基于相变的井网水驱控制程度分析——以萨尔图中区西部二、三类油层为例

于德水

（中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）

基于相变的井网水驱控制程度分析
——以萨尔图中区西部二、三类油层为例

于德水

（中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）

根据萨尔图中区西部的高密度测井资料，利用沉积单元单砂体精细解剖结果，开展了基于井网的砂体相变程度和控制程度分析，得出了注采井距对不同类型河道砂体相变率和控制率的影响规律。在此基础上，为充分考虑砂体平面非均质性的影响，进行了基于相变的水驱控制程度分析与评价。研究结果表明：利用传统方法统计得出的水驱控制程度值往往偏高；随着井网的加密，不同类型河道砂体的水驱控制程度变化幅度有所不同；进行沉积单元细分后，基于相变的水驱控制程度值降低，并更接近油藏实际。

水驱控制程度；砂体控制程度；砂体相变程度；井网密度；注采井距

0 引言

在水驱油田开发过程中，注采井网的规划设计原则是最大限度地适应砂体的分布状况，保证尽可能多的油水井对应连通，使更多的油井注水见效，以达到最佳注水开发效果。通常，采用水驱控制程度进行注采井网油层适应性的评价［1］。在以往的水驱控制程度评价方法中，重点考虑了注水井钻遇的油层厚度和生产井的注水受效方向，很少关注油水井井间的相变化以及井间连通砂体的相变类型［2-3］，因而无法真实地反映储层的连通质量差异。为此，以萨尔图中区西部萨尔图油层的二、三类砂体为研究对象，采用基于相变的水驱控制程度分析方法，通过加密井网及细分单元前后水驱控制程度的变化分析，实现二、三类油层井网适应性的再认识。

1 研究区概况

萨尔图构造是大庆长垣北部的一个短轴背斜，其中区西部开发区为大型内陆湖盆河流-三角洲沉积，发育萨尔图、葡萄花和高台子3套油层，油层非均质性严重［4-7］，含油面积9.04 km2。自1960年该区投入开发以来，经历了基础井网、一次加密、二次加密以及二、三次采油结合等多次开发调整阶段，共完成各类油水井2 490口。目前，区块井网密度275口/km2，平均井距65m，最小井距20m，为油田井网最密的区块之一。区块具有丰富的动静态资料及高密度测井资料，为开展成因单砂体预测及井网水驱控制程度评价提供了数据条件。

萨尔图油层以三角洲相二、三类沉积砂体为主。为进行油层细分和对比，依据不同级次的沉积旋回及古生物、岩性特征等,将其在垂向上划分为3大油层组，其中又包含了10个砂岩组。在密井网条件下，通过对沉积单元进行“垂向分期、侧向划界、模式预测”的砂体精细解剖［8-11］，细化成因单砂体类型及分布，得出：萨Ⅰ组以三类油层的外前缘稳定席状砂和前缘砂坝沉积为主；萨Ⅱ组以二类A油层的宽带型分流河道以及二类B油层的条带型分流河道沉积为主；萨Ⅲ组以二类B油层的条带型河道以及三类油层的断续窄小型河道沉积为主。

2 砂体相变程度分析

在井距仅为25m的情况下，相邻井钻遇油层的状况仍有变化［4］。砂体在平面上相对于相邻不同类型砂体的变化程度即为砂体相变程度，反映了砂体的平面非均质特征，通常用砂体相变率表示。在井距分别为25，50，100，150，200 m的条件下，分别对宽带型（二类A油层）、条带型（二类B油层）和断续窄小型（三类油层）分流河道砂体的相变率进行统计发现，不同井距条件下不同类型砂体的相变程度存在明显差异（见图1）。

图1 不同井距条件下不同类型河道砂体的相变率

由图1可以看出：对任一种河道砂体，相变率随井距的增加而增加，井距较小时，相变率的增加幅度较大；在相同井距条件下，由宽带型—条带型—断续窄小型分流河道砂体，随着河道砂体规模变小，相变率逐级增大。由于断续窄小型河道砂体总体上相变剧烈，在50m井距条件下相变率仍高达50%～80%，已超出了加密井网的调整范围，导致射孔对应性差，致使水驱控制程度低。

根据沉积相的变化速度，可将相变分为渐变型、快速渐变型和突变型3种类型。在不同井距条件下，对不同规模分流河道砂体的相变类型组成进行分析（见图2），结果发现：随着井距的增大，各类砂体的渐变型相变比例减小，突变型相变比例逐渐增加；在相同井距条件下，由宽带型—断续窄小型分流河道砂体，随着砂体规模的减小，渐变型相变的比例减小，突变型相变的比例显著增加。

图2 不同类型分流河道砂体相变类型组成分析

3 砂体控制程度分析

在复杂的沉积环境条件下，入湖三角洲相沉积砂体大多为中、小型条带状砂体。随着油田开发井网密度的增大，对单砂体真实几何形态、规模和非均质性的认识程度逐步提高［4-5］。根据试验区的最密井网资料，将井网逐步抽稀成三类油层聚驱、二类油层聚驱、主力油层聚驱、高台子、二次加密、一次加密井网以及基础井网。以萨Ⅱ组10单元的二类A油层和萨Ⅲ组9b单元的三类油层为例，利用多套开发井网，研究不同井网对二、三类油层砂体的控制程度。

3.1 分析方法

编制各套井网的沉积相带图，并将其分别与最密井网的相图进行砂体叠合比较，统计不同井网条件下的砂体控制面积。根据式（1）计算井网的砂体控制率，并绘制砂体控制率与井网密度的关系曲线（见图3）。

3.2 结果分析

萨Ⅱ组10单元的二类A油层为宽带型河道砂体，砂体宽度大，发育好。在井网密度为10.3口/km2的基础井网条件下，砂体控制率为44%，明显高于萨Ⅲ组9b单元的三类油层。当井网密度增加到二次加密井网的50.3口/km2时，砂体控制率增加到77%。随着井网密度的继续增加，砂体的外边界变化不大，仅使复合砂体内单一河道的边界更加清楚（见图4），因此砂体控制率的变化幅度不大，曲线趋于平稳（见图3），表明二次加密井网已经基本控制了河道的形态。

图3 河道砂体控制率随井网变化曲线

图4 萨Ⅱ组10单元在不同井网条件下的沉积相分布

萨Ⅲ组9b单元的三类油层为窄条带型河道砂体，砂体发育窄小，河道宽度变化大，既发育60 m宽的窄小决口河道，又发育150m宽的水下顺直分流河道。在基础井网条件下，砂体控制率仅为9%，随井网密度增加，对河道砂体的控制程度逐渐增加（见图3）。当井网密度小于100口/km2时，河道砂体连续性差；随井网密度继续增大至100口/km2以上时，河道形态更加清晰，钻遇砂体个数增多，且以窄小河道为主（见图5）。由此可见，对于窄条带型河道砂体，依靠加密井网或井网重组完善注采系统可有效挖掘剩余油。

图5 萨Ⅲ组9b单元在不同井网条件下的沉积相分布

4 基于相变的水驱控制程度分析

水驱控制程度是指在现有井网条件下，和注水井连通的采油井射开有效厚度与井组内采油井射开总有效厚度之比［12］，是水驱油田开发中的一项重要指标。在不同注采井网条件下，油层的水驱控制程度有较大差别［13-15］。

在基于相变的水驱控制程度计算分析过程中，为充分考虑砂体平面非均质性的干扰，根据注采井间的砂体相变类型，分别赋予相变权重系数：渐变型相变为90%，快速渐变型相变为80%，突变型相变为50%。针对二类A油层、二类B油层、三类油层的河道砂体类型，当注水井位于河道砂体中，采油井分别位于河道砂体、主体席状砂、非主体席状砂或表外席状砂中时，油水井间的连通类型分别为河道-河道、河道-主体、河道-非主体和河道-表外。对萨尔图中区西部二、三类油层各类储层的水驱控制程度按相变权重进行折算后，得到考虑相变的实体连通的水驱控制程度，较不考虑相变的传统方法统计数据降低了4～10百分点（见表1）。

表1 萨尔图中区西部二、三类油层水驱控制程度 %

4.1 井距的影响

采用五点井网，分别设定 100，125，150，200，250，300m 6种注采井距，进行基于相变的砂体水驱控制程度统计（见图6）。

图6 注采井距对不同类型河道砂体水驱控制程度的影响

由图6可以看出：砂体水驱控制程度与注采井距关系密切，不同类型河道砂体水驱控制程度受井距影响的程度有所不同。二类A油层河道砂体由于分布面积大，砂体控制程度较高，不同注采井距条件下的水驱控制程度都很高，均达到90%以上。其中，河道砂体内一类连通关系（河道-河道）占主导地位，当注采井距从300m减小到100m时，河道-河道的水驱控制程度从50%提高到70%，河道-河道与河道+主体的水驱控制程度接近80%，基本满足聚驱要求；二类B油层由于河道砂体的控制程度较低，125 m井距条件下河道-河道的水驱控制程度只有15%，河道-河道与河道+主体的水驱控制程度不足35%，无法满足注聚井网的需求；三类油层的砂体平面相变率大，砂体控制程度最低，100 m井距条件下河道-河道与河道+主体的水驱控制程度仅为20%。

4.2 细分单元的影响

在密井网条件下，通过研究区取心井岩心及测井曲线形态的岩电关系比对，在对成因单砂体进行精细识别的基础上，对萨Ⅲ组9小层进行了沉积单元细分。细分后发现，河道砂体的钻遇率及控制程度降低，砂体的水驱控制程度也发生了变化。细分单元前、后的砂体水驱控制程度统计结果（见图7）表明，水驱控制程度总体下降了17.8%，其中多向连通关系的水驱控制程度明显下降，而单、双向连通关系的水驱控制程度有所上升。这表明，通过进一步完善单砂体的平面注采关系，可有效挖掘剩余油。

图7 萨Ⅲ组9小层沉积单元细分前后水驱控制程度变化

5 结论

1）由于不同类型砂体的相变程度不同，砂体的控制程度也存在差异。砂体规模越小，相变率越大，且注采井距越大，相变率也越大。这使得在相同井距条件下，宽带型河道砂体的控制率明显高于条带型砂体和窄条带形砂体；随着注采井距的减小，砂体控制率增加。对于窄条带形砂体，可通过加密井网或层系井网重组，完善单砂体注采系统。

2）基于相变的水驱控制程度计算结果较传统统计方法低4～10百分点，更接近油藏实际情况，为二、三类油层聚驱井网部署提供了更为科学的地质依据。

3）砂体的水驱控制程度与注采井距关系密切，砂体规模越小，水驱控制程度受井距的影响越显著。对沉积单元进行细分后，基于相变的水驱控制程度值减小，更接近油藏实际情况。

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（编辑 刘文梅）

Analysison water flooding controldegree based on phase transition:Taking TypeⅡand TypeⅢoil layerson thewest section of central Saertu Oilfield asan example

Yu Deshui
(Exploration and Developm ent Research Institute of Daqing Oilfield Com pany Ltd.,PetroChina,Daqing 163712,China)

According to high density logging data of thewest section of central Saertu Oilfield,the analysis about phase transition and control degree are carried outbased on well patternwith the detailed anatomy resultsof single sand body in sedimentary units. The influencing laws of injection-production well spacing on phase transition and control rate are obtained.On these bases,the analysisand evaluation onwater flooding controldegreeare carried outbased on phase transition in order to fully consider theeffect of sand body plane heterogeneity.The research results show that the value ofwater flooding control degree drew from traditional statisticalmethods is often on the high side.Along with the well pattern infilling,the variation scopes of water flooding control degree are different between different types of channel sand body.The value of water flooding control degree based on phase transitionwould be smallerand be closer to the actual reservoirsituation aftersubdivision ofsedimentary unit.

water flooding control degree;control degree of sand body;phase transition degree of sand body;well spacing density; injection-productionwellspacing

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”子课题“单砂体及内部构型表征技术”（2008ZX05010-001）

TE343

A

10.6056/dkyqt201401018

2013-08-05；改回日期：2013-11-25。

于德水，男，1984年生，工程师，2007年本科毕业于东北石油大学，主要从事精细储层沉积学方面的研究。E-mail：yudeshui@petrochina.com.cn。

于德水.基于相变的井网水驱控制程度分析：以萨尔图中区西部二、三类油层为例［J］.断块油气田，2014，21（1）：74-78.

Yu Deshui.Analysis on water flooding control degree based on phase transition:Taking TypeⅡand TypeⅢoil layers on the west section of central Saertu Oilfield as an example［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2014，21（1）：74-78.