延长油区探明未动用地质储量开发动用对策

郭 顺 丁 超 曲建山 郭 兰 万永平 朱 晴 王保军

（1陕西延长石油（集团）有限责任公司资源与勘探开发部；2西安石油大学地球科学与工程学院； 3陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院）

0 引言

中国自1993年从原油出口国转变成原油进口国后，原油进口量逐年增长，对外依存度持续攀升。据国家统计局公开数据，2019年中国原油进口量达5.06×108t，对外依存度达到70.8%，为近50年来最高，能源安全问题不容忽视[1]。为大力提升国内油气供应能力，各大油公司都在加大勘探开发力度，探寻更多优质资源、提高储量替代率。但是，随着中国油气勘探程度的不断深入，油气探明地质储量在持续保持较高增长的同时，低—特低渗透油藏储量占比不断增加，特别是近3年，占当年新增探明地质储量的70%以上[2]。因此，积极探索低—特低渗透油藏中探明未动用地质储量的高效动用机制和方法，不断提高资源利用效率，是油气田近、中期稳产增产的重要方向，也是当前中国增加油气产量、降低对外依存度的有效途径之一，短期内相比开拓新区、新领域的风险要略低，更为现实[3-8]。同时，这也是应对低油价的一项重要举措[9]。

延长油区通过多年的勘探开发理论研究与技术攻关，原油产量连续12年保持在千万吨以上，但后备资源不足问题严重制约其健康可持续发展[10]。因此，如何提高已动用储量采收率、有效开发探明未动用储量、获取更多优质资源等问题，将是未来一段时期内的科研攻关方向[11]。

综合以上原因，本次以伊陕斜坡东南部延长油区三叠系延长组为研究对象，对探明未动用地质储量进行剖析，提出动用对策及高效开发攻关方向，为合理有序建产、提高探明地质储量动用率（探明动用地质储量占全部探明地质储量的百分比）、保障长期稳产等提供依据。

1 探明储量动用现状分析

延长油区位于伊陕斜坡东南部（图1），地理位置上包括延长、子长、甘泉等地区（图2），面积达1.07×104km2。勘探开发主要目的层为三叠系延长组长8油层组、长7油层组、长6油层组、长4+5油层组、长2油层组；受沉积环境控制，纵向上，储层物性有较大差异，平面上砂体叠合连片，整体以低—特低渗透储层为主[12-14]。截至2019年年底，累计在延长油区20个油田的58个区块探明石油地质储量10.74×108t。其中，80.2%的探明地质储量埋深范围在500～2000m，52.6%的探明地质储量其储层渗透率小于1mD（表1）。

图1 延长油区构造位置图Fig.1 Structural location of the Yanchang oil region

经过百余年的开采，延长油区的探明地质储量总体动用程度较高，动用率达75.2%。平面上，动用率超过50%的油田有17个，其中动用率超过80%的油田有7个，动用率超过90%的油田有3个，而动用率低于50%的3个油田分别为丰富川油田（48.9%）、富北油田（46.5%）和青化砭油田（13.9%）（图2）；纵向上，三叠系延长组长6油层组、长7油层组探明地质储量动用率均超过80%，长2油层组探明地质储量动用率超过70%，长4+5油层组探明地质储量动用率接近50%，长8油层组探明地质储量动用率最低，约为38%（图3）。

图2 延长油区各油田平面位置图Fig.2 Location of each oilfield in the Yanchang oil region

表1 延长油区探明石油地质储量分布表Table 1 Classification of proven oil geological reserves in the Yanchang oil region

图3 延长油区探明石油地质储量分层动用情况Fig.3 Layering development of proven oil reserves in the Yanchang oil region

2 探明未动用地质储量分类开发动用对策

勘探开发实践证明，对于低—特低渗透储层探明地质储量的加快动用，首先要攻关集成开发工艺配套技术[15-18]，简化工艺流程及地面配套设施，降低开发成本[19-20]；其次要不断完善资源价值评价方法，加大科技投入，做好开发前的精细油藏描述；同时要利用好国家相关税费政策，激发各油公司的油气开发积极性，要注重开发动用对策和动用程序，明确技术攻关方向，才能加快动用，有效提高探明地质储量的动用率[21-27]。为解决研究区油藏物性差、产量低的开发瓶颈，实现储量高效动用，延长油区自2000年开始进行水平井矿场试验探索，磨平3和七平1等井成功突破后逐步进入规模应用阶段。对研究区常规井、水平井开发效果分析发现（图4），物性较差的长4+5—长6油层组和长7—长8油层组增产幅度大，水平井稳产产量分别为常规井稳产产量的7.1倍和 8.3倍，长1—长3油层组产量增加幅度较低，表明水平井对于低—特低渗透储层提高产能效果更明显。

图4 延长油区低—特低渗透储层常规井与水平井稳产产量对比Fig.4 Comparison of stable production between conventional wells and horizontal wells of low-ultra low permeability reservoir in the Yanchang oil region

延长油区的已开发油田大都属于低—特低渗透砂岩油藏，由于长期采用滚动开发方式，探明未动用地质储量主要分布于现有开发区周边，极少以独立的区块存在。为分类制定探明未动用地质储量的开发动用对策，本文在对大量动态、静态数据分析统计的基础上，主要考虑地质因素、开采依托条件、地面压覆情况等对探明未动用地质储量进行分类（表2）。

表2 延长油区探明未动用地质储量分类判别依据Table 2 Discrimination criteria of classification of proved undeveloped oil reserves in the Yanchang oil region

根据以上分类判别标准，将探明未动用地质储量分为近期已规划动用储量、暂时不可动用储量和长期不可动用储量三大类，占比分别为26.3%、55.1%和18.6%（表3）。

截至2019年年底，延长油区探明未动用地质储量26629.50×104t，占总探明地质储量的24.8%。探明未动用地质储量平面上，主要分布在甘谷驿、子长、子北、下寺湾、川口、丰富川和涧峪岔等7个油田，合计占72.1%（图2）；纵向上，主要分布在延长组长6油层组，长2油层组次之，其余3个油层组分布较少（表3）。

表3 延长油区探明未动用地质储量分类表Table 3 Classification of proved undeveloped oil reserves in the Yanchang oil region

2.1 近期已规划动用储量

根据产能建设规划，延长油区近期已规划动用储量达6996.26×104t。该类探明未动用地质储量通常位于成熟开发区块周边，地质条件相对较好，可采储量丰度基本在（6～8）×104t/km2，储层孔隙度为9%～10%、渗透率为0.4～0.6mD，通过正常开发程序即可实现有效动用，预计可新建产能（42～55）× 104t/a。平面上，主要分布在下寺湾、子北、子长等13个油田；纵向上，在各油层组均有分布，其中在长6油层组最多，长7油层组最少（表3）。但在储量动用过程中，应依据油气富集程度、可采储量丰度，结合井场建设、注水配套、产量任务及以往分层开发效果，充分利用已有钻井、测井、分析化验及生产动态等资料潜力，创新思路深化油藏地质研究，做好近期已规划动用储量分布区的优化排队，完善部署方案，合理开发动用。

2.2 暂时不可动用储量

暂时不可动用储量共计14687.92×104t，是延长油区稳产增产的潜力区，主要可分为3类：①因储层物性条件差、储量丰度低或含水率高等暂时未动用；②因早期利用裸眼井开发，储量动用程度低；③因油层太浅无法部署丛式井暂时无法动用。平面上，该类储量主要分布在甘谷驿、下寺湾、子长等15个油田；纵向上，该类储量主要分布在长2油层组、长4+5油层组和长6油层组，分别占总探明未动用地质储量的20.8%、13.9%和20.4%。其中：

（1）分布于下寺湾、子长、蟠龙等油田非主力油层的暂时不可动用储量，主要因物性相对较差、产能低、含水率高等，且由于油田“先肥后瘦”的开采顺序，导致其动用程度相对较低，后期通过开发层系调整即可动用，但需攻关储层压裂增产及配套技术，提高单井产量，降低成本，实现经济、有效动用。

表4 甘谷驿油田裸眼井区水平井与常规井开发效果对比Table 4 Comparison of development effect between conventional wells and horizontal wells in open hole block in Ganguyi Oilfield

（2）分布于青化砭、丰富川油田的长2油层组和甘谷驿、延长等油田的长6油层组中暂时不可动用储量，主要因开发时间较早、多裸眼完井、单井压裂次数多（平均单井压裂4.6次）、后期改造难度大导致其动用程度较低。该部分探明未动用地质储量占比大，但储层条件相对较好，油层厚度一般为2～10m，长2油层组储层渗透率平均为10.2mD，长6油层组储层渗透率平均为0.9mD，具备重新动用的地质基础。近年来，在甘谷驿油田裸眼井区开展的二次开发试验取得较好效果（表4），主要做法是对裸眼井进行封固、重新钻探水平井、体积压裂后投产，并根据原裸眼井的井距优化裂缝展布方位，预防封固的裸眼井因水平井体积压裂产生压通、压窜现象，最大限度释放产能。该试验区共封固裸眼井34口，投产水平井7口，周边已封固裸眼井未发生冒油、出水等相关压裂事故，水平井初期日产油量是邻区常规井的4倍，充分说明在裸眼井区可以采用水平井开发实现探明未动用地质储量的再次动用。

（3）位于南泥湾油田的浅层油藏，因油层太浅无法部署丛式井。由于上覆压力小，且岩性油藏储层层理发育，水平井分段压裂后易形成水平裂缝，理论上该类油藏不适合采用水平井开发。但通过探索，在七里村、甘谷驿等油田采用“创新轨迹设计+体积压裂”的开发思路，利用“弓形”水平井井眼轨迹实施的浅层水平井，已投产满1年的井有33口，平均单井稳产产量达3.7t/d、第1年累计产油1526.1t，分别为常规井的13.1倍和11.9倍，效果较好。因此，针对南泥湾油田的浅层油藏，也可采用“弓形”水平井设计方法，配合浅层缝网压裂技术，增加单井控制储量，提高采油速度，从而实现该部分探明未动用地质储层的高效动用。

通过以上对策，结合暂时不可动用储量的分区、分层及区域地质条件，预计可将11015.93×104t的 暂时不可动用储量进行动用，新建产能（55～82）× 104t/a，其余探明未动用地质储量可根据后期开发情况进行复（核）算，进一步核实其可靠性。

2.3 长期不可动用储量

长期不可动用储量共计4945.33×104t，主要受地表条件限制（包括居住区、道路、河流、农田、森林保护区、水资源保护区、人文保护区等）导致长期无法动用。平面上，主要分布在青化砭、富北、甘谷驿等15个油田；纵向上，主要分布在长2油层组，长6油层组次之，分别占总探明未动用地质储量的10.5%和7.3%，长4+5油层组占比最低，仅占总探明未动用地质储量的0.8%（表3）。

为实现地面受限区域长期不可动用储量的高效动用，油区在有条件的地区已实施水平井225口，动用含油面积74.2km2，盘活探明地质储量2546.70×104t，目前平均单井日产油2.5t。今后应依据地面受限区域开发经验，结合地质条件和地面条件进一步优化动用方式和技术，如受限面积较小的瓦窑堡、下寺湾、河庄坪等油田，采用水平井集中化、大位移等钻完井技术，可全部实现动用；子长、川口、子北等油田与城区、工业园区、煤矿、村庄等叠置面积较大区域，可根据地下砂体展布，采用大位移水平井实现资源有效动用。预计可增加探明动用地质储量2225.40×104t，新建产能（10～18）×104t/a，使该类探明未动用储量的动用率提高至45%以上。同时，还可有效降低土地占用、前期投资和采油成本，从而提高资源利用效率和开发经济效益。

3 结论

（1）依据地质条件、设施配套及地面压覆等因素，将延长油区探明未动用地质储量划分为近期已规划动用储量、暂时不可动用储量和长期不可动用储量三大类。其中，加快动用暂时不可动用储量和长期不可动用储量中因地面条件限制无法动用的部分探明未动用地质储量，是提高延长油区探明地质储量动用率的关键。

（2）通过对暂时不可动用储量中占比较大的延长组长2油层组和长6油层组开展地质评价，结合油藏特征和工程技术实用性，进一步提出在青化砭、丰富川两个油田的长2油层组及甘谷驿、延长等油田的长6油层组实施“水平井+体积压裂”“创新轨迹设计+体积压裂”等针对性措施技术，从而提高单井产量，实现探明未动用地质储量的高效动用。

（3）以油藏为对象，细化开发对策研究，通过调整完善井网、提高注采对应率等措施，持续推进油田精细注水，动用“死油区”的探明未动用地质储量，提高注采控制程度和动用范围。