趙鵬飛，葛宏選，施里宇

(陜西延長(zhǎng)石油 (集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075)

定邊樊學(xué)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(dòng)為主;延長(zhǎng)組油藏為巖性油藏，以彈性—溶解氣驅(qū)動(dòng)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(kāi)發(fā)，各小層動(dòng)用不均衡、層間干擾嚴(yán)重，儲(chǔ)量損失大，限制了資源的高效開(kāi)發(fā)與動(dòng)用，制約了油田的發(fā)展［2］。針對(duì)以上問(wèn)題，采用了動(dòng)靜態(tài)綜合分析方法，對(duì)油藏層間差異、動(dòng)靜態(tài)特征進(jìn)行了評(píng)價(jià)，然后采用數(shù)值模擬方法，參考國(guó)內(nèi)分層界限及本區(qū)經(jīng)濟(jì)界限進(jìn)行了層系組合及優(yōu)選，為樊學(xué)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(xué)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(zhǎng)組長(zhǎng)2、長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6、長(zhǎng)8油層組，每個(gè)油層組包含2～4個(gè)砂巖組，每個(gè)砂巖組又包含2～4個(gè)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(dòng)為主;延長(zhǎng)組油藏以巖性控制為主，主要為彈性—溶解氣驅(qū)動(dòng)。延安組儲(chǔ)層物性好，平均空氣滲透率為51mD，孔隙度為16.0%;延長(zhǎng)組儲(chǔ)層物性差，平均空氣滲透率小于1mD，孔隙度小于12%。延長(zhǎng)組長(zhǎng)4+5和長(zhǎng)8油層組物性差異大，長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)8平均空氣滲透率分別為0.98 mD、0.51mD，相差2倍左右。縱向上油藏中深主要為1644～2499m，最高可達(dá)到 855m。壓力最低為11.85MPa，最高為17.73MPa(表1)。

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

2 油藏開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀分析

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

通過(guò)統(tǒng)計(jì)樊學(xué)油區(qū)近幾年的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，縱向上各油藏動(dòng)態(tài)指標(biāo)具有較大差異 (表2)，總體表現(xiàn)為延安組要遠(yuǎn)好于延長(zhǎng)組。延安組物性好，其初期采液強(qiáng)度、目前采油強(qiáng)度均遠(yuǎn)高于延長(zhǎng)組。延安組的延6和延9各指標(biāo)相差不大;長(zhǎng)4+5和長(zhǎng)8目前綜合含水率和壓力系數(shù)差異較大。長(zhǎng)8目前綜合含水只有23.1%，遠(yuǎn)低于長(zhǎng)4+5的52.2%。長(zhǎng)8壓力系數(shù)為0.52，高于長(zhǎng)4+5的0.47。綜合來(lái)看，延安組和長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)8這3套層系動(dòng)態(tài)指標(biāo)差異較大，目前油藏基本是一套層系開(kāi)發(fā)，已不能滿足目前開(kāi)發(fā)的需要。一套層系開(kāi)發(fā)，長(zhǎng)4+5和長(zhǎng)8采出程度只有2%左右，儲(chǔ)量得不到有效動(dòng)用，必須進(jìn)行開(kāi)發(fā)層系細(xì)分，但由于儲(chǔ)層物性差異大及儲(chǔ)量豐度低，細(xì)分開(kāi)發(fā)層系必須加強(qiáng)層系的技術(shù)政策研究，進(jìn)行層系內(nèi)合理滲透率級(jí)差、層數(shù)、厚度及控制儲(chǔ)量研究，確保開(kāi)發(fā)效果及經(jīng)濟(jì)效益。

表2 樊學(xué)油區(qū)各油藏動(dòng)態(tài)指標(biāo)對(duì)比表Table 2 Contrast of dynamic index in each reservoir of Fanxue oil region

3 層系劃分與組合評(píng)價(jià)

3.1 層系劃分與組合原則及說(shuō)明

根據(jù)國(guó)內(nèi)外油田開(kāi)發(fā)實(shí)踐及研究成果［3～5］，結(jié)合本區(qū)開(kāi)發(fā)特點(diǎn)，主要依據(jù)以下幾條來(lái)確定開(kāi)發(fā)層系劃分及組合原則。

原則 (1)，一套獨(dú)立的開(kāi)發(fā)層系應(yīng)具有一定的儲(chǔ)量，以保證油井具有一定的生產(chǎn)能力，達(dá)到較好的技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，并使得油井具有高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的儲(chǔ)量基礎(chǔ)。

原則 (2)，一套開(kāi)發(fā)層系上下必須有良好的隔層，以便在注水開(kāi)發(fā)時(shí)可與其他層系嚴(yán)格分開(kāi)，防止不同層系之間的竄流和干擾，以免造成開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)的復(fù)雜化。

原則 (3)，同一開(kāi)發(fā)層系的油層性質(zhì)應(yīng)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(duì)注水方式和注采井網(wǎng)具有共同的適應(yīng)性。

原則 (4)，同一開(kāi)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(yīng)接近一致。

原則 (5)，開(kāi)發(fā)井段不宜過(guò)長(zhǎng)，相鄰油層盡可能組合在一起，避免層系劃分過(guò)細(xì)，保證目前采油工藝技術(shù)水平的適應(yīng)性，以免造成開(kāi)發(fā)階段的復(fù)雜化，減少投資和建設(shè)工作量，提高綜合經(jīng)濟(jì)效益。

根據(jù)本區(qū)的開(kāi)發(fā)特點(diǎn)，原則 (1)主要從單井經(jīng)濟(jì)極限初期產(chǎn)油量、單井經(jīng)濟(jì)極限可采儲(chǔ)量、單井經(jīng)濟(jì)極限Kh值、單層系經(jīng)濟(jì)極限儲(chǔ)量豐度界限進(jìn)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(jìn)行重點(diǎn)論述;前文油藏基本地質(zhì)特征和開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀中已經(jīng)描述過(guò)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(diǎn)論述;原則 (5)主要依據(jù)層系間的經(jīng)濟(jì)跨度來(lái)確定劃分界限。因此，重點(diǎn)對(duì)原則 (1)、原則 (5)的定量標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行研究。

3.2 分層系開(kāi)發(fā)經(jīng)濟(jì)及技術(shù)界限

3.2.1 單井經(jīng)濟(jì)極限初期產(chǎn)油量界限

單井經(jīng)濟(jì)極限初期產(chǎn)油量公式:

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

Id——單井鉆井采油投資，萬(wàn)元;

Ib——單井地面建設(shè)投資，萬(wàn)元;

Ie——單井勘探費(fèi)用，萬(wàn)元;

Id+Ib+Ie——單井基本建設(shè)總投資，萬(wàn)元;

R——貸款年利率;

T——評(píng)價(jià)期限，a;

β——油井系數(shù) (總井?dāng)?shù)/油井?dāng)?shù));

τo——油井年開(kāi)井時(shí)率;

αo——原油商品率;

L——原油價(jià)格，元/t;

O——噸油成本，元/t;

TAX——噸油銷售稅，元/t;

Dc——評(píng)價(jià)期內(nèi)產(chǎn)油量平均遞減率。

根據(jù)經(jīng)濟(jì)極限油藏工程公式［6］，結(jié)合樊學(xué)油區(qū)的實(shí)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(shí)際鉆開(kāi)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(zhǎng)4+5、長(zhǎng)8平均年遞減率分別取 0.13%、0.11%、0.06%、0.08%，計(jì)算出單井經(jīng)濟(jì)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(xué)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(xué)油區(qū)范山—張西梁區(qū)新井經(jīng)濟(jì)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(zhǎng)4+5、長(zhǎng)8油藏平均井深分別為1840m、1960m、2310m、2560m時(shí)，對(duì)應(yīng)的經(jīng)濟(jì)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(jì)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(jì)極限Kh值

根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)井打開(kāi)層位對(duì)應(yīng)測(cè)井解釋的Kh值，回歸Kh值與產(chǎn)量的關(guān)系曲線，對(duì)應(yīng)單井經(jīng)濟(jì)極限初期產(chǎn)油量得到經(jīng)濟(jì)Kh值界限。

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

3.2.3 單井經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量界限

單井經(jīng)濟(jì)極限可采儲(chǔ)量公式:

式中 Nmink——單井經(jīng)濟(jì)極限可采儲(chǔ)量，104t。

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

圖3 樊學(xué)油區(qū)延6(a)和延9(b)單井日產(chǎn)油量與Kh值交會(huì)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(xué)油區(qū)長(zhǎng)4+5(a)和長(zhǎng)8(b)單井日產(chǎn)油量與Kh值交會(huì)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(xué)油區(qū)范山—張西梁區(qū)新井經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)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(zhǎng)4+5、長(zhǎng)8油藏平均井深分別為1840m、1960m、2310m、2560m時(shí)，對(duì)應(yīng)的經(jīng)濟(jì)極限可采儲(chǔ)量分別為 2980t、3020t、3450t、3510t，對(duì)應(yīng)千米井深單井經(jīng)濟(jì)極限可采儲(chǔ)量分別為 1619t、1540t、1493t、1371t。

3.2.4 單井經(jīng)濟(jì)極限儲(chǔ)量豐度界限

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

3.2.5 層系間技術(shù)經(jīng)濟(jì)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(xué)油區(qū)的地質(zhì)特點(diǎn)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(jì)及技術(shù)界限值與實(shí)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(kāi)發(fā)層系的組合原則，結(jié)合各層系特點(diǎn)和技術(shù)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)指標(biāo)，樊學(xué)油區(qū)油藏劃分為3個(gè)開(kāi)發(fā)層系，即:延安組、長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)8各劃分為一套開(kāi)發(fā)層系，理由如下:

(1)每套油藏均達(dá)到獨(dú)立開(kāi)采的理論技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限值。通過(guò)計(jì)算的經(jīng)濟(jì)及技術(shù)界限值與實(shí)際值比較可見(jiàn) (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(chǔ)量為4215～8558t，經(jīng)濟(jì)極限值最大為3510t;儲(chǔ)量豐度為 (26.5～40.5) ×104t/km2，經(jīng)濟(jì)極限值最大為21.6×104t/km2;Kh為5～266 mD·m，經(jīng)濟(jì)極限值為2.2～10.2 mD·m，各層系參數(shù)實(shí)際值均大于經(jīng)濟(jì)極限值，因此單套層系油藏滿足開(kāi)發(fā)的經(jīng)濟(jì)界限。另外延安組、長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)8地質(zhì)儲(chǔ)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(zhǎng)4+5、長(zhǎng)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(kāi)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(jì)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(gè)級(jí)別，滿足原則 (3)和原則 (4)。

(4)延安組、長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)8油藏之間油層段跨距小于150m，滿足原則5。

4 分層系開(kāi)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(kāi)發(fā)，長(zhǎng)8、長(zhǎng)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(zhǎng)8油藏有效厚度范圍內(nèi)的老井全部歸到長(zhǎng)8油藏，長(zhǎng)4+5、延安組重新打井，以此類推，形成3套井網(wǎng)開(kāi)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(duì)注采井網(wǎng)進(jìn)行完善調(diào)整，整體部署，分步實(shí)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(dòng)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(kāi)發(fā)井原則上部署在延安組有效厚度2m線以上、長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)8有效厚度5m線以上的區(qū)域內(nèi)。

4.2 分層系開(kāi)發(fā)方案

根據(jù)儲(chǔ)層發(fā)育狀況、目前剩余油潛力分布狀況、經(jīng)濟(jì)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(jìn)行方案設(shè)計(jì)［8］。各層系開(kāi)發(fā)方案如下 (圖6、表6)。

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

圖6 分層系開(kāi)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(kāi)發(fā)，老區(qū)滯后注水開(kāi)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(diǎn)注水井網(wǎng)布井，菱形長(zhǎng)對(duì)角線方向?yàn)镹E70°，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(biāo)定為31%。

4.2.2 延長(zhǎng)組長(zhǎng)4+5

采用一套層系，一套井網(wǎng)，新區(qū)超前注水開(kāi)發(fā)，老區(qū)滯后注水開(kāi)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(diǎn)注水井網(wǎng)布井，菱形長(zhǎng)對(duì)角線方向?yàn)镹E70°，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(shí)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(biāo)定為0.56t/d，最終采收率標(biāo)定為19.0%。

4.2.3 延長(zhǎng)組長(zhǎng)8

用一套層系，一套井網(wǎng)，新區(qū)超前注水開(kāi)發(fā)，老區(qū)滯后注水開(kāi)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(diǎn)注水井網(wǎng)布井，菱形長(zhǎng)對(duì)角線方向?yàn)镹E70°，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(shí)間為100～110天;新井單井產(chǎn)油量為2.2t/d，老井單井標(biāo)定為1.11 t/d，最終采收率標(biāo)定為18.0%。

4.3 分層系開(kāi)發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)

由于本區(qū)缺乏實(shí)際的分層系生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，因此選取儲(chǔ)量疊合區(qū)域建立了三維地質(zhì)模型，應(yīng)用數(shù)值模擬手段來(lái)模擬分層系開(kāi)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(zhǎng)4+5、長(zhǎng)8。建模采用角點(diǎn)網(wǎng)格，平面上網(wǎng)格步長(zhǎng)為20×20，采用確定性建模的方法，結(jié)合區(qū)塊的鉆井、測(cè)井、巖心、測(cè)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(guò)對(duì)模型的修正，將模型計(jì)算結(jié)果與油藏的實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)行擬合，從而得到可靠的油氣動(dòng)態(tài)模型。通過(guò)對(duì)區(qū)塊相對(duì)滲透率曲線歸一化處理、高壓物性資料的整理?yè)Q算，分別對(duì)區(qū)塊和單井進(jìn)行歷史擬合。歷史擬合采用定產(chǎn)油量來(lái)擬合區(qū)塊壓力和含水率的方式。對(duì)區(qū)塊相對(duì)滲透率曲線調(diào)整后，區(qū)塊計(jì)算的日產(chǎn)油量、累計(jì)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(jì)產(chǎn)液量與計(jì)算的基本一致 (圖8c、圖8d)。對(duì)區(qū)內(nèi)36口井均進(jìn)行了擬合，經(jīng)過(guò)細(xì)致地分析、校對(duì)、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(shí)測(cè)值基本吻合 (圖9、圖10)。

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

圖8 XX1井?dāng)M合曲線圖Fig.8 Fitting curve in XX1 well

圖9 XX2井?dāng)M合曲線圖Fig.9 Fitting curve in XX2 well

圖10 XX3井?dāng)M合曲線圖Fig.10 Fitting curve in XX3 well

通過(guò)3套合采和3套分采的數(shù)值模擬結(jié)果對(duì)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(yuǎn)遠(yuǎn)好于長(zhǎng)4+5和長(zhǎng)8，主要產(chǎn)層為延安組，長(zhǎng)4+5與長(zhǎng)8對(duì)產(chǎn)量貢獻(xiàn)較少;方案二分采后通過(guò)各指標(biāo)對(duì)比，15年末累計(jì)產(chǎn)油15.99×104t，遠(yuǎn)高于合采的9.17×104t，15年累計(jì)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(kāi)發(fā)的最終采收率為22.9%，遠(yuǎn)高于合采的15.9%。因此，綜合評(píng)價(jià)分3套層系開(kāi)發(fā)效果遠(yuǎn)好于合采的開(kāi)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(biāo)對(duì)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(duì)樊學(xué)油區(qū)超低滲透油藏的特點(diǎn)，依據(jù)油藏的經(jīng)濟(jì)界限結(jié)合油藏工程對(duì)油藏層系進(jìn)行了劃分，確定該區(qū)油藏分為延安組、長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)8共3個(gè)開(kāi)發(fā)層系。

(2)設(shè)計(jì)了樊學(xué)油區(qū)分層系開(kāi)發(fā)部署方案，并對(duì)該方案進(jìn)行了數(shù)值模擬，預(yù)測(cè)了開(kāi)發(fā)指標(biāo)。合層開(kāi)發(fā)方案預(yù)測(cè)儲(chǔ)量動(dòng)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(kāi)發(fā)方案預(yù)測(cè)區(qū)塊儲(chǔ)量動(dòng)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(fù)合油藏分層系開(kāi)發(fā)可提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度、水驅(qū)控制程度及注采對(duì)應(yīng)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(kāi)發(fā)效果。

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