，菱形长对角线方向为NE70°，井距为280m。地层压力保持在10.16～11.43MPa之间，采油井合理流压为6.19～7.22MPa，合理生产压差为11.54MPa，注水井井口压力控制在20.5MPa以下。投产后日注水量在28m3左右，延6和延9油层合采后采油井单井平均配产量为4.44t/d，最终采收率标定为31%。

4.2.2 延长组长4+5

采用一套层系，一套井网，新区超前注水开发，老区滞后注水开发。在基本形成井网区域，以完善现有井网为主，新区采用菱形反九点注水井网布井，菱形长对角线方向为NE70°，井距为500m，排距为130m。地层压力保持在 16.2～16.9MPa之间，采油井合理流压为5.67～6.62MPa，合理生产压差为10.73 MPa，注水井井口压力控制在17.6MPa以下。超前注水期间，平均单井日注水量15m3，超前注水时间为120天;投产后日注水量为10m3，新井单井产油量为1.3t/d，老井单井标定为0.56t/d，最终采收率标定为19.0%。

4.2.3 延长组长8

用一套层系，一套井网，新区超前注水开发，老区滞后注水开发。在基本形成井网区域，以完善现有井网为主，新区采用菱形反九点注水井网布井，菱形长对角线方向为NE70°，井距为450m，排距为120m。地层压力保持在18.8～19.7MPa之间，采油井合理流压为6.19～7.22MPa，合理生产压差为 11.54MPa，注水井井口压力控制在20.5MPa以下。超前注水期间，平均单井日注水量为10m3，超前注水时间为100～110天;新井单井产油量为2.2t/d，老井单井标定为1.11 t/d，最终采收率标定为18.0%。

4.3 分层系开发指标预测

由于本区缺乏实际的分层系生产动态资料，因此选取储量叠合区域建立了三维地质模型，应用数值模拟手段来模拟分层系开发的效果。

首先，搭建分层系的三维地质模型 (图7)，包含主要含油层位延6、延9、长4+5、长8。建模采用角点网格，平面上网格步长为20×20，采用确定性建模的方法，结合区块的钻井、测井、岩心、测试等资料、建立符合该区域地质结构和物性属性的三维地质模型。

其次，建立三维数值模型。通过对模型的修正，将模型计算结果与油藏的实际生产动态进行拟合，从而得到可靠的油气动态模型。通过对区块相对渗透率曲线归一化处理、高压物性资料的整理换算，分别对区块和单井进行历史拟合。历史拟合采用定产油量来拟合区块压力和含水率的方式。对区块相对渗透率曲线调整后，区块计算的日产油量、累计产油量与历史产量完全一致 (图8a、图8b)，区块历史综合含水率和累计产液量与计算的基本一致 (图8c、图8d)。对区内36口井均进行了拟合，经过细致地分析、校对、调整工作，单井各参数拟合符合率大于85%，例如XX2和XX3井的日产水量与综合含水率拟合曲线与实测值基本吻合 (图9、图10)。

图7 樊学油区各层系储层分布建模图Fig.7 Each layer modeling of reservoir distribution in Fanxue oil region

图8 XX1井拟合曲线图Fig.8 Fitting curve in XX1 well

图9 XX2井拟合曲线图Fig.9 Fitting curve in XX2 well

图10 XX3井拟合曲线图Fig.10 Fitting curve in XX3 well

通过3套合采和3套分采的数值模拟结果对比可以看出 (表7):方案一的3套层系合采后，由于延安组物性远远好于长4+5和长8，主要产层为延安组，长4+5与长8对产量贡献较少;方案二分采后通过各指标对比，15年末累计产油15.99×104t，远高于合采的9.17×104t，15年累计增油6.82×104t，15年末采油速度由0.27%提高到0.63%，采出程度由10.1%提高到14.3%。15年末方案一压力只有5.1MPa，方案二压力保持在7.8MPa。方案二分层开发的最终采收率为22.9%，远高于合采的15.9%。因此，综合评价分3套层系开发效果远好于合采的开发效果。

表7 范山—张西梁区4440-1井区不同层系方案指标对比表Table 9 Comparison of different strata program indicators in 4440-1 well region of Fanshan-Zhangxiliang area

5 结 论

(1)针对樊学油区超低渗透油藏的特点，依据油藏的经济界限结合油藏工程对油藏层系进行了划分，确定该区油藏分为延安组、长4+5、长8共3个开发层系。

(2)设计了樊学油区分层系开发部署方案，并对该方案进行了数值模拟，预测了开发指标。合层开发方案预测储量动用程度为65.2%，水驱控制程度为52.0%，最终采收率为15.9%;分层开发方案预测区块储量动用程度为91.9% ，提高了26.7%;水驱控制程度为96.3%，提高了44.3%;最终采收率为22.9%，提高了7%。

(3)超低渗透多油层复合油藏分层系开发可提高储量动用程度、水驱控制程度及注采对应率，有效地保持了地层压力，提高了油田的采油速度和最终采收率，改善了油藏开发效果。

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