基于單砂體條件下的井網控制程度研究

摘 要：H油田A201區三疊紀延長組C61沉積期處于定邊淺水臺地型曲流河三角洲平原相帶，發育了北東向帶狀展布的分流河道砂體，單期河道砂體規模大小不一，類型多樣。利用工區內垂直河道水平井測井資料及加密井巖電曲線對比，C61單期河道砂體寬度大多小于100m，河道砂體接觸方式既存在連通較好的多層式及切疊式接觸，也存在弱連通或不連通的拼接式接觸及孤立的透鏡體;一次井網控制程度較低是導致油井長期不見效的直接原因。通過量化砂體連通率，結合加密井網開發動態特征，確定了工區開發井網井距、排距界限，對油藏后期井網調整具有指導意義。

關鍵詞：河道砂體;井網控制程度;疊置模式;注采井距

1 單砂體細分與對比

1.1 研究區地質概況

H油田A201區在三疊紀延長組C61沉積期處于定邊淺水臺地型曲流河三角洲平原相帶，發育了北東向帶狀展布的分流河道砂體，以水下分流河道為主。河道砂體由于受多期疊置的影響，整體上具有層次性和結構性特征。層次性指因晚一期河道沉積對早一期河道砂體改造強度不一所表現出的砂體疊置特征，結構性即不同期次砂體之間的疊置方式及砂體內部的結構特征。

H區A201超低滲透儲層C61油層物性差，滲透率僅0.79m·D，原始含水飽和度高，電阻率低，典型的低阻油層特征。天然裂縫、壓裂縫和動態縫基本一致，開發后主向油井快速水淹、側向油井注水不見效特征，油井自然產能低，一次井網條件下難以進一步高效開發。

1.2 小層內部單砂體細分與對比

單砂體指自身垂向上和平面上都連續，但與上、下砂體間有泥巖或者不滲透夾層分隔的砂體。針對A201區C61油藏砂體橫向上變化快、類型復雜多樣的特點，研究區統層對比應在沉積體時空演化模式指導下，將現代三角洲分流河道沉積研究成果與井下電測曲線結合起來。將產層C61劃分為C611、C612兩個小層。在小層的基礎上，結合巖電組合特征，充分考慮鈣質夾層特征，利用聲波時差曲線，將C611、C612兩個小層分別細分為4個單油砂體，其中主力砂體C611-4、C612-1、C612-2河道多期疊加沉積，鈣質夾層很發育，層內非均質性強;其余非主力砂體厚度變化快，分布不穩定，物性普遍較差。通過井間砂體連通關系對比，可以發現井間單砂體變化快、連通性差，反映本區多期河道疊加成因的側向復合砂體特征。

2 砂體內部構型

2.1 單期河道砂體規模

利用工區內垂直于河道砂體水平井AP201-4井測井資料，利用自然電位、自然伽馬、聲波時差測井曲線，在水平段長度682m內，可分11條河道側向疊合，最寬河道寬度166m，其余河道寬度在28m～98m范圍內，平均每條河道寬度為62m。

利用研究區加密井網內連井剖面測井曲線沉積旋回特征，單期河道砂體寬度一般小于2個井距，部分河道在一個井距范圍內（75m），剖面上呈獨立的透鏡體形式存在。

2.2 砂體疊置模式

借鑒延河剖面露頭觀察，河道砂體疊置方式復雜多樣，主要以垂向孤立疊置、超覆式疊置和河道側向拼接為主;結合研究區測井曲線特征，總結了研究區單砂體垂向疊置有多層式、垂向切疊式、側向切疊式、側向拼接式、孤立式共五類側向接觸類型。其中順物源方向，主力砂體C611-4、

C612-1分流河道砂體多呈多層式、切疊式疊置，砂體連通性相對較好;非主力砂體呈孤立式、切疊式疊置;垂直物源方向，分流河道砂體以孤立式透鏡體、多層式分布，一次井網對河道單砂體不能有效控制的問題較為突出。

3 加密井網井排距界限

3.1 極限井距確定

通過繪制加密區剖面，建立井距與單期河道砂體連通率關系，主力砂體C611-3～C612-1砂體總體控制程度較高，當井距大于300m時，控制程度小于90.0%。因此后期調整井網井距應控制在300m以內，保證加密井網有較高的控制程度，有利于油藏高效開發。

3.2 排距確定

由于流體在低滲透油藏中滲流存在啟動壓力梯度，在確定低滲透油藏合理注采井距時如何考慮啟動壓力梯度的影響，是提高低滲透油藏開發效果的主要研究內容之一。根據H油田儲層巖心滲透率與啟動壓力梯度試驗，兩者呈指數相關關系，其相關函數為：

式中：y-表示啟動壓力梯度，MPa/m;x-表示巖心滲透率，mD。

研究區C61儲層巖心滲透率為0.79mD，平均啟動壓力梯0.097MPa/m。

根據滲流理論，在等產量一源一匯穩定滲流水動力場中，主流線上的滲流速度最大，而在任意流線上，與匯源等距離處的壓力梯度的滲流速度最小[11]。因此，可以以主流線中點處壓力梯度來確定極限注采井距，壓力梯度與井距關系式為：

式中：GD-壓力梯度，MPa/m;pe-采油井壓力，MPa;

pwf-井底流壓，MPa;pinf-注水井壓力，MPa;R-注采井距，m;rw-井筒半徑，m;r-變量井距，m。

研究區pe取值15.3MPa;pwf取值5.0MPa;pinf取值28.0MPa;rw取值0.1m。根據壓力梯度與井距關系，當井排距小于75m時，驅動壓力梯度大于啟動壓力梯度，油水井間可建立有效的驅替系統，因此加密井排距應控制在75m

以內。

2016年在研究區開展縮小井排距至75m試驗，老井轉注3個月后油井見效，含水快速上升，說明加密區砂體控制程度提高;轉注井初期實施水力壓力改造，根據井下微地震監測，改造壓裂縫寬達到20m～40m，加密實際井排距小于75m，是導致采油井含水快速上升的主要原因。鑒于研究區老井均實施水力壓裂改造投產，后期加密調整合理的井排距控制在95～115m。

4 結論

①研究區河道寬度多在28m～98m范圍，河道砂體疊置方式復雜多樣，總結了五類垂向疊置方式及側向接觸類型，其中主力河道砂體常見多層式、切疊式疊置，非主力砂體常見呈孤立式、切疊式疊置;②一次井網對主力砂體C611-3～

C612-1的控制程度為84.3%，控制程度較低;通過縮小排距加密后，主力砂體控制程度上升至95.2%，說明縮小井排距后，砂體控制程度提高，有利于壓力驅替系統建立;③以主力砂體控制程度大于90.0%為界限，研究區極限井距為300m;為了克服啟動壓力梯度對開發的影響，極限排距95～115m。

參考文獻：

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[4]唐伏平，唐海，余貝貝，等.存在啟動壓力梯度時合理注采井距確定[J].西南石油大學學報，2007，29（4）：89-91.

[5]李亮，胡建國，閻紀輝.超前注水是低滲透油田開發的重要途徑[J].新疆石油地質，2001，22（3）：232-234.

作者簡介：

路向偉，男，漢族，甘肅鎮原人，碩士研究生學歷，開發地質高級工程師，現主要從事老油田穩產研究工作。