摘 要：H油田A201區(qū)三疊紀(jì)延長(zhǎng)組C61沉積期處于定邊淺水臺(tái)地型曲流河三角洲平原相帶，發(fā)育了北東向帶狀展布的分流河道砂體，單期河道砂體規(guī)模大小不一，類型多樣。利用工區(qū)內(nèi)垂直河道水平井測(cè)井資料及加密井巖電曲線對(duì)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(wǎng)控制程度較低是導(dǎo)致油井長(zhǎng)期不見效的直接原因。通過量化砂體連通率，結(jié)合加密井網(wǎng)開發(fā)動(dòng)態(tài)特征，確定了工區(qū)開發(fā)井網(wǎng)井距、排距界限，對(duì)油藏后期井網(wǎng)調(diào)整具有指導(dǎo)意義。

關(guān)鍵詞：河道砂體;井網(wǎng)控制程度;疊置模式;注采井距

1 單砂體細(xì)分與對(duì)比

1.1 研究區(qū)地質(zhì)概況

H油田A201區(qū)在三疊紀(jì)延長(zhǎng)組C61沉積期處于定邊淺水臺(tái)地型曲流河三角洲平原相帶，發(fā)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(jié)構(gòu)性特征。層次性指因晚一期河道沉積對(duì)早一期河道砂體改造強(qiáng)度不一所表現(xiàn)出的砂體疊置特征，結(jié)構(gòu)性即不同期次砂體之間的疊置方式及砂體內(nèi)部的結(jié)構(gòu)特征。

H區(qū)A201超低滲透儲(chǔ)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(dòng)態(tài)縫基本一致，開發(fā)后主向油井快速水淹、側(cè)向油井注水不見效特征，油井自然產(chǎn)能低，一次井網(wǎng)條件下難以進(jìn)一步高效開發(fā)。

1.2 小層內(nèi)部單砂體細(xì)分與對(duì)比

單砂體指自身垂向上和平面上都連續(xù)，但與上、下砂體間有泥巖或者不滲透夾層分隔的砂體。針對(duì)A201區(qū)C61油藏砂體橫向上變化快、類型復(fù)雜多樣的特點(diǎn)，研究區(qū)統(tǒng)層對(duì)比應(yīng)在沉積體時(shí)空演化模式指導(dǎo)下，將現(xiàn)代三角洲分流河道沉積研究成果與井下電測(cè)曲線結(jié)合起來。將產(chǎn)層C61劃分為C611、C612兩個(gè)小層。在小層的基礎(chǔ)上，結(jié)合巖電組合特征，充分考慮鈣質(zhì)夾層特征，利用聲波時(shí)差曲線，將C611、C612兩個(gè)小層分別細(xì)分為4個(gè)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(zhì)夾層很發(fā)育，層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng);其余非主力砂體厚度變化快，分布不穩(wěn)定，物性普遍較差。通過井間砂體連通關(guān)系對(duì)比，可以發(fā)現(xiàn)井間單砂體變化快、連通性差，反映本區(qū)多期河道疊加成因的側(cè)向復(fù)合砂體特征。

2 砂體內(nèi)部構(gòu)型

2.1 單期河道砂體規(guī)模

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

利用研究區(qū)加密井網(wǎng)內(nèi)連井剖面測(cè)井曲線沉積旋回特征，單期河道砂體寬度一般小于2個(gè)井距，部分河道在一個(gè)井距范圍內(nèi)（75m），剖面上呈獨(dú)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(fù)雜多樣，主要以垂向孤立疊置、超覆式疊置和河道側(cè)向拼接為主;結(jié)合研究區(qū)測(cè)井曲線特征，總結(jié)了研究區(qū)單砂體垂向疊置有多層式、垂向切疊式、側(cè)向切疊式、側(cè)向拼接式、孤立式共五類側(cè)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(duì)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(wǎng)對(duì)河道單砂體不能有效控制的問題較為突出。

3 加密井網(wǎng)井排距界限

3.1 極限井距確定

通過繪制加密區(qū)剖面，建立井距與單期河道砂體連通率關(guān)系，主力砂體C611-3～C612-1砂體總體控制程度較高，當(dāng)井距大于300m時(shí)，控制程度小于90.0%。因此后期調(diào)整井網(wǎng)井距應(yīng)控制在300m以內(nèi)，保證加密井網(wǎng)有較高的控制程度，有利于油藏高效開發(fā)。

3.2 排距確定

由于流體在低滲透油藏中滲流存在啟動(dòng)壓力梯度，在確定低滲透油藏合理注采井距時(shí)如何考慮啟動(dòng)壓力梯度的影響，是提高低滲透油藏開發(fā)效果的主要研究?jī)?nèi)容之一。根據(jù)H油田儲(chǔ)層巖心滲透率與啟動(dòng)壓力梯度試驗(yàn)，兩者呈指數(shù)相關(guān)關(guān)系，其相關(guān)函數(shù)為：

式中：y-表示啟動(dòng)壓力梯度，MPa/m;x-表示巖心滲透率，mD。

研究區(qū)C61儲(chǔ)層巖心滲透率為0.79mD，平均啟動(dòng)壓力梯0.097MPa/m。

根據(jù)滲流理論，在等產(chǎn)量一源一匯穩(wěn)定滲流水動(dòng)力場(chǎng)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(diǎn)處壓力梯度來確定極限注采井距，壓力梯度與井距關(guān)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(qū)pe取值15.3MPa;pwf取值5.0MPa;pinf取值28.0MPa;rw取值0.1m。根據(jù)壓力梯度與井距關(guān)系，當(dāng)井排距小于75m時(shí)，驅(qū)動(dòng)壓力梯度大于啟動(dòng)壓力梯度，油水井間可建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)，因此加密井排距應(yīng)控制在75m

以內(nèi)。

2016年在研究區(qū)開展縮小井排距至75m試驗(yàn)，老井轉(zhuǎn)注3個(gè)月后油井見效，含水快速上升，說明加密區(qū)砂體控制程度提高;轉(zhuǎn)注井初期實(shí)施水力壓力改造，根據(jù)井下微地震監(jiān)測(cè)，改造壓裂縫寬達(dá)到20m～40m，加密實(shí)際井排距小于75m，是導(dǎo)致采油井含水快速上升的主要原因。鑒于研究區(qū)老井均實(shí)施水力壓裂改造投產(chǎn)，后期加密調(diào)整合理的井排距控制在95～115m。

4 結(jié)論

①研究區(qū)河道寬度多在28m～98m范圍，河道砂體疊置方式復(fù)雜多樣，總結(jié)了五類垂向疊置方式及側(cè)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(wǎng)對(duì)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(qū)替系統(tǒng)建立;③以主力砂體控制程度大于90.0%為界限，研究區(qū)極限井距為300m;為了克服啟動(dòng)壓力梯度對(duì)開發(fā)的影響，極限排距95～115m。

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作者簡(jiǎn)介：

路向偉，男，漢族，甘肅鎮(zhèn)原人，碩士研究生學(xué)歷，開發(fā)地質(zhì)高級(jí)工程師，現(xiàn)主要從事老油田穩(wěn)產(chǎn)研究工作。