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[摘 要]锦99块（杜）中西块1978年投入开发，1984年实施点状注水开发，由于井况问题井区停产，采出程度仅为4.28%，技术人员通过重构地下地质体系，认清水淹状况，找出注水不见效原因，并针对有利用位置，部署二次开发井网，为同类油藏的开发提供了借鉴经验。
[关键词]水淹规律 ，二次开发，注水
中图分类号：TP315 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）38-0183-01
前言
锦99块中西块位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡的西南部。开发目的层为杜家台油层，断块含油面积0.37km2，地质储量78.3×104t。于1978年投入开发，1984年实施注水开发，注水后没未见到明显注水效果，2002年区块全面停产。技术人员为实现老区开次开发，重点开展重构地下地质体系，水淹规律研究，为下步调整提供依据。
1油藏基本情况
锦99块中西块断层比较发育，总的构造形态为北东走向的狭长条带状不完整的背斜构造。构造平面共组合5条断层，主要断层2条，为北东方向与东西方向，断距大，延伸长，对油层分布及油气聚集起着控制作用。处于一个复杂的构造背景下，断层比较发育，总的构造形态为北东走向的狭长条带状不完整的背斜构造。储层物性总体较好，杜Ⅰ组平均孔隙度为18.0%，平均渗透率为363.6mD；杜Ⅱ组平均孔隙度为17.2%，平均渗透率为330.1mD，属于中孔中渗型。原油性质较好，20℃原油密度为0.9414g/cm3，原油粘度74.4mPa.s，凝固點-15.5℃以下，含蜡5.62%，原始气油比4.3m3/t，饱和压力3.7MPa，属低饱和油藏。
2区块存在的主要问题
1）井区井况问题严重，井网欠完善
统计井区11口油水井，其中套变井6口，井下落物有2口，由于井况问题报废3口，目前井区内无油井正常生产。
2）区块采出程度低
区块地质储量为78.3万吨，井区累产油3.35万吨，采出程度4.28%，按区块标定采收率26.9%计算，井区仍有17.7万吨可采储量未采出。
3）区块产能情况不落实
区块1984年实施点状注水开发，到2002年区块停产，油井一直处于低速低产阶段，注水未见效，由于油井停产多年，无法实施复产措施，产能情况无法落实。
3重构地下地质体系
3.1井震联合，落实区块构造特征
利用锦7-50-34井VSP测井资料，结合三维地震及地层对比，对井区构造进行了重新落实，区块被2条正断层切割的四级断块，内部发育两条区域断层，构造高点位于锦2-18-504附近，油藏高点埋深1200m。
3.2依据录井、测井资料，落实区块沉积、储层及油层发育情况
该块杜家台油层为一扇三角洲沉积环境。砂体主要呈北东～南西向扇状展布；从西向东发育有3～4个北东～南西向小型不规则扇形朵叶体，彼此之间，或由薄层砂微相连接，或呈砂坝舌叶相邻关系。
物源主要来自北东向，杜家台油层砂体厚度平面上变化较快，杜Ⅰ组发育稳定，砂体厚度在20-30m左右；杜Ⅱ组砂体厚度在15-20m，受剥蚀影响，杜Ⅱ组局部发育较薄或不发育。
油层厚度受构造及剥蚀面双重因素控制，油层连通情况较差，连通系数仅为65%，油层最厚位于锦2-19-04井附近，可达48m，向两侧及南部油层逐渐变薄。
4水淹规律研究
4.1纵向水淹规律研究
井区内有2口注水井，从吸水剖面来看，均存在单层突进的现象，东部的锦2-18-504井注水量较少，累注水5.39万方，吸水剖面显示只有杜Ⅰ2小层吸水，其它小层未水淹。而西部的锦2-19-504井累注水25.78万方，吸水剖面显示只有杜Ⅰ3小层吸水，其它小层未水淹。
4.2平面水淹规律研究
区块1984年实施点状注水，井区内油井未见到明显注水效果，油井均处为低产低含水生产，区块注水未见效。分析注水不见效原因主要有以下几个方面。
一是井区内2口注水井，注水量较少，尤其是东部的锦2-18-504井，累注水只有5.39万方；二是井区注采井网不规则，注采井距较大，油水井间最大距离达到400m以上，最小也在170m；三是井区内小断层的存在也是注水不见效的一个原因；四是受沉积相控制，2口注水井不在一个沉积相带上，主力生产油井均位于东部砂体上，而西部吵体只有1口油井。
因此平面上，东部砂体注水量较少，只在注水井附近水淹，其它部位油层未水淹。西部砂体水淹较为严重，但从油井生产情况来，注水有一定的波积，但还未波积到油井附近。
5井位部署
根据以下研究，充分考虑沉积相带控制，缩小注采井距，新井井距为100m，在油层厚度大于30m范围内部署，规划部署新井10口，形成3注7采井网。平均单井控制储量4.2万吨，设计单井日产油5t，建产能1.5万吨。
6结论及建议
1、通过重构地下地质体系，对区块构造、沉积、储层及油层进行重新认识，为区块二次开发提供了保障。
2、通过沉积相研究，搞清区块水淹规律及剩余油分布状况，为二次开发井网部署提供依据。
3、该项研究为同类油藏的开发提供了借鉴经验。
[关键词]水淹规律 ，二次开发，注水
中图分类号：TP315 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）38-0183-01
前言
锦99块中西块位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡的西南部。开发目的层为杜家台油层，断块含油面积0.37km2，地质储量78.3×104t。于1978年投入开发，1984年实施注水开发，注水后没未见到明显注水效果，2002年区块全面停产。技术人员为实现老区开次开发，重点开展重构地下地质体系，水淹规律研究，为下步调整提供依据。
1油藏基本情况
锦99块中西块断层比较发育，总的构造形态为北东走向的狭长条带状不完整的背斜构造。构造平面共组合5条断层，主要断层2条，为北东方向与东西方向，断距大，延伸长，对油层分布及油气聚集起着控制作用。处于一个复杂的构造背景下，断层比较发育，总的构造形态为北东走向的狭长条带状不完整的背斜构造。储层物性总体较好，杜Ⅰ组平均孔隙度为18.0%，平均渗透率为363.6mD；杜Ⅱ组平均孔隙度为17.2%，平均渗透率为330.1mD，属于中孔中渗型。原油性质较好，20℃原油密度为0.9414g/cm3，原油粘度74.4mPa.s，凝固點-15.5℃以下，含蜡5.62%，原始气油比4.3m3/t，饱和压力3.7MPa，属低饱和油藏。
2区块存在的主要问题
1）井区井况问题严重，井网欠完善
统计井区11口油水井，其中套变井6口，井下落物有2口，由于井况问题报废3口，目前井区内无油井正常生产。
2）区块采出程度低
区块地质储量为78.3万吨，井区累产油3.35万吨，采出程度4.28%，按区块标定采收率26.9%计算，井区仍有17.7万吨可采储量未采出。
3）区块产能情况不落实
区块1984年实施点状注水开发，到2002年区块停产，油井一直处于低速低产阶段，注水未见效，由于油井停产多年，无法实施复产措施，产能情况无法落实。
3重构地下地质体系
3.1井震联合，落实区块构造特征
利用锦7-50-34井VSP测井资料，结合三维地震及地层对比，对井区构造进行了重新落实，区块被2条正断层切割的四级断块，内部发育两条区域断层，构造高点位于锦2-18-504附近，油藏高点埋深1200m。
3.2依据录井、测井资料，落实区块沉积、储层及油层发育情况
该块杜家台油层为一扇三角洲沉积环境。砂体主要呈北东～南西向扇状展布；从西向东发育有3～4个北东～南西向小型不规则扇形朵叶体，彼此之间，或由薄层砂微相连接，或呈砂坝舌叶相邻关系。
物源主要来自北东向，杜家台油层砂体厚度平面上变化较快，杜Ⅰ组发育稳定，砂体厚度在20-30m左右；杜Ⅱ组砂体厚度在15-20m，受剥蚀影响，杜Ⅱ组局部发育较薄或不发育。
油层厚度受构造及剥蚀面双重因素控制，油层连通情况较差，连通系数仅为65%，油层最厚位于锦2-19-04井附近，可达48m，向两侧及南部油层逐渐变薄。
4水淹规律研究
4.1纵向水淹规律研究
井区内有2口注水井，从吸水剖面来看，均存在单层突进的现象，东部的锦2-18-504井注水量较少，累注水5.39万方，吸水剖面显示只有杜Ⅰ2小层吸水，其它小层未水淹。而西部的锦2-19-504井累注水25.78万方，吸水剖面显示只有杜Ⅰ3小层吸水，其它小层未水淹。
4.2平面水淹规律研究
区块1984年实施点状注水，井区内油井未见到明显注水效果，油井均处为低产低含水生产，区块注水未见效。分析注水不见效原因主要有以下几个方面。
一是井区内2口注水井，注水量较少，尤其是东部的锦2-18-504井，累注水只有5.39万方；二是井区注采井网不规则，注采井距较大，油水井间最大距离达到400m以上，最小也在170m；三是井区内小断层的存在也是注水不见效的一个原因；四是受沉积相控制，2口注水井不在一个沉积相带上，主力生产油井均位于东部砂体上，而西部吵体只有1口油井。
因此平面上，东部砂体注水量较少，只在注水井附近水淹，其它部位油层未水淹。西部砂体水淹较为严重，但从油井生产情况来，注水有一定的波积，但还未波积到油井附近。
5井位部署
根据以下研究，充分考虑沉积相带控制，缩小注采井距，新井井距为100m，在油层厚度大于30m范围内部署，规划部署新井10口，形成3注7采井网。平均单井控制储量4.2万吨，设计单井日产油5t，建产能1.5万吨。
6结论及建议
1、通过重构地下地质体系，对区块构造、沉积、储层及油层进行重新认识，为区块二次开发提供了保障。
2、通过沉积相研究，搞清区块水淹规律及剩余油分布状况，为二次开发井网部署提供依据。
3、该项研究为同类油藏的开发提供了借鉴经验。