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摘 要：注水开发油田经过多年的注水开发，易形成水流优势通道，平面注水见效差异大，致使水驱波积体小，达不到预期的采收率，同时也存在纵向吸水不均、单层突进严重等问题。本文重点在区块精细剩余油研究的基础上，运用（FARM）快速动态分析软件进行油藏数值模拟分析，结合动静态研究和微地震水驱前缘监测技术，开展了裂缝方向水流优势通道的研究，提高了注水利用率，区块开发效果得到明显改善。
关键词：锦98块;水流优势通道;数值模拟;地震前缘水驱
0 引言
锦98块经过二次开发后，取得了一定的效果，但两年后产量急剧下降，开发效果变差。通过研究分析，开发效果变差主要是以下两个原因所致：一是注入水沿裂缝方向向油井窜通[1]，裂缝方向认识不清，开发过程表现为油井出现单向暴性水淹，而其他油井见不到注水效果。二是纵向上吸水不均，存在单层突进现象。
1 油藏基本情况
锦98块位于辽河盆地西部坳陷西斜坡南部，含油面积0.87km2，地质储量130×104t， 为一由北端地层超覆线以及南部两条断层控制的狭长岩性构造油藏。开发目的层为下第三系沙河街组沙四段杜家台油层，东西长2.5km，南北宽0.62km，地层倾向东南，地层倾角在8-22o之间，构造高点位于断层北部。
锦98块杜家台油层储层岩性以中砂岩、不等粒砂岩为主，岩石矿物成分以石英、钾长石、斜长石为主。平均孔隙度为24.3%，平均渗透率为263.6×10-3μm2，泥质含量高，平均为11.8%。含油饱和度为65.0%。
2 开发简史及存在问题
2.1 开发简史
区块1979年投入开发，1988年开始注水实验，由于注入水水质差、配伍性差、井距大等因素影响，断块未能真正实现注水开发，1994年区块全面停产，2001-2003年实施面积注水，实现区块二次开发，取得了较好的注水开发效果。区块最高日产油达到145吨，稳产两年，之后产量急剧下降，2009年日产油仅为28吨，开发效果变差。
2.2 存在问题
针对井区开发效果变差的情况，从单井分析入手，加强“三老”资料复查，结果表明，注入水沿裂缝向油井窜通，两翼油井不见效，导致断块开发效果变差。
（1）注入水沿压裂裂缝方向向油井窜通，裂缝方向认识不清
由于部分老井实施水力压裂后，开发过程中表现为，油井出现单向暴性水淹，而其它井见不到注水效果，断块目前已有4口注水井对应油井先后出现单向暴性水淹。
（2）纵向上吸水不均，存在单层突进现象
结合了两口水井的吸水剖面资料可以看出，相对吸水受物性影响不大，其中锦2-12-216井1号层渗透性最好，而相对吸水较少，3号层吸水量较多，水窜比较严重。
3 水流优势通道研究
3.1 油藏数值模拟研究
利用油藏数值模拟方法，应用快速动态分析软件进行分析。该软件应用井位、小层数据、构造图、沉积相图等静态资料，简捷快速地建立地质模型;综合应用射孔、油水井月报、吸水剖面等资料，根据渗流力学原理自适应地模拟生产过程中油水流动，对比计算结果与实测资料，自动进行参数修正与历史拟合，初步筛选优势通道。利用该软件对区块各小层进行综合分析，统计出结果如表所示，发现杜Ⅰ3和杜Ⅱ1得分靠前，认为存在比较明显的水流优势通道。平面上不同井区情况不一致，东部的杜Ⅱ1水流优势通道较为明显，西部的杜Ⅰ3水流优势通道研究较为明显。
3.2通过动静态研究，验证模拟结果
分别在杜Ⅱ1的东部和杜Ⅰ3的西部选取个别井进行研究。首先绘制了杜Ⅰ3和杜Ⅱ1砂岩组的沉积微相图，显示其物源方向也为北东南西向，然后结合沉积相具体分析。
在分析杜Ⅱ1砂岩组时从11-105井组看出，11-105在11-新215和11-005C方向上，虽然其注水受效方向逆着之前所说的物源方向，但水流优势通道依旧很明顯。一部分原因是由于11-105井在水下分流河道的河口坝沉积微相，位于有利相带处;另一部分原因则是推测在北东南西方向上存在有裂缝发育。这与之前利用油藏数值模拟方法得出的研究结果相同，因此我们又在东部这个疑似裂缝方向上选取了三口水井 11-105、12-05C、12-227结合最新的吸水剖面资料，发现吸水层位以杜Ⅱ1为主。对西部的杜Ⅰ3砂岩组进行研究时，也取得了同样的结论。
通过上述研究发现水流优势通道受沉积相影响很大，主要存在于河口坝和水下分流河道中。
3.3通过微地震水驱前缘监测技术的应用进一步确定区块注入水的水驱方向[2]
为了进一步论证水流优势通道研究的正确性，对锦98块进行了微地震水驱前缘监测技术，监测结果显示平行断块沉积方向水驱效果最明显，与之前水流优势通道方向基本一致，方向为北东南西向。
4调整及实施效果分析
4.1综合调整
在认清优势水流通道和压裂裂缝方向后，进行了两方面的调整。一是在该块西部开展了一个井组的切割行列式注水试验，为此在平面上全块由早前面积注水改成切割行列式注水，井排垂直裂缝方向。实施转注3口油井，复注两口长停注水井，形成了12注14采行列式注采井网。二是纵向上细分重组抑制水窜层，针对不同部位水窜层位的不同，对东西部杜Ⅰ3和杜Ⅱ1进行限制注水，实施水井重组2口，细分1口。
4.2实施效果
（1）油井含水下降、日产油上升：通过调整，区块取得较好效果，原来老井压裂裂缝两翼高含水油井11-005C和11-新215见效显著，含水下降明显;日产油从28吨上升到40吨。递减率呈持续下降趋势，采收率得到提高[3]。
（2）提高注水利用率，减少无效注水：区块由面积注水改为切割行列式注水，有效抑制裂缝方向水窜，减少无效注水，年注不减少近2.0万方，提高注水利用率。
（3）注水受效方向增加：随着高部位油井的转注，对应的高部位油井12-215井由之前的双向注水受效变成三向注水受效。
5 结论
（1）锦98块裂缝方向水流优势通道研究表明平面上水流优势通道方向为北东南西向，纵向上水窜层位为杜Ⅰ3和杜Ⅱ1，为区块开发调整提供了重要依据。
（2）平面上采取切割行列式注水方式，纵向上进行细分重组抑制水窜层，是锦98块开发效果得到明显改善的重要手段。
（3）锦98块的成功治理为同类油藏提供了较好的借鉴意义。
关键词：锦98块;水流优势通道;数值模拟;地震前缘水驱
0 引言
锦98块经过二次开发后，取得了一定的效果，但两年后产量急剧下降，开发效果变差。通过研究分析，开发效果变差主要是以下两个原因所致：一是注入水沿裂缝方向向油井窜通[1]，裂缝方向认识不清，开发过程表现为油井出现单向暴性水淹，而其他油井见不到注水效果。二是纵向上吸水不均，存在单层突进现象。
1 油藏基本情况
锦98块位于辽河盆地西部坳陷西斜坡南部，含油面积0.87km2，地质储量130×104t， 为一由北端地层超覆线以及南部两条断层控制的狭长岩性构造油藏。开发目的层为下第三系沙河街组沙四段杜家台油层，东西长2.5km，南北宽0.62km，地层倾向东南，地层倾角在8-22o之间，构造高点位于断层北部。
锦98块杜家台油层储层岩性以中砂岩、不等粒砂岩为主，岩石矿物成分以石英、钾长石、斜长石为主。平均孔隙度为24.3%，平均渗透率为263.6×10-3μm2，泥质含量高，平均为11.8%。含油饱和度为65.0%。
2 开发简史及存在问题
2.1 开发简史
区块1979年投入开发，1988年开始注水实验，由于注入水水质差、配伍性差、井距大等因素影响，断块未能真正实现注水开发，1994年区块全面停产，2001-2003年实施面积注水，实现区块二次开发，取得了较好的注水开发效果。区块最高日产油达到145吨，稳产两年，之后产量急剧下降，2009年日产油仅为28吨，开发效果变差。
2.2 存在问题
针对井区开发效果变差的情况，从单井分析入手，加强“三老”资料复查，结果表明，注入水沿裂缝向油井窜通，两翼油井不见效，导致断块开发效果变差。
（1）注入水沿压裂裂缝方向向油井窜通，裂缝方向认识不清
由于部分老井实施水力压裂后，开发过程中表现为，油井出现单向暴性水淹，而其它井见不到注水效果，断块目前已有4口注水井对应油井先后出现单向暴性水淹。
（2）纵向上吸水不均，存在单层突进现象
结合了两口水井的吸水剖面资料可以看出，相对吸水受物性影响不大，其中锦2-12-216井1号层渗透性最好，而相对吸水较少，3号层吸水量较多，水窜比较严重。
3 水流优势通道研究
3.1 油藏数值模拟研究
利用油藏数值模拟方法，应用快速动态分析软件进行分析。该软件应用井位、小层数据、构造图、沉积相图等静态资料，简捷快速地建立地质模型;综合应用射孔、油水井月报、吸水剖面等资料，根据渗流力学原理自适应地模拟生产过程中油水流动，对比计算结果与实测资料，自动进行参数修正与历史拟合，初步筛选优势通道。利用该软件对区块各小层进行综合分析，统计出结果如表所示，发现杜Ⅰ3和杜Ⅱ1得分靠前，认为存在比较明显的水流优势通道。平面上不同井区情况不一致，东部的杜Ⅱ1水流优势通道较为明显，西部的杜Ⅰ3水流优势通道研究较为明显。
3.2通过动静态研究，验证模拟结果
分别在杜Ⅱ1的东部和杜Ⅰ3的西部选取个别井进行研究。首先绘制了杜Ⅰ3和杜Ⅱ1砂岩组的沉积微相图，显示其物源方向也为北东南西向，然后结合沉积相具体分析。
在分析杜Ⅱ1砂岩组时从11-105井组看出，11-105在11-新215和11-005C方向上，虽然其注水受效方向逆着之前所说的物源方向，但水流优势通道依旧很明顯。一部分原因是由于11-105井在水下分流河道的河口坝沉积微相，位于有利相带处;另一部分原因则是推测在北东南西方向上存在有裂缝发育。这与之前利用油藏数值模拟方法得出的研究结果相同，因此我们又在东部这个疑似裂缝方向上选取了三口水井 11-105、12-05C、12-227结合最新的吸水剖面资料，发现吸水层位以杜Ⅱ1为主。对西部的杜Ⅰ3砂岩组进行研究时，也取得了同样的结论。
通过上述研究发现水流优势通道受沉积相影响很大，主要存在于河口坝和水下分流河道中。
3.3通过微地震水驱前缘监测技术的应用进一步确定区块注入水的水驱方向[2]
为了进一步论证水流优势通道研究的正确性，对锦98块进行了微地震水驱前缘监测技术，监测结果显示平行断块沉积方向水驱效果最明显，与之前水流优势通道方向基本一致，方向为北东南西向。
4调整及实施效果分析
4.1综合调整
在认清优势水流通道和压裂裂缝方向后，进行了两方面的调整。一是在该块西部开展了一个井组的切割行列式注水试验，为此在平面上全块由早前面积注水改成切割行列式注水，井排垂直裂缝方向。实施转注3口油井，复注两口长停注水井，形成了12注14采行列式注采井网。二是纵向上细分重组抑制水窜层，针对不同部位水窜层位的不同，对东西部杜Ⅰ3和杜Ⅱ1进行限制注水，实施水井重组2口，细分1口。
4.2实施效果
（1）油井含水下降、日产油上升：通过调整，区块取得较好效果，原来老井压裂裂缝两翼高含水油井11-005C和11-新215见效显著，含水下降明显;日产油从28吨上升到40吨。递减率呈持续下降趋势，采收率得到提高[3]。
（2）提高注水利用率，减少无效注水：区块由面积注水改为切割行列式注水，有效抑制裂缝方向水窜，减少无效注水，年注不减少近2.0万方，提高注水利用率。
（3）注水受效方向增加：随着高部位油井的转注，对应的高部位油井12-215井由之前的双向注水受效变成三向注水受效。
5 结论
（1）锦98块裂缝方向水流优势通道研究表明平面上水流优势通道方向为北东南西向，纵向上水窜层位为杜Ⅰ3和杜Ⅱ1，为区块开发调整提供了重要依据。
（2）平面上采取切割行列式注水方式，纵向上进行细分重组抑制水窜层，是锦98块开发效果得到明显改善的重要手段。
（3）锦98块的成功治理为同类油藏提供了较好的借鉴意义。