摘要：錦99中西塊1978年投入開發(fā)，1984年實施點狀注水開發(fā)，由于井況問題井區(qū)停產(chǎn)，采出程度僅為4.28%，技術(shù)人員通過重構(gòu)地下地質(zhì)體系，認清水淹狀況，找出注水不見效原因，并針對有利用位置，部署二次開發(fā)井網(wǎng)，為同類油藏的開發(fā)提供了借鑒經(jīng)驗。

關(guān)鍵詞：水淹規(guī)律;二次開發(fā);注水

前言

錦99塊中西塊位于遼河斷陷盆地西部凹陷西斜坡的西南部。開發(fā)目的層為杜家臺油層，斷塊含油面積0.37km²，地質(zhì)儲量78.3×10⁴t。于1978年投入開發(fā)，1984年實施注水開發(fā)，注水后沒未見到明顯注水效果，2002年區(qū)塊全面停產(chǎn)。技術(shù)人員為實現(xiàn)老區(qū)開次開發(fā)，重點開展重構(gòu)地下地質(zhì)體系，水淹規(guī)律研究，為下步調(diào)整提供依據(jù)。

1.油藏基本情況

錦99塊中西塊斷層比較發(fā)育，總的構(gòu)造形態(tài)為北東走向的狹長條帶狀不完整的背斜構(gòu)造。構(gòu)造平面共組合5條斷層，主要斷層2條，為北東方向與東西方向，斷距大，延伸長，對油層分布及油氣聚集起著控制作用。處于一個復雜的構(gòu)造背景下，斷層比較發(fā)育，總的構(gòu)造形態(tài)為北東走向的狹長條帶狀不完整的背斜構(gòu)造。儲層物性總體較好，杜Ⅰ組平均孔隙度為18.0%，平均滲透率為363.6mD;杜Ⅱ組平均孔隙度為17.2%，平均滲透率為330.1mD，屬于中孔中滲型。原油性質(zhì)較好，20℃原油密度為0.9414g/cm³，原油粘度74.4mPa.s，凝固點-15.5℃以下，含蠟5.62%，原始氣油比4.3m³/t，飽和壓力3.7MPa，屬低飽和油藏。

2.區(qū)塊存在的主要問題

1）井區(qū)井況問題嚴重，井網(wǎng)欠完善

統(tǒng)計井區(qū)11口油水井，其中套變井6口，井下落物有2口，由于井況問題報廢3口，目前井區(qū)內(nèi)無油井正常生產(chǎn)。

2）區(qū)塊采出程度低

區(qū)塊地質(zhì)儲量為78.3萬噸，井區(qū)累產(chǎn)油3.35萬噸，采出程度4.28%，按區(qū)塊標定采收率26.9%計算，井區(qū)仍有17.7萬噸可采儲量未采出。

3）區(qū)塊產(chǎn)能情況不落實

區(qū)塊1984年實施點狀注水開發(fā)，到2002年區(qū)塊停產(chǎn)，油井一直處于低速低產(chǎn)階段，注水未見效，由于油井停產(chǎn)多年，無法實施復產(chǎn)措施，產(chǎn)能情況無法落實。

3.重構(gòu)地下地質(zhì)體系

3.1井震聯(lián)合，落實區(qū)塊構(gòu)造特征

利用錦7-50-34井VSP測井資料，結(jié)合三維地震及地層對比，對井區(qū)構(gòu)造進行了重新落實，區(qū)塊被2條正斷層切割的四級斷塊，內(nèi)部發(fā)育兩條區(qū)域斷層，構(gòu)造高點位于錦2-18-504附近，油藏高點埋深1200m。

3.2依據(jù)錄井、測井資料，落實區(qū)塊沉積、儲層及油層發(fā)育情況

該塊杜家臺油層為一扇三角洲沉積環(huán)境。砂體主要呈北東～南西向扇狀展布;從西向東發(fā)育有3～4個北東～南西向小型不規(guī)則扇形朵葉體，彼此之間，或由薄層砂微相連接，或呈砂壩舌葉相鄰關(guān)系。

物源主要來自北東向，杜家臺油層砂體厚度平面上變化較快，杜Ⅰ組發(fā)育穩(wěn)定，砂體厚度在20-30m左右;杜Ⅱ組砂體厚度在15-20m，受剝蝕影響，杜Ⅱ組局部發(fā)育較薄或不發(fā)育。

油層厚度受構(gòu)造及剝蝕面雙重因素控制，油層連通情況較差，連通系數(shù)僅為65%，油層最厚位于錦2-19-04井附近，可達48m，向兩側(cè)及南部油層逐漸變薄。

4.水淹規(guī)律研究

4.1縱向水淹規(guī)律研究

井區(qū)內(nèi)有2口注水井，從吸水剖面來看，均存在單層突進的現(xiàn)象，東部的錦2-18-504井注水量較少，累注水5.39萬方，吸水剖面顯示只有杜Ⅰ2小層吸水，其它小層未水淹。而西部的錦2-19-504井累注水25.78萬方，吸水剖面顯示只有杜Ⅰ3小層吸水，其它小層未水淹。

4.2平面水淹規(guī)律研究

區(qū)塊1984年實施點狀注水，井區(qū)內(nèi)油井未見到明顯注水效果，油井均處為低產(chǎn)低含水生產(chǎn)，區(qū)塊注水未見效。分析注水不見效原因主要有以下幾個方面。

一是井區(qū)內(nèi)2口注水井，注水量較少，尤其是東部的錦2-18-504井，累注水只有5.39萬方;二是井區(qū)注采井網(wǎng)不規(guī)則，注采井距較大，油水井間最大距離達到400m以上，最小也在170m;三是井區(qū)內(nèi)小斷層的存在也是注水不見效的一個原因;四是受沉積相控制，2口注水井不在一個沉積相帶上，主力生產(chǎn)油井均位于東部砂體上，而西部吵體只有1口油井。

因此平面上，東部砂體注水量較少，只在注水井附近水淹，其它部位油層未水淹。西部砂體水淹較為嚴重，但從油井生產(chǎn)情況來，注水有一定的波積，但還未波積到油井附近。

5.井位部署

根據(jù)以下研究，充分考慮沉積相帶控制，縮小注采井距，新井井距為100m，在油層厚度大于30m范圍內(nèi)部署，規(guī)劃部署新井10口，形成3注7采井網(wǎng)。平均單井控制儲量4.2萬噸，設(shè)計單井日產(chǎn)油5t，建產(chǎn)能1.5萬噸。

6.結(jié)論及建議

（1）通過重構(gòu)地下地質(zhì)體系，對區(qū)塊構(gòu)造、沉積、儲層及油層進行重新認識，為區(qū)塊二次開發(fā)提供了保障。

（2）通過沉積相研究，搞清區(qū)塊水淹規(guī)律及剩余油分布狀況，為二次開發(fā)井網(wǎng)部署提供依據(jù)。

（3）該項研究為同類油藏的開發(fā)提供了借鑒經(jīng)驗。

作者簡介：

韓佳欣，女，出生于1987年07月，2010年畢業(yè)于中國石油大學（華東）石油工程專業(yè)，學士學位，現(xiàn)在遼河油田錦州采油廠地質(zhì)研究所就職，工程師，現(xiàn)從事油田地質(zhì)開發(fā)動態(tài)研究工作。