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摘要：锦99块平面上油品性质变化较大，自西向东逐渐变稠，是锦州油田具有代表性的非均质性强、油水粘度比大的注水开发老区块。经过三十多年注水开发目前存在着开发层系粗放，注采井网不完善，储量动用程度差异大等弊端。技术人员针对区块开发特点结合提出细分层系单注单采的研究与应用。
关键词：锦99块;非均质性;精细注水;细分层系单注单采;
1.油藏基本情况
1.1油藏地质特征
锦99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，是一个被断层遮挡的边底水油藏，油水界面-1425m。断块含油面积4.39km2，油层有效厚度21.2m，地质储量1461×104t，标定采收率26.9%。
1.2层组划分
杜家台油层纵向上划分三个油层组，杜Ⅲ油层组为水层。杜Ⅰ、Ⅱ油层组各划分成三个砂岩组，I1细分成2个小层，其它砂岩组细分成三个小层，杜I、杜II油层组细分成17个小层。
1.3沉积相特征
锦99块杜家台油层是由北向南超覆沉积在古地层之上。物源方向来自北、东北，自下而上砂体分布逐渐扩大，杜III油层组主要起到填充作用。仅局部井区发育，杜Ⅱ2-杜Ⅰ3为沉积鼎盛时期，为主力储集层。
1.4储层岩性及物性特征
杜家台油层岩性为一套中细砂岩，砂砾岩与泥岩交互沉积。胶结类型多为孔隙式胶结，胶结物主要为泥质。储层物性总体较好，平均有效孔隙度25.6%，平均有效渗透率0.536μm2，属于中孔中渗型。
1.5油层发育特征
杜家台油层总的分布特点是东西薄中间厚。杜Ⅰ、Ⅱ油层组平均油层厚度21.2m，油层平面厚度变化大，连通状况差，连通系数65%。
1.6流体性质
在地层条件下，原油密度为0.954mg/cm3，原油粘度229mPa.s，属普通稠油。原始地层压力14.34MPa，饱和压力3.75MPa，属低饱和油藏。地层水为NaHCO3型，总矿化度平均为2495mg/L。
2.存在的主要问题及开发设想
锦99块储层非均质性较强，各砂岩组平均渗透率级差大于900倍，连通系数只有65%。在注水开发过程中层间矛盾较大，单层突进现象严重，油层动用极为不均。
近年吸水剖面资料显示，不吸水厚度占射开厚度的42.2%，高渗透层含水高，低渗透层液量低，影响开发效果，目前一套层系开发效果差。
为此开展了细分轮替采油，将油水井均调到一套层系生产，再对水井实施分注、细分，解决纵向层间矛盾，提高注水利用率。
3.具体做法
3.1 15-002井区实施效果
在中东块15-002井区试验实施，将原杜Ⅰ3和杜Ⅱ油层暂时封堵，油水井均上调至杜Ⅰ1-2油层，进行细分注水，通过调整，与实施前对比，日产液由188.1t/d上升到目前264.0t/d，日产油由4.2t/d上升到目前8.7t/d，综合含水由97.8%下降到96.4%，累计增油13002t。
3.2 中西块井区实施效果
地质研究人员借鉴中东块15-002井区细分轮替采油经验，深化扩大中西块细分层系轮替采油。中西块2014年2月开始陆续实施水井重组、转注，2014年7月完成全部水井调整。将原杜Ⅱ油层暂时封堵，油水井均上调至杜Ⅰ1-3油层，进行细分注水，以后再适时恢复动用下步油层。通过调整，试验井区共油井10口，水井4口。实施后日产液由225.5t/d下降到目前157.5t/d，日产油由6.9t/d上升到目前7.1t/d，综合含水由97.8%下降到95.7%，累计增油1972t。
4.结论及建议
为稳定开发形势，提高开发效果，下步围绕注水，继续深化“注水基础年”工作，做好注水调整，加强注采对应关系研究，优化注水层位，以提高注水利用率。通过暂时封堵杜Ⅱ油层，油水井均上调至杜Ⅰ1-3油层进行细分注水，达到精细注水降低递减的目的，同时也为单砂体同类型油藏分层、分单元开发提供了借鉴意义。
参考文献
[1] 赵培华.油田开发水淹层测井技术[M].北京：石油工业出版社，2003.
[2] 李广超等.油藏开发后期确定合理注采比的一种方法[J].新疆地质，2006，24（1）.
作者簡介：
韩佳欣，女，出生于1987年07月，2010年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，学士学位，现在辽河油田锦州采油厂地质研究所就职，工程师，现从事油田地质开发动态研究工作。
关键词：锦99块;非均质性;精细注水;细分层系单注单采;
1.油藏基本情况
1.1油藏地质特征
锦99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，是一个被断层遮挡的边底水油藏，油水界面-1425m。断块含油面积4.39km2，油层有效厚度21.2m，地质储量1461×104t，标定采收率26.9%。
1.2层组划分
杜家台油层纵向上划分三个油层组，杜Ⅲ油层组为水层。杜Ⅰ、Ⅱ油层组各划分成三个砂岩组，I1细分成2个小层，其它砂岩组细分成三个小层，杜I、杜II油层组细分成17个小层。
1.3沉积相特征
锦99块杜家台油层是由北向南超覆沉积在古地层之上。物源方向来自北、东北，自下而上砂体分布逐渐扩大，杜III油层组主要起到填充作用。仅局部井区发育，杜Ⅱ2-杜Ⅰ3为沉积鼎盛时期，为主力储集层。
1.4储层岩性及物性特征
杜家台油层岩性为一套中细砂岩，砂砾岩与泥岩交互沉积。胶结类型多为孔隙式胶结，胶结物主要为泥质。储层物性总体较好，平均有效孔隙度25.6%，平均有效渗透率0.536μm2，属于中孔中渗型。
1.5油层发育特征
杜家台油层总的分布特点是东西薄中间厚。杜Ⅰ、Ⅱ油层组平均油层厚度21.2m，油层平面厚度变化大，连通状况差，连通系数65%。
1.6流体性质
在地层条件下，原油密度为0.954mg/cm3，原油粘度229mPa.s，属普通稠油。原始地层压力14.34MPa，饱和压力3.75MPa，属低饱和油藏。地层水为NaHCO3型，总矿化度平均为2495mg/L。
2.存在的主要问题及开发设想
锦99块储层非均质性较强，各砂岩组平均渗透率级差大于900倍，连通系数只有65%。在注水开发过程中层间矛盾较大，单层突进现象严重，油层动用极为不均。
近年吸水剖面资料显示，不吸水厚度占射开厚度的42.2%，高渗透层含水高，低渗透层液量低，影响开发效果，目前一套层系开发效果差。
为此开展了细分轮替采油，将油水井均调到一套层系生产，再对水井实施分注、细分，解决纵向层间矛盾，提高注水利用率。
3.具体做法
3.1 15-002井区实施效果
在中东块15-002井区试验实施，将原杜Ⅰ3和杜Ⅱ油层暂时封堵，油水井均上调至杜Ⅰ1-2油层，进行细分注水，通过调整，与实施前对比，日产液由188.1t/d上升到目前264.0t/d，日产油由4.2t/d上升到目前8.7t/d，综合含水由97.8%下降到96.4%，累计增油13002t。
3.2 中西块井区实施效果
地质研究人员借鉴中东块15-002井区细分轮替采油经验，深化扩大中西块细分层系轮替采油。中西块2014年2月开始陆续实施水井重组、转注，2014年7月完成全部水井调整。将原杜Ⅱ油层暂时封堵，油水井均上调至杜Ⅰ1-3油层，进行细分注水，以后再适时恢复动用下步油层。通过调整，试验井区共油井10口，水井4口。实施后日产液由225.5t/d下降到目前157.5t/d，日产油由6.9t/d上升到目前7.1t/d，综合含水由97.8%下降到95.7%，累计增油1972t。
4.结论及建议
为稳定开发形势，提高开发效果，下步围绕注水，继续深化“注水基础年”工作，做好注水调整，加强注采对应关系研究，优化注水层位，以提高注水利用率。通过暂时封堵杜Ⅱ油层，油水井均上调至杜Ⅰ1-3油层进行细分注水，达到精细注水降低递减的目的，同时也为单砂体同类型油藏分层、分单元开发提供了借鉴意义。
参考文献
[1] 赵培华.油田开发水淹层测井技术[M].北京：石油工业出版社，2003.
[2] 李广超等.油藏开发后期确定合理注采比的一种方法[J].新疆地质，2006，24（1）.
作者簡介：
韩佳欣，女，出生于1987年07月，2010年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，学士学位，现在辽河油田锦州采油厂地质研究所就职，工程师，现从事油田地质开发动态研究工作。