摘 要：H油田A201区三叠纪延长组C61沉积期处于定边浅水台地型曲流河三角洲平原相带，发育了北东向带状展布的分流河道砂体，单期河道砂体规模大小不一，类型多样。利用工区内垂直河道水平井测井资料及加密井岩电曲线对比，C61单期河道砂体宽度大多小于100m，河道砂体接触方式既存在连通较好的多层式及切叠式接触，也存在弱连通或不连通的拼接式接触及孤立的透镜体;一次井网控制程度较低是导致油井长期不见效的直接原因。通过量化砂体连通率，结合加密井网开发动态特征，确定了工区开发井网井距、排距界限，对油藏后期井网调整具有指导意义。

关键词：河道砂体;井网控制程度;叠置模式;注采井距

1 单砂体细分与对比

1.1 研究区地质概况

H油田A201区在三叠纪延长组C61沉积期处于定边浅水台地型曲流河三角洲平原相带，发育了北东向带状展布的分流河道砂体，以水下分流河道为主。河道砂体由于受多期叠置的影响，整体上具有层次性和结构性特征。层次性指因晚一期河道沉積对早一期河道砂体改造强度不一所表现出的砂体叠置特征，结构性即不同期次砂体之间的叠置方式及砂体内部的结构特征。

H区A201超低渗透储层C61油层物性差，渗透率仅0.79m·D，原始含水饱和度高，电阻率低，典型的低阻油层特征。天然裂缝、压裂缝和动态缝基本一致，开发后主向油井快速水淹、侧向油井注水不见效特征，油井自然产能低，一次井网条件下难以进一步高效开发。

1.2 小层内部单砂体细分与对比

单砂体指自身垂向上和平面上都连续，但与上、下砂体间有泥岩或者不渗透夹层分隔的砂体。针对A201区C61油藏砂体横向上变化快、类型复杂多样的特点，研究区统层对比应在沉积体时空演化模式指导下，将现代三角洲分流河道沉积研究成果与井下电测曲线结合起来。将产层C61划分为C611、C612两个小层。在小层的基础上，结合岩电组合特征，充分考虑钙质夹层特征，利用声波时差曲线，将C611、C612两个小层分别细分为4个单油砂体，其中主力砂体C611-4、C612-1、C612-2河道多期叠加沉积，钙质夹层很发育，层内非均质性强;其余非主力砂体厚度变化快，分布不稳定，物性普遍较差。通过井间砂体连通关系对比，可以发现井间单砂体变化快、连通性差，反映本区多期河道叠加成因的侧向复合砂体特征。

2 砂体内部构型

2.1 单期河道砂体规模

利用工区内垂直于河道砂体水平井AP201-4井测井资料，利用自然电位、自然伽马、声波时差测井曲线，在水平段长度682m内，可分11条河道侧向叠合，最宽河道宽度166m，其余河道宽度在28m～98m范围内，平均每条河道宽度为62m。

利用研究区加密井网内连井剖面测井曲线沉积旋回特征，单期河道砂体宽度一般小于2个井距，部分河道在一个井距范围内（75m），剖面上呈独立的透镜体形式存在。

2.2 砂体叠置模式

借鉴延河剖面露头观察，河道砂体叠置方式复杂多样，主要以垂向孤立叠置、超覆式叠置和河道侧向拼接为主;结合研究区测井曲线特征，总结了研究区单砂体垂向叠置有多层式、垂向切叠式、侧向切叠式、侧向拼接式、孤立式共五类侧向接触类型。其中顺物源方向，主力砂体C611-4、

C612-1分流河道砂体多呈多层式、切叠式叠置，砂体连通性相对较好;非主力砂体呈孤立式、切叠式叠置;垂直物源方向，分流河道砂体以孤立式透镜体、多层式分布，一次井网对河道单砂体不能有效控制的问题较为突出。

3 加密井网井排距界限

3.1 极限井距确定

通过绘制加密区剖面，建立井距与单期河道砂体连通率关系，主力砂体C611-3～C612-1砂体总体控制程度较高，当井距大于300m时，控制程度小于90.0%。因此后期调整井网井距应控制在300m以内，保证加密井网有较高的控制程度，有利于油藏高效开发。

3.2 排距确定

由于流体在低渗透油藏中渗流存在启动压力梯度，在确定低渗透油藏合理注采井距时如何考虑启动压力梯度的影响，是提高低渗透油藏开发效果的主要研究内容之一。根据H油田储层岩心渗透率与启动压力梯度试验，两者呈指数相关关系，其相关函数为：

式中：y-表示启动压力梯度，MPa/m;x-表示岩心渗透率，mD。

研究区C61储层岩心渗透率为0.79mD，平均启动压力梯0.097MPa/m。

根据渗流理论，在等产量一源一汇稳定渗流水动力场中，主流线上的渗流速度最大，而在任意流线上，与汇源等距离处的压力梯度的渗流速度最小[11]。因此，可以以主流线中点处压力梯度来确定极限注采井距，压力梯度与井距关系式为：

式中：GD-压力梯度，MPa/m;pe-采油井压力，MPa;

pwf-井底流压，MPa;pinf-注水井压力，MPa;R-注采井距，m;rw-井筒半径，m;r-变量井距，m。

研究区pe取值15.3MPa;pwf取值5.0MPa;pinf取值28.0MPa;rw取值0.1m。根据压力梯度与井距关系，当井排距小于75m时，驱动压力梯度大于启动压力梯度，油水井间可建立有效的驱替系统，因此加密井排距应控制在75m

以内。

2016年在研究区开展缩小井排距至75m试验，老井转注3个月后油井见效，含水快速上升，说明加密区砂体控制程度提高;转注井初期实施水力压力改造，根据井下微地震监测，改造压裂缝宽达到20m～40m，加密实际井排距小于75m，是导致采油井含水快速上升的主要原因。鉴于研究区老井均实施水力压裂改造投产，后期加密调整合理的井排距控制在95～115m。

4 结论

①研究区河道宽度多在28m～98m范围，河道砂体叠置方式复杂多样，总结了五类垂向叠置方式及侧向接触类型，其中主力河道砂体常见多层式、切叠式叠置，非主力砂体常见呈孤立式、切叠式叠置;②一次井网对主力砂体C611-3～

C612-1的控制程度为84.3%，控制程度较低;通过缩小排距加密后，主力砂体控制程度上升至95.2%，说明缩小井排距后，砂体控制程度提高，有利于压力驱替系统建立;③以主力砂体控制程度大于90.0%为界限，研究区极限井距为300m;为了克服启动压力梯度对开发的影响，极限排距95～115m。

参考文献：

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[2]谢绪权.关于单井控制储量经济极限的研究[J].石油勘探与开发，1986，13（3）：69-72.

[3]秦润森，廖新武，冯鑫，等.秦皇岛32-6油田南区明下段Ⅰ油组3小层河道砂体叠置类型及其动态响应特征[J].油气地质与采收率，2014，21（3）：15-19.

[4]唐伏平，唐海，余贝贝，等.存在启动压力梯度时合理注采井距确定[J].西南石油大学学报，2007，29（4）：89-91.

[5]李亮，胡建国，阎纪辉.超前注水是低渗透油田开发的重要途径[J].新疆石油地质，2001，22（3）：232-234.

作者简介：

路向伟，男，汉族，甘肃镇原人，硕士研究生学历，开发地质高级工程师，现主要从事老油田稳产研究工作。