鄂爾多斯盆地樊學油區(qū)開發(fā)層系的劃分與組合研究

趙鵬飛，葛宏選，施里宇

(陜西延長石油 (集團)有限責任公司研究院，陜西西安 710075)

定邊樊學油區(qū)含油層位較多，各油層組油藏控制類型不完全相同，延安組油藏受構(gòu)造控制，油藏邊底水活躍，以邊底水驅(qū)動為主;延長組油藏為巖性油藏，以彈性—溶解氣驅(qū)動為主。除此之外，各油層物性存在差異，層間滲透率差異大［1］。目前主要采用一套井網(wǎng)，一套層系開發(fā)，各小層動用不均衡、層間干擾嚴重，儲量損失大，限制了資源的高效開發(fā)與動用，制約了油田的發(fā)展［2］。針對以上問題，采用了動靜態(tài)綜合分析方法，對油藏層間差異、動靜態(tài)特征進行了評價，然后采用數(shù)值模擬方法，參考國內(nèi)分層界限及本區(qū)經(jīng)濟界限進行了層系組合及優(yōu)選，為樊學油區(qū)合理劃分層系提供了依據(jù)，為相似油田層系劃分組合提供了借鑒參考。

1 油藏基本地質(zhì)特征

樊學油區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中部的定邊油田，構(gòu)造基本形態(tài)為一東高西低的單斜，地層傾角為0.5°～1.0°(圖1)。主要有5套含油層系:侏羅系延安組的延9、三疊系延長組長2、長4+5、長6、長8油層組，每個油層組包含2～4個砂巖組，每個砂巖組又包含2～4個小層。延安組油藏受構(gòu)造控制，邊底水活躍，以邊底水驅(qū)動為主;延長組油藏以巖性控制為主，主要為彈性—溶解氣驅(qū)動。延安組儲層物性好，平均空氣滲透率為51mD，孔隙度為16.0%;延長組儲層物性差，平均空氣滲透率小于1mD，孔隙度小于12%。延長組長4+5和長8油層組物性差異大，長4+5、長8平均空氣滲透率分別為0.98 mD、0.51mD，相差2倍左右?？v向上油藏中深主要為1644～2499m，最高可達到 855m。壓力最低為11.85MPa，最高為17.73MPa(表1)。

表1 樊學油區(qū)各主力油藏層間差異明細表Table 1 Difference schedule between layers of each main reservoir in Fanxue oil region

2 油藏開發(fā)現(xiàn)狀分析

樊學油區(qū)2004年投產(chǎn)，工區(qū)面積為76km2，總井數(shù)為450余口，含油面積為45.8km2，地質(zhì)儲量為2224.5×104t。目前主要采用一套井網(wǎng)，一套層系開發(fā)，各小層動用不均衡、層間干擾嚴重，儲量損失大，限制了資源的高效開發(fā)與動用，制約了油田的發(fā)展。

通過統(tǒng)計樊學油區(qū)近幾年的生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，縱向上各油藏動態(tài)指標具有較大差異 (表2)，總體表現(xiàn)為延安組要遠好于延長組。延安組物性好，其初期采液強度、目前采油強度均遠高于延長組。延安組的延6和延9各指標相差不大;長4+5和長8目前綜合含水率和壓力系數(shù)差異較大。長8目前綜合含水只有23.1%，遠低于長4+5的52.2%。長8壓力系數(shù)為0.52，高于長4+5的0.47。綜合來看，延安組和長4+5、長8這3套層系動態(tài)指標差異較大，目前油藏基本是一套層系開發(fā)，已不能滿足目前開發(fā)的需要。一套層系開發(fā)，長4+5和長8采出程度只有2%左右，儲量得不到有效動用，必須進行開發(fā)層系細分，但由于儲層物性差異大及儲量豐度低，細分開發(fā)層系必須加強層系的技術(shù)政策研究，進行層系內(nèi)合理滲透率級差、層數(shù)、厚度及控制儲量研究，確保開發(fā)效果及經(jīng)濟效益。

表2 樊學油區(qū)各油藏動態(tài)指標對比表Table 2 Contrast of dynamic index in each reservoir of Fanxue oil region

3 層系劃分與組合評價

3.1 層系劃分與組合原則及說明

根據(jù)國內(nèi)外油田開發(fā)實踐及研究成果［3～5］，結(jié)合本區(qū)開發(fā)特點，主要依據(jù)以下幾條來確定開發(fā)層系劃分及組合原則。

原則 (1)，一套獨立的開發(fā)層系應具有一定的儲量，以保證油井具有一定的生產(chǎn)能力，達到較好的技術(shù)經(jīng)濟指標，并使得油井具有高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的儲量基礎(chǔ)。

原則 (2)，一套開發(fā)層系上下必須有良好的隔層，以便在注水開發(fā)時可與其他層系嚴格分開，防止不同層系之間的竄流和干擾，以免造成開發(fā)動態(tài)的復雜化。

原則 (3)，同一開發(fā)層系的油層性質(zhì)應相似，主要是各砂體的滲透率和延伸分布狀況不能相差太大，以保證層系內(nèi)各油層對注水方式和注采井網(wǎng)具有共同的適應性。

原則 (4)，同一開發(fā)層系內(nèi)的油層構(gòu)造形態(tài)、油水分布、壓力系統(tǒng)和原油性質(zhì)應接近一致。

原則 (5)，開發(fā)井段不宜過長，相鄰油層盡可能組合在一起，避免層系劃分過細，保證目前采油工藝技術(shù)水平的適應性，以免造成開發(fā)階段的復雜化，減少投資和建設(shè)工作量，提高綜合經(jīng)濟效益。

根據(jù)本區(qū)的開發(fā)特點，原則 (1)主要從單井經(jīng)濟極限初期產(chǎn)油量、單井經(jīng)濟極限可采儲量、單井經(jīng)濟極限Kh值、單層系經(jīng)濟極限儲量豐度界限進行定量研究;原則 (2)由于探區(qū)各層系間泥巖隔層發(fā)育，本次不進行重點論述;前文油藏基本地質(zhì)特征和開發(fā)現(xiàn)狀中已經(jīng)描述過各層系間物性差異大，所以原則 (3)、原則 (4)本次也不作為重點論述;原則 (5)主要依據(jù)層系間的經(jīng)濟跨度來確定劃分界限。因此，重點對原則 (1)、原則 (5)的定量標準進行研究。

3.2 分層系開發(fā)經(jīng)濟及技術(shù)界限

3.2.1 單井經(jīng)濟極限初期產(chǎn)油量界限

單井經(jīng)濟極限初期產(chǎn)油量公式:

式中 qomin——生產(chǎn)井經(jīng)濟極限初期產(chǎn)油量，t/d;

Id——單井鉆井采油投資，萬元;

Ib——單井地面建設(shè)投資，萬元;

Ie——單井勘探費用，萬元;

Id+Ib+Ie——單井基本建設(shè)總投資，萬元;

R——貸款年利率;

T——評價期限，a;

β——油井系數(shù) (總井數(shù)/油井數(shù));

τo——油井年開井時率;

αo——原油商品率;

L——原油價格，元/t;

O——噸油成本，元/t;

TAX——噸油銷售稅，元/t;

Dc——評價期內(nèi)產(chǎn)油量平均遞減率。

根據(jù)經(jīng)濟極限油藏工程公式［6］，結(jié)合樊學油區(qū)的實際參數(shù)，表3、表4中各層系鉆井成本、采油成本、地面投資成本等參數(shù)取自定邊采油廠2013年油田的實際鉆開發(fā)井投資數(shù)據(jù)。結(jié)合各油藏目前遞減規(guī)律，延6、延9、長4+5、長8平均年遞減率分別取 0.13%、0.11%、0.06%、0.08%，計算出單井經(jīng)濟極限初期產(chǎn)油量，并繪制了圖版(圖2)。

表3 各油藏建設(shè)投資參數(shù)及遞減率取值表Table 3 Construction investment parameters and decline rate values of each reservoir

表4 樊學油區(qū)范山—張西梁區(qū)各參數(shù)取值表Table 4 Parameter of Fanshan-Zhangxiliang area in Fanxue oil region

圖2 樊學油區(qū)范山—張西梁區(qū)新井經(jīng)濟極限初期產(chǎn)油量圖Fig.2 Early economic limit oil production of new wells in Fanshan－Zhangxiliang area of Fanxue oil region

由圖2可知:延6、延9、長4+5、長8油藏平均井深分別為1840m、1960m、2310m、2560m時，對應的經(jīng)濟極限初期產(chǎn)油量分別為1.23t/d、1.32t/d、1.46t/d、1.53t/d，千米井深經(jīng)濟極限初期產(chǎn)能為0.66t/d、0.67t/d、0.63t/d、0.59t/d。

3.2.2 單井經(jīng)濟極限Kh值

根據(jù)實際生產(chǎn)井打開層位對應測井解釋的Kh值，回歸Kh值與產(chǎn)量的關(guān)系曲線，對應單井經(jīng)濟極限初期產(chǎn)油量得到經(jīng)濟Kh值界限。

延6，當Kh大于6.5mD·m時，單井初產(chǎn)高于1.23t/d;延9，當Kh大于10.2mD·m時，單井初產(chǎn)高于1.32t/d;長4+5，當Kh大于2.21 mD·m時，單井初產(chǎn)高于1.46t/d;長8，當Kh大于3.14mD·m時，單井初產(chǎn)高于1.53t/d，見圖3、圖4。

3.2.3 單井經(jīng)濟可采儲量界限

單井經(jīng)濟極限可采儲量公式:

式中 Nmink——單井經(jīng)濟極限可采儲量，104t。

根據(jù)上述單井經(jīng)濟極限可采儲量公式結(jié)合范山—張西梁區(qū)的參數(shù)，計算了區(qū)塊新井經(jīng)濟可采儲量的數(shù)值，并繪制了圖版 (圖5)。

圖3 樊學油區(qū)延6(a)和延9(b)單井日產(chǎn)油量與Kh值交會圖Fig.3 Crossplot of daily production of single well and Kh of Yan 6 and Yan 9 in Fanxue oil region

圖4 樊學油區(qū)長4+5(a)和長8(b)單井日產(chǎn)油量與Kh值交會圖Fig.4 Crossplot of daily production of single well and Kh of Chang 4+5 and Chang 8 in Fanxue oil region

圖5 樊學油區(qū)范山—張西梁區(qū)新井經(jīng)濟可采儲量圖Fig.5 Economic recoverable reserves of Fanshan－Zhangxiliang area in Fanxue oil region

由圖5可知:延6、延9、長4+5、長8油藏平均井深分別為1840m、1960m、2310m、2560m時，對應的經(jīng)濟極限可采儲量分別為 2980t、3020t、3450t、3510t，對應千米井深單井經(jīng)濟極限可采儲量分別為 1619t、1540t、1493t、1371t。

3.2.4 單井經(jīng)濟極限儲量豐度界限

根據(jù)單井經(jīng)濟極限可采儲量界限、采收率和井網(wǎng)密度計算可知，不同深度油藏儲量豐度下限為:延 6為 9.2×104t/km2，延 9為 9.3×104t/km2，長4+5為20.9×104t/km2，長8為21.6×104t/km2(表5)。

3.2.5 層系間技術(shù)經(jīng)濟跨度

根據(jù)以前多層組合層系內(nèi)生產(chǎn)井段跨度界限研究成果［7］，結(jié)合樊學油區(qū)的地質(zhì)特點及目前分采分注的工藝技術(shù)，最終確定本區(qū)油藏跨距取值小于150m。

表5 經(jīng)濟及技術(shù)界限值與實際值比較表Table 6 Comparison between economic＆technical boundary value and the actual value

3.3 層系劃分組合結(jié)果

根據(jù)開發(fā)層系的組合原則，結(jié)合各層系特點和技術(shù)經(jīng)濟評價指標，樊學油區(qū)油藏劃分為3個開發(fā)層系，即:延安組、長4+5、長8各劃分為一套開發(fā)層系，理由如下:

(1)每套油藏均達到獨立開采的理論技術(shù)經(jīng)濟界限值。通過計算的經(jīng)濟及技術(shù)界限值與實際值比較可見 (表5)，各層系平均單井初期產(chǎn)量為4.09～8.33t/d，極限值最大為1.53t/d;平均單井可采儲量為4215～8558t，經(jīng)濟極限值最大為3510t;儲量豐度為 (26.5～40.5) ×104t/km2，經(jīng)濟極限值最大為21.6×104t/km2;Kh為5～266 mD·m，經(jīng)濟極限值為2.2～10.2 mD·m，各層系參數(shù)實際值均大于經(jīng)濟極限值，因此單套層系油藏滿足開發(fā)的經(jīng)濟界限。另外延安組、長4+5、長8地質(zhì)儲量分別為273.60×104t、1204×104t、688×104t，含油砂體分布廣，疊合程度高，具備劃分層系物質(zhì)基礎(chǔ)，滿足原則 (1)(3.1層系劃分與組合原則)。

(2)延安組、長4+5、長8油藏縱向上隔層厚度分別為370m和350m，平均隔層厚度分別為90m和85m，3套開發(fā)層系之間存在明顯隔層，分布穩(wěn)定，滿足原則 (2)。

(3)根據(jù)統(tǒng)計結(jié)果，每套油層各小層間滲透率極差均小于5，物性相似，壓力和溫度系統(tǒng)也在一個級別，滿足原則 (3)和原則 (4)。

(4)延安組、長4+5、長8油藏之間油層段跨距小于150m，滿足原則5。

4 分層系開發(fā)方案

4.1 方案部署原則

(1)采用油水井分采分注方式，分3套層系開發(fā)，長8、長4+5、延安組油藏各自為一套層系(包括延6、延9油藏)。

(2)在多層系含油面積疊合區(qū)域，老井歸位采取“就下不就上”原則，即長8油藏有效厚度范圍內(nèi)的老井全部歸到長8油藏，長4+5、延安組重新打井，以此類推，形成3套井網(wǎng)開發(fā)互不干擾。

(3)在現(xiàn)有已基本形成井網(wǎng)的區(qū)域，以加密、轉(zhuǎn)注等方式對注采井網(wǎng)進行完善調(diào)整，整體部署，分步實施。平面上盡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)，以保證注采井網(wǎng)具有較高的水驅(qū)控制程度和水驅(qū)動用程度，提高最終采收率。

(4)為了保證單井初期產(chǎn)量和方案效益，新開發(fā)井原則上部署在延安組有效厚度2m線以上、長4+5、長8有效厚度5m線以上的區(qū)域內(nèi)。

4.2 分層系開發(fā)方案

根據(jù)儲層發(fā)育狀況、目前剩余油潛力分布狀況、經(jīng)濟界限參數(shù)和調(diào)整技術(shù)研究成果，依據(jù)上述調(diào)整原則，選取區(qū)塊內(nèi)主要疊合區(qū)域進行方案設(shè)計［8］。各層系開發(fā)方案如下 (圖6、表6)。

表6 樊學油區(qū)分層系注采方案設(shè)計表Table 8 Design of injection production in each branch layer series of Fanxue oil region

圖6 分層系開發(fā)井網(wǎng)示意圖Fig.6 Schematic diagram of layered development well network

4.2.1 延安組

采用一套層系，一套井網(wǎng)，新區(qū)同步注水開發(fā)，老區(qū)滯后注水開發(fā)。在基本形成井網(wǎng)區(qū)域，以完善現(xiàn)有井網(wǎng)為主，新區(qū)采用正方形反九點注水井網(wǎng)布井，菱形長對角線方向為NE70°，井距為280m。地層壓力保持在10.16～11.43MPa之間，采油井合理流壓為6.19～7.22MPa，合理生產(chǎn)壓差為11.54MPa，注水井井口壓力控制在20.5MPa以下。投產(chǎn)后日注水量在28m3左右，延6和延9油層合采后采油井單井平均配產(chǎn)量為4.44t/d，最終采收率標定為31%。

4.2.2 延長組長4+5

采用一套層系，一套井網(wǎng)，新區(qū)超前注水開發(fā)，老區(qū)滯后注水開發(fā)。在基本形成井網(wǎng)區(qū)域，以完善現(xiàn)有井網(wǎng)為主，新區(qū)采用菱形反九點注水井網(wǎng)布井，菱形長對角線方向為NE70°，井距為500m，排距為130m。地層壓力保持在 16.2～16.9MPa之間，采油井合理流壓為5.67～6.62MPa，合理生產(chǎn)壓差為10.73 MPa，注水井井口壓力控制在17.6MPa以下。超前注水期間，平均單井日注水量15m3，超前注水時間為120天;投產(chǎn)后日注水量為10m3，新井單井產(chǎn)油量為1.3t/d，老井單井標定為0.56t/d，最終采收率標定為19.0%。

4.2.3 延長組長8

用一套層系，一套井網(wǎng)，新區(qū)超前注水開發(fā)，老區(qū)滯后注水開發(fā)。在基本形成井網(wǎng)區(qū)域，以完善現(xiàn)有井網(wǎng)為主，新區(qū)采用菱形反九點注水井網(wǎng)布井，菱形長對角線方向為NE70°，井距為450m，排距為120m。地層壓力保持在18.8～19.7MPa之間，采油井合理流壓為6.19～7.22MPa，合理生產(chǎn)壓差為 11.54MPa，注水井井口壓力控制在20.5MPa以下。超前注水期間，平均單井日注水量為10m3，超前注水時間為100～110天;新井單井產(chǎn)油量為2.2t/d，老井單井標定為1.11 t/d，最終采收率標定為18.0%。

4.3 分層系開發(fā)指標預測

由于本區(qū)缺乏實際的分層系生產(chǎn)動態(tài)資料，因此選取儲量疊合區(qū)域建立了三維地質(zhì)模型，應用數(shù)值模擬手段來模擬分層系開發(fā)的效果。

首先，搭建分層系的三維地質(zhì)模型 (圖7)，包含主要含油層位延6、延9、長4+5、長8。建模采用角點網(wǎng)格，平面上網(wǎng)格步長為20×20，采用確定性建模的方法，結(jié)合區(qū)塊的鉆井、測井、巖心、測試等資料、建立符合該區(qū)域地質(zhì)結(jié)構(gòu)和物性屬性的三維地質(zhì)模型。

其次，建立三維數(shù)值模型。通過對模型的修正，將模型計算結(jié)果與油藏的實際生產(chǎn)動態(tài)進行擬合，從而得到可靠的油氣動態(tài)模型。通過對區(qū)塊相對滲透率曲線歸一化處理、高壓物性資料的整理換算，分別對區(qū)塊和單井進行歷史擬合。歷史擬合采用定產(chǎn)油量來擬合區(qū)塊壓力和含水率的方式。對區(qū)塊相對滲透率曲線調(diào)整后，區(qū)塊計算的日產(chǎn)油量、累計產(chǎn)油量與歷史產(chǎn)量完全一致 (圖8a、圖8b)，區(qū)塊歷史綜合含水率和累計產(chǎn)液量與計算的基本一致 (圖8c、圖8d)。對區(qū)內(nèi)36口井均進行了擬合，經(jīng)過細致地分析、校對、調(diào)整工作，單井各參數(shù)擬合符合率大于85%，例如XX2和XX3井的日產(chǎn)水量與綜合含水率擬合曲線與實測值基本吻合 (圖9、圖10)。

圖7 樊學油區(qū)各層系儲層分布建模圖Fig.7 Each layer modeling of reservoir distribution in Fanxue oil region

圖8 XX1井擬合曲線圖Fig.8 Fitting curve in XX1 well

圖9 XX2井擬合曲線圖Fig.9 Fitting curve in XX2 well

圖10 XX3井擬合曲線圖Fig.10 Fitting curve in XX3 well

通過3套合采和3套分采的數(shù)值模擬結(jié)果對比可以看出 (表7):方案一的3套層系合采后，由于延安組物性遠遠好于長4+5和長8，主要產(chǎn)層為延安組，長4+5與長8對產(chǎn)量貢獻較少;方案二分采后通過各指標對比，15年末累計產(chǎn)油15.99×104t，遠高于合采的9.17×104t，15年累計增油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年末方案一壓力只有5.1MPa，方案二壓力保持在7.8MPa。方案二分層開發(fā)的最終采收率為22.9%，遠高于合采的15.9%。因此，綜合評價分3套層系開發(fā)效果遠好于合采的開發(fā)效果。

表7 范山—張西梁區(qū)4440-1井區(qū)不同層系方案指標對比表Table 9 Comparison of different strata program indicators in 4440-1 well region of Fanshan-Zhangxiliang area

5 結(jié) 論

(1)針對樊學油區(qū)超低滲透油藏的特點，依據(jù)油藏的經(jīng)濟界限結(jié)合油藏工程對油藏層系進行了劃分，確定該區(qū)油藏分為延安組、長4+5、長8共3個開發(fā)層系。

(2)設(shè)計了樊學油區(qū)分層系開發(fā)部署方案，并對該方案進行了數(shù)值模擬，預測了開發(fā)指標。合層開發(fā)方案預測儲量動用程度為65.2%，水驅(qū)控制程度為52.0%，最終采收率為15.9%;分層開發(fā)方案預測區(qū)塊儲量動用程度為91.9% ，提高了26.7%;水驅(qū)控制程度為96.3%，提高了44.3%;最終采收率為22.9%，提高了7%。

(3)超低滲透多油層復合油藏分層系開發(fā)可提高儲量動用程度、水驅(qū)控制程度及注采對應率，有效地保持了地層壓力，提高了油田的采油速度和最終采收率，改善了油藏開發(fā)效果。

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