西达里亚三叠系Ⅱ<sub>1</sub>油组油气藏数值模拟机理研究 水驱特征曲线在西达里亚油田上的应用
孙鹏 马旭杰 李宗宇
（西北石油局规划设计研究院 乌鲁木齐 830011）
摘要 西达里亚三叠系Ⅱ1油组自开发至今一直保持高速开发水平，目前已处于中高含水期。笔者运用数值模拟技术对油藏的开发指标进行了机理性研究，为油藏实施稳油控水提供了理论依据。
关键词 数值模拟 机理研究 稳油控水
西达里亚油气田地质概况：该油气田位于塔里木盆地东北坳陷区沙雅隆起阿克库勒凸起的东南斜坡上。其构造是受背斜及断裂双重控制的一个低幅度短轴背斜，6条北东走向、倾向南东的雁列式正断层将背斜分为3个区块。西达里亚油气田产层为三叠系上统哈拉哈塘组与中统阿克库勒组，是一套辫状三角洲－湖泊相沉积。根据沉积旋回自上而下分为3个油层组4个油组（Ⅰ1～2、Ⅰ3、Ⅱ1、Ⅲ1），其Ⅱ1油组为主力产层。Ⅱ1砂岩层的储集物性也最好，平均厚度为28 m，平均空隙度和渗透率分别为17.11％、242×10-um2。Ⅱ1油组油藏为边水凝淅气顶油藏，原油性质较好，具中等密度（0.839～0.9554 g/cm3）、低中粘度（30℃动力粘度4.26～79.78mPa.s）、低凝固点（－15～13.5℃）、低含硫（0.13％～0.95%）和高含蜡（2.25％～4.07%）的特点。
油气田开发现状：1994年国家储委审批西达里亚油气田含油面积12.6 km2，石油探明储量1620×104t，Ⅱ1油组有726×104t，占总量的45％；可采储量466.06×104t，Ⅱ1油组有203.3×104t，占总量的44％。溶解气22.06×104m3，Ⅱ1油组19.02×104m3，占总量的86％。该油田自1992年正式投入滚动勘探开发以来一直处于高速开发水平，已建成油气生产井49口，截至1998年底累积产原油366.60×104t，地质储量采出成程度22.4％，其中工1油组采出程度3.29％，Ⅰ3油组采出程度19.31％，Ⅱ1油组采出程度34.66％，Ⅲ1油组采出程度2.46％。该油田实行了天然能量的衰竭式开采，导致地层压降快，含水率持续上升，产油量迅速递减，尤其是开发程度相对较高的Ⅱ1油组。目前生产井综合含水率为82％，油气开采进入高含水采油阶段。
1 机理研究
1.1 单井模型
1.1.1 建模基本参数
参见表1至表5。
表1 基础参数 Table1 The basic parameters
表2 储层物理性质参数 Table2 The parameter of reservoir physical property
表3 地层原油高压物性参数 Table3 The parameters of formation oil's pVt
表4 地层水高压物性参数 Table4 The parameters of formation water's pVt
1.1.2 合理采速的确定
（1）模型设计
选择模型3，单井射开油层中部，打开程度：20％，储层 kv/kH=0.1，共设计了五个方案（计算10年）。
方案A:V=0.64％,Q0=30 m3/d
方案B:V=1.07％,Q0=50 m3/d
方案C:V=1.50％,Q0=70 m3/d
方案D:V=2.14％,Qo=100 m3/d
方案E:V=3.21％,Q0=150 m3/d
(2）研究结果
不同的采速方案计算的采出程度变化见表6。采速对开发的影响有两个拐点值，即当采速为1.07％时，生产10年后采出程度最高。当采速达到1.5％以后，采速的高低对采出程度（生产10年后）影响不敏感。主要原因：采速为1.07％时，由于采速较低，油井生产压差小，地层能量衰减缓慢，有效地延缓了气、水锥和边水的突进，保证了油井长时间稳产，相对增大了稳产期累积产油。当采速大于1.5％时，由于水体能量较强，含水上升很快，单井及油藏日产油量递减很快。采速的高低对油藏累积产油已不敏感。
表5 单井模型网格参数 Table5 The gridding parameters of single well model
表6 不同采速方案采出程度对比 Table6 Comparison of recovery ratio in different recovery rate
（3）认识
①该油藏保持采速1.07％左右比较合理，此采速下可保持较小的生产压差，地层能量衰减缓慢，气油比及含水上升较慢，可保证较长的稳产期及稳产累积产油。②当油藏进入中后期后，由于综合含水较高，应采取加大排液量的措施。
1.1.3 垂向渗透率kv对开发的影响
（1）模型设计
选择模型2，单井射开油层中部，打开程度：20％，单井配产为50 t/d，共设计了5个方案（计算10年）。
方案A:kv/kH=0.05
方案B:kv/kH=0.1
方案C:kv/kH=0.3
方案D:kv/kH=0.5
方案E:kv/kH=1.0
(2）研究结果
由表7可看出：第一、随着 kv/kH的增大，底水突破井底的时间在不断减少，累积产油量不断减少。第二，在0.1＜kv/kH≤0.5范围内，kv对油藏的开发指标有明显影响；kv/kH＜0.1时，kv对油藏的开发不敏感。
表7 垂向渗透率对开发的影响——不同方案综合含水对比 Table7 Comparison of different comprebensive water cut
(3）基本认识：综上所述，西达里亚Ⅱ1油组油藏中kv/kH一般小于0.1，因此kv对开发指标的影响总体上不是很敏感。主要因素应是油藏边水沿水平方向高渗带的快速推进，降低了kv对开发的影响。
1.1.4 避气、避水高度的影响
（1）模型设计
共设计了12个方案：
方案1：避气高度为1.5m，避气高度占油层高度的15％
方案2：避气高度为3.0m，避气高度占油层高度的30％
方案3：避气高度为4.5m，避气高度占油层高度的45％
方案4：避气高度为6.0m，避气高度占油层高度的60％
（以上4个方案选择模型1，单井射开2.0m，打开程度：20％，单井配产为50t/d，储层kv=0.1kH）
方案5：避水高度为1.5m，避水高度占油层高度的15％
方案6：避水高度为3.0m，避水高度占油层高度的30％
方案7：避水高度为4.5m，避水高度占油层高度的45％
方案8：避水高度为6.0m，避水高度占油层高度的60％
方案9：避水高度为7.5m，避水高度占油层高度的75％
（以上5个方案选择模型2，单井射开2.0m，打开程度：20％，单井配产为50t/d，储层kv=0.1kH）
方案10：射开油层上部
方案11：射开油层中部
方案12：射开油层下部
（以上3个方案选择模型3，单井射开2.0m，打开程度：20％，单井配产为50t/d，储层kv=0.1kH)
（2）研究结果
①由图1看出，在不同的避气高度下，油田的累积产油量与时间的关系表明西达里亚油气田Ⅱ1油组油气藏在油气两相区增加油井的避气高度有利于油井累积产量的提高。原因：第一是具有较大气顶气的油气藏，重力和弹性驱能量相对弱，避气高度大有利于减少气顶气的产出量，更好的保持地层能量，使气顶气驱发挥着较大的作用；第二是增加了油井的避气高度延缓了气锥的影响，油田的各项生产指标的改善效果越明显。
图1 避气高度的影响——不同方案累积产油对比图（纵向单位为MSTCM) Fig.1 Comparison of cumulative product oil volume in the different avoid gas height
②由图2分析得出西达里亚三叠系Ⅱ1油组油气藏在油水两相区的最佳避水高度应为油层厚度的60％。避水高度太高太低对开发都不利。一是当避水高度太高时，虽延缓了底水锥进，但减小了避气高度，且射孔位置距顶边界太近，会影响油井的泄油体积，使油井产能降低。二是避水高度太低，底水会很快锥进井底，使油井过早见水，近井地带单相油流变为油水两相流动，增大了井底流压，大大抑制了地层原油入井，降低了油井的产能。从以上几个方案对比结果说明该油藏在油水两相区其避水高度占油层厚度的60％时开发效果最佳。
图2 避水高度的影响——不同方案累积产油对比图（纵向单位为MSTICM) Fig.2 Comparison of cumulative product oil volume in the different avoid water height
表8 不同射孔部位开发指标对比（1) Talbe 8 Comparison of creative indexes in different perforate position(1）
表9 不同射孔部位开发指标对比（2) Table9 Comparison of creative indexes in different perforate position(2）
③采用油水气三相模型，当油井打开程度为20％，单井配产为50t/d，其主要计算指标见表8、表9。由表中含水和采出程度关系可见：第一，当采出程度小于25％之前，随着射孔部位离油水界面越近，则在相同的采出程度下含水率越高。第二，开采10年后，随着开采时间的延长，方案11的开采效果优于方案10。即当油井含水在35％以前，气驱作用是主要的，当含水大于35％后，水驱作用加强。由表9中气油比与采出程度关系可见，相同采出程度下方案11气油比虽高于方案12，但低于方案10。
（3）认识
综上所述，从3个方案的对比结果可见，在油气水三相区的油井射开油层中部为宜。
1.1.5 打开程度的敏感性计算
（1）模型设计
选择模型3，单井配产为50 t/d，射孔部位在油层中部，共设计了4个方案（预测10年）。
方案a：打开程度：20％
方案b：打开程度：35％
方案c：打开程度：50％
方案d：打开程度：65%
(2）研究结果
表10 打开程度的敏感性计算——不同方案指标对比 Table10 Comparison of indexes in different perforated ratio
由表10可看出：①打开程度小于50％时，打开程度越高，单井稳产期越长，稳产期累积产油越高。但最终累积产油趋于一致。主要原因是此种情况下，打开程度越高，单井供油体积越大，同样的单产下生产压差小，地层压力递减愈慢，单井稳产长；但同时打开程度高，避水高度就低，底水突破井底就快，底水一旦突破井底，单井日产将迅速递减，此时打开程度高的单井产油递减率高于打开程度低的单井，这使10年末的累积产油相差不大。②当打开程度大于50％时，打开程度越大单井日产递减愈快，累积产油愈慢。主要原因从表10对比得：当打开程度大于50％后，随着打开程度的增加，含水率和累积产水量随之增加，无水产油期大大缩短。打开程度越高，单井日产油递减迅速，累积产量增长缓慢，无水期累积产油反而越低。此时打开程度越高，开发效果越差。
（3）认识
此油藏开采时以打开程度35％为优。
1.2 井组模型
1.2.1 井组网格参数
参见表11。
表11 井组网格参数 Table11 The parameter of well group grid
1.2.2 边底水能量分析
（1）模型设计
在边底水能量分析计算中，井组的采液速度为3.5％,kV/kH=0.1，水侵系数皆为0.27。共进行了6个方案（预测10年）。
方案一：地下水体积／地层原油体积＝5，边水供给半径／油藏半径＝2
方案二：地下水体积／地层原油体积＝10，边水供给半径／油藏半径＝2
方案三：地下水体积／地层原油体积＝10，边水供给半径／油藏半径＝4
方案四：地下水体积／地层原油体积＝15，边水供给半径／油藏半径＝4
方案五：地下水体积／地层原油体积＝15，边水供给半径／油藏半径＝8
方案六：地下水体积／地层原油体积＝20，边水供给半径／油藏半径＝8
(2）模型结果
如表12得出，当水体体积为油体体积的5倍，边水供给半径为油藏半径的2倍时，生产10年后，地层压力将由50.04 MPa下降为39.8 MPa，总压降为10.24 MPa,10年来累积水油比为1.2，这与西达里亚油藏实际压力动态变化相近。
1.2.3 注水部位的选择
（1）模型设计
注水开发是实施二次采油的主要手段，本井组共设定了5口生产井，5口注水井，井组采油速度为1.5％,kv/kH=0.1，水油体积比为5，共设计了3个方案（预测10年）。
方案A：缘外注水，注采比＝0.9
方案B：缘上注水（注水井布置在低渗带上），注采比＝0.9
方案C:4口点状注水井
表12 边底水能量分析——不同方案地层压力对比 Table12 The comparison of formation pressure in the different margin and bottom water energy
(2）研究结果
由图3得出，对于西达里亚油气藏实行早期注水方案，其缘上注水方案有利于地层能量的保持，生产10年后，方案 B中的地层压力由49.7MPa下降至48.4MPa，总压降1.3MPa，而方案A中地层总压降为3.0MPa。原因在于缘外注水容易激活边底水，使得边底水沿高渗带快速推进，油藏含水会大幅上升，地层能量消耗相对大，开采效果不佳。缘上注水由于注水井距生产井相对较近，且注水井布置在低渗带上，在注水早期，缘上注水能更好的提高注水和边底水的波及效率，使油藏尽快见效。在同样的采速和注采比条件下，点状注水方案早期优于缘外注水，而中晚期效果变差。
图3 注水部位的选择——不同方案地层压力对比图 Fig.3 Comparison of formation pressure in different plan(choice of injected water position)
(3）认识
西达里亚油气藏储层非均质性严重。尤其Ⅱ1油组生产10年后，剩余油分布极不规则，井网部署很不规则，难以实施缘上注水方案。在这里笔者建议选用点状注水方案。1.2.4 注采比敏感性分析
（1）模型设计：在注采比敏感性分析的计算中，井组采油速度为25％，储层kv/kH=0.1，水油体积比为5，采用缘外注水方式，注水均始于投产后第10年，共进行了7个方案（预测5年）。
方案一：不注水
方案二：注采比＝0.6
方案三：注采比＝0.8
方案四：注采比＝1.0
方案五：注采比＝1.2
方案六：注采比＝1.4
方案七：注采比＝1.6
表13 注采比敏感性分析——不同方案指标对比表 Table13 The analysis of injection/withdrawal ratio
（2）模型结果
各个注采比不同方案的压力变化情况、采出程度变化情况、累积水油比变化情况见表13。从表中可知当注采比为1.6时，油田生产15年后，地层压力基本恢复至原始地层压力，注采比为1.2时，注采的5年中，地层压力基本不降，原油采出程度最高。
（3）认识
①从注采5年后的采出程度对比看，西达里亚油气田注水开发不具有明显优势。尤其Ⅱ1油组油藏开采多年，剩余油分布零散，压力在纵横向上分布都极不均，油藏中水线形状错综复杂，难以实施有效的缘上和面积注水，只能实施点状注水对局部剩余油进行驱扫。能否提高采收率不容乐观。②该油田若实行注采方案，注采比为1.2时开发效果最佳。
2认识
（1）西达里亚油田早期的过高采速（1995年6.3％,1996年5.26％,1997年5.06％），不但加速了边底水沿高渗带的突进和气顶气的锥进，还使得油藏地下亏空得不到及时补充，从而引起油藏内流体渗流特征发生改变，特别是高采速井区储层物性变差。同时在水淹程度高的高渗带或高渗小层内由于长期的水冲刷，润湿相的改变而引起毛管力滞后的影响，大大降低水驱的波及效率。
（2）从油藏动态分析和油藏模拟得出，西达里亚油田水体能量较大，且水层与油层之间传导性较好，加之主力层Ⅱ1油组气顶能量也较大。故该油田开采能量较充足，若保持合理采速，可暂不考虑大面积注水。
（3）依据1998年两部生产动态分析（下表）。
塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集
虽塔指的实开井与西北局的井相当，但塔指开发效果较好。主要原因：第一由油田避气避水高度的敏感性研究看出，避气避水高度对开发指标非常敏感。塔指井的射孔位置在主力Ⅱ1油组油藏都低避气高度大，有力地控制了气顶气窜和保持了气顶能量，使气驱效率发挥较好。第二，我国许多水驱开发油田统计规律研究证实：低粘原油粘度小于1 mPa.s的油藏可采储量主要集中在中低含水期，而高粘原油的油藏可采储量主要集中在高含水期。塔指在1996年油田低—中含水期时就使用潜泵增大排液量来提高日产油量。所以西北局应对高气油比井实施堵气，对储集物性好，剩余油富集区的油井下电潜泵增大产液，提高日产油量。
（4）油藏保持采速1.07％左右比较合理，此采速下可保持较少的生产压差，地层能量衰减缓慢，气油比及含水上升较慢，可保证较长的稳产期及稳产期累积产油。当油藏进入中后期后，由于综合含水较高，应采取加大排液量措施。
（5）西达里亚Ⅱ1油组油藏中 kv对开发的影响总体上不是很敏感。主要因素是油田边水沿水平方向高渗带的快速推进，降低了kv的影响。
参考文献
[1]范江．油藏数值模拟．北京：石油工业出版社，1995
[2]葛家理．油气渗流力学．北京：石油工业出版社，1982
[3]冯康著．数值计算方法．国防工业出版社，1978
[4]D·W·皮斯曼．油藏数值模拟基础．北京：石油工业出版社，1982
Applying the Numerical Reservoir Simulation' s Tecchnique to Study the Mechanism of TriassicⅡ1 Reservoir in Xidaliya Oil and Gas Field
Sun Peng Ma Xujie Li Zongyu
(Academy of Designing and planning,NW Bureau of Petroleum Geology，Ürümqi 830011)
Abstract: From the beginning of exploitation to now,the oil and gas pool of TriassicⅡ1formation has been exploited in high speed.At present,it is in period of mid-tall containing water.The article applies the numerical reservoir simulation technique to study the mechanism of exploitation.These offer basis of theory for stability of oil production and control water production.
Key words:the numerical reservoir simulation studies of mechanism retaining stability of oil production and control water production
阿克库勒油气田三叠系下油组（T－Ⅲ）气顶油藏数值模拟研究~
杨秋来
（西北石油局规划院 乌鲁木齐 830011）
摘要 阿克库勒油气田是塔北最早投入开发的油气田之一。用油藏数值模拟方法，通过单井模型和三维井组模型的研究，对该油气田的开采机理以及开采过程中的影响因素进行敏感性分析，确定了合理的采油速度、射孔位置、射开程度、注水时机以及注采比。
关键词 数值模拟 开发 底水锥进 极限产量
1 油气田概况
阿克库勒油气田在奥陶系和三叠系钻获工业油气流，三叠系为主要产油气层系。三叠系油气藏揭示的产油气层段有两组：三叠系上统哈拉哈塘组第一段砂体和阿克库勒组第一段砂体；在油气组划分上称为上油组（T－Ⅰ）和下油组（T－Ⅲ）。下油组（T－Ⅲ）砂体厚95～165m，在平面上分布稳定，为该油气田的主力产层。
下油组（T－Ⅲ）各区块原油性质变化很大，测试及试采资料表明：Ⅳ、Ⅴ、Ⅶ区块存在气顶，底水厚，能量供应充足，为砂岩孔隙型块状弹性底水驱饱和油藏；Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅵ、Ⅷ为砂岩孔隙型块状弹性底水驱未饱和油藏。
阿克库勒油气田自1992年进入滚动开发阶段以来，底水锥进就成为开发中的主要问题，目前下油组（T－Ⅲ）采出程度为38％，综合含水为85％。
2 油藏数值模拟研究
2.1 单井模型——开采机理研究
单井模型主要用于气水锥进的研究，为使计算结果更具普遍性，在单井模型原型上进行了抽象化处理，具体处理方式为：
（1）油气水层厚度保持测井解释成果不变。
（2）根据测井解释成果，在纵向上划分厚度不等的均质段，并读取各段的物性参数。
（3）在此基础上进行适当的合并或劈分，形成厚度为1m左右的纵向网格，合并或劈分的原则是流体界面附近的网格厚度不超过1m，在远离流体界面的位置网格厚度适当增加。
（4）单井控制半径取550m，沿径向划分20个网格，网格尺寸以几何级数增加，最内层网格尺寸约为0.2m，最外层网格尺寸为100～150m。
（5）按照上述网格划分处理，形成的油气水模型网格为20×20，其中气层8层，油层9层，水层3层。
（6）将物性参数转换为地下有效值，赋予各层网格。
（7）对原型中渗透率太低的层进行适当调整，以渗透率不低于30×10-3μm2。
在模拟计算中，油层部分垂向和水平渗透率的全层规模比值取0.2；有低渗透夹层的层，垂向和水平渗透率的比值取0.015～0.087；水层的垂向和水平渗透率的比值取0.1。
2.2 底水锥进及水锥极限产量
算例结果表明，下油组（T－Ⅲ）溶解气驱采收率很低，而水驱可以提高最终采收率。大水体有利于衰竭式开采的开发效果，对于一定规模的水体，水体与油层间的传导性一般对压力的传导影响不大，而对于水层和油层之间的流动影响较大，因此，低垂向传导率有利于提高油层的开发效果，但当垂向传导率太低，压力传导困难时，会在油层中形成以溶解气驱为主的情形，降低开发效果。
在模型中，油井以55t/d定产量生产。通过开发指标计算，根据每个时间步长含水饱和度在剖面上的分布，可以归纳出底水在地层中上升过程大体可以分为四个阶段：成锥期、托进期、锥进期和含水期。底水在37 d内成锥，随着采出程度的提高，远离井轴的油水界面缓慢上升，这时油水界面上升为托进期，托进期为142d，生产至240d时，底水锥进到井底，使油井含水，进入锥进期，井轴上锥进高度为5m，锥进期为61d，之后进入含水期，这一阶段的主要特征为：边部油水界面不断上升，井轴延线上水体体积不断增大，但井筒水淹高度仍很低。
产量达到85t/d时，底水在60 d内锥进到井底，且没有明显的托进期。因此对模型中目前射孔条件下，水锥极限产量约为85t/d。
2.3 油井射孔位置选择
对于砂岩底水油藏，射孔底界应高于油水界面，以避免油井投产后底水迅速突入油井，缩短无水采油期，减少无水采油量，无水采油期通常用下式计算：
塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集
式中：t——无水采油期（d）;
Hp——避水厚度（m）；
△p——生产压差（MPa）；
μo——地下原油粘度（mPa.s）；
φ——孔隙度（%）;
k——地层渗透率（10-3μm2）；
kh——地层水平渗透率（10-3um2）；
kv——地层垂向渗透率（10-3μm2）。
由上式可以看出，在各参数中，人工可控制的两个参数为避水厚度和生产压差。避水厚度对无水采油期的影响大于生产压差，因为式中无水采油期与避水厚度的平方成正比。
在射孔方案模拟计算中，计算了四种射孔部位开发效果。各方案中油井打井程度为30％，采用定产量55 t/d生产，其主要计算指标见表1。
表1 不同射孔部位开发指标 Table1 The development bidding at different perforated place
由含水率与采出程度关系可知，射孔部位距油水界面越近，则在相同采出程度下含水率越高。当采出程度大于28％，随着开采时间的延长，方案A2的开发效果优于A1，即当油井含水低于35％时，底水作用是主要的。经过对四种射孔方案不同生产条件下采收率对比结果可以看出，方案A2的最终采收率明显高于其他方案，且开采10年后，地层压力保持程度较高。
2.4 打开程度的敏感性计算
为了优选油井打开程度，设计油层厚度为12m，打开程度为20％～50％，油井以定产量55t/d生产，共计算了四组方案。各方案开发指标对比见表2。
表2 不同打开程度开发指标（t=10a） Table2 The development bidding at different degree of perforating(t=10year）
由计算结果可见，随着打开程度增加，含水率与累计产水量随之增加，无水期缩短，累计产气量和采出程度降低。因此，在开采过程中应适当控制油井的打开程度，以防底水锥进，延缓见水时间。
为了寻找合理的打开程度，对生产压差与打开程度的关系进行计算，在产量一定的条件下，随着打开程度的减少，生产压差随之增加，尤其当打开程度为20%～30％时，生产压差变化幅度大，由于油井打开程度低，可能造成井底不完善，井壁阻力较大，因而需要较大的生产压差以满足产量的要求。对比结果表明，当油井打开程度为20％时，射孔段距底水较远，其无水期最长，开发10年内采出程度最大。当打开程度为50％时，油井无水期缩短三分之一，采出程度降低约3％，故油井最佳打开程度应控制在20％～30％之间。
2.5 合理采油速度的确定
在采油速度研究中，选取单井供给半径为400m，射孔方案取前述的B2方案，设计采油速度为1.3％～2.8％，计算了六个方案。其计算结果见表3、表4、表5。
表3 采油速度敏感性计算 Table3 Sensitive analysis of different production rate
表4 不同采油速度下采出程度与含水率关系 Table4 The relationship of recovery and water-cut at different production rate
表5 不同采油速度下压力变化 Table5 The Pressure at different production rate
计算结果表明，对于底水油藏，当采油速度较小时，生产中所需的压差较小，这时底水上升平缓，开发效果好。采油速度越高时，随着累积油量的采出，含水率上升加快，当采油速度为1.6％～1.9％时，含水率有一个相对较大的变化幅度。且当采油速度 v。＝1.6％时，无水采收率可达3.2％；采出程度为20％时，油井含水仅3.4％。当采油速度在1.3％～1.6％时，地层压力下降缓慢，可维持自喷生产近10年。当采油速度为1.9％时，压力下降快，自喷期缩短为8年，当采油速度超过2％，自喷期为3～6年。
综合分析认为，采油速度小于1.9％可获得较高的最终采收率。对于阿克库勒油田采油速度控制在1.6％较为合适，以此生产则压差控制在3.0MPa以下即可满足单井产量60t/do
2.6 夹层影响
对于夹层的研究主要考虑两个因素：一是夹层条数，其次是夹层的长度。模拟方案中设计油层和水层之间存在3条、1条及无夹层三种情况，夹层的长度设计为0、25、100、200及350m，其宽度均相同，油层与水层之间的渗透率小于5×10-3μm2。
计算结果表明，若夹层长度相同，夹层的条数对开发指标影响不大。当夹层长度大于200m时，夹层对含水率及原油采出程度有明显影响。
3 三维井组单元模型开采方式研究
三维井组模型假设T－Ⅲ油组采用九点法布井，由于流线的对称性，仅取九点法面积的1/4单元部分进行模拟计算。模型采用等间距网格，X方向网格数为12，井距为800m，ΔX为88.9m;Y方向网格数为9，井距为600m，ΔY为100m。垂向划分为10层网格，其中气顶3层，油层5层，底水2层，模型总网格数为1080个。
3.1 底水能量分析
模型计算时设计了不同水油体积比条件下油井以天然能量生产，通过对实测压力拟合，认为阿克勒油田T－Ⅲ油气藏水油体积比大于150，在以后的计算中取170倍水体进行模拟。
3.2 注水时机选择
注水时机研究计算了三个方案，其注采比均取0.8。方案D1为衰竭式开采，方案 D2设计为生产第5年后开始注水，方案D3设计为生产第10年后开始注水，注水方案采用油层内部注水。
由三种方案的计算结果可见，注水时机对油田最终采收率有较大影响，天然能量开采至第5年后，当地层总压降为3MPa时开始注水将达到最高的采收率。由于油气藏较早地采取了压力补充措施，减缓了饱和油气藏地层脱气的发生，其累计产气量最少。同时，采出程度与含水率关系也反映方案D2在相同采出程度下油田综合含水率最低。由此，对于饱和油藏较早采取注水方式，保持一定的地层压力将取得较好的开发效果。3.3 注采比敏感性计算
对注采比的研究试算了四组方案，方案中注水始于投产后第5年，其结果见表6。四组方案计算结果表明，当注采比大于0.8可保持较高的地层压力，且当含水率达75％时其采出程度最高。若注采比为1，则可能激活底水，导致油井含水上升速度加快而过早停喷。因此阿库勒油田T－Ⅲ油藏今后在注水开发中应满足注采比0.8，可取得较好的效果。
表6 不同注采比地层压力变化表 Table6 The development bidding at the different perforated place
4 结论
（1）阿克库勒油气田三叠系下油组（T－Ⅲ）油气藏水锥极限产量为85t/d。
（2）油井的射孔位置应在油层中部，最佳打开程度为20％～30％。
（3）油田注水开发中应满足注采比0.8，应在开发5年后实施注水。
参考文献
[1]陈月明．油藏数值模拟基础．北京：石油大学出版社，1994
The numerical simulation of down group of Triassic system(T－Ⅲ）Akekule oil-gas field
Yang Qiulai
(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology，Ürümqi 830011)
Abstract:Through the researching of the models of single well and many wells by the way of reservoir simulation,author analyzes the theory of development,and the susceptibility of the effect factors to development,and determines the reasonable rate of development,the situation of performance,the rate of performance,the time of injection and the rate of injection.
Key words:Numerical simulation Bottom-water coning Critical output
王建峰 靳佩 杨秋来 刘雅雯
（西北石油局规划设计研究院 乌鲁木齐 830011）
摘要 从水驱特征曲线的应用条件开始，将水驱特征曲线理论应用到西达里亚油田上，对西达里亚油田各油藏的储量进行了计算，对比了各油藏的开发效果，并对西达里亚油田未来的开发指标进行了预测。
关键词 水驱曲线 储量 含水率 累产 直线段
水驱特征曲线是反映注水开发油田或天然水驱开发油田综合开发指标的一条特征曲线，水驱开发油田可以利用水驱曲线计算和确定油田（藏）储量和采收率，评价油田（藏）开发效果，还可以预测油田（藏）开发的未来动态。因而在油藏工程中得到了比较广泛的应用。
童宪章教授应用统计分析方法归纳了水驱曲线的甲型、乙型、丙型三种不同的形式，陈元千教授又对水驱曲线的各种基本关系式进行了较为完整的理论推导。
目前，水驱曲线有甲、乙、丙、丁等多种不同形式，在油藏工程中最常用的为甲、乙两种，本文只选用甲、乙型两种水驱曲线来论述水驱曲线在西达里亚油田上的应用。
1 水驱特征曲线的应用条件和范围
水驱曲线应用条件的前提必须是水驱油藏（人工水驱或天然水驱）；从曲线形状来看，是出现直线段；从油田生产上看，则要求生产保持相对稳定，无重大调整措施；从油田（藏）综合含水看，含水率要求达到一定高度并逐步上升。水驱曲线法尽管有一定的理论依据，但是由于油田开发的复杂性，油层的分层性，非均质性以及管理因素的影响，大部分影响机理、影响作用和影响方式是比较清楚的。因此，水驱曲线是公认的经验方法。其应用范围不应受到过多的限制，能够满足工程精度就可以了[1]。因此，水驱曲线不但可以以油田、油藏为单元使用，也可以以井组甚至于单井使用。
西达里亚油田三叠系油藏从上到下依此为Ⅰ1、I3、Ⅱ1、Ⅲ14个天然水驱油藏，水驱曲线已经出现直线段，油藏含水率均超过50％并正逐步上升，油田生产相对稳定无重大调整措施。因此，各油藏完全满足水驱曲线的应用条件和范围。
2 利用水驱特征曲线计算油田（藏）储量及采收率
2.1 甲、乙型水驱曲线的意义和形态
（1）甲型水驱曲线
甲型水驱曲线是累积产水量与累积产油量的关系，在半对数坐标纸上可以形成一条明显的近似直线，其数学表达式为
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式中：Wp——累积产水量（104t）;
Np——累积产油量（104t）;
A——直线段截距；
B——直线段斜率。
（2）乙型水驱曲线
乙型水驱曲线是生产水油比与累积产油量的关系曲线，在半对数坐标纸上，同样也可以得到一条平行于甲型曲线的直线段，其数学表达式为
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式中：A’＝lg 2.303B+A
2.2利用水驱曲线计算动态地质储量和可采储量
（1）动态地质储量
根据童宪章教授研究成果，水驱动态地质储量与直线段斜率有下述关系
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式中：N——动态地质储量（104t）
陈元千教授根据国内外132个水驱油田甲型水驱曲线资料，得到了更为精确的水驱油田动态地质储量的相关公式
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一般来说，动态地质储量往往比容积法计算的静态地质储量更符合水驱开发油藏实际。本文选用公式（4）计算各油藏的动态地质储量。
（2）可采储量与采收率
目前，对于水驱油藏进行油藏工程研究中普遍采用极限含水或极限水油比这一概念，超过这一极限，油藏就失去实际开发价值。因此，达到这一极限所获得的累积产油量就是油田的可采储量，对应的采出程度就是油田的采收率，国内通常选取的极限含水率为98％或极限水油比为49。
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将极限含水fw=98％代入（5）式得到油田在目前经济、技术条件下的可采储量
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可采储量Nr与动态地质储量N之比值为目前经济、技术条件下的最终采收率
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2.3 西达里亚油田各油藏储量及采收率的计算
根据西达里亚油田的实践，比较适用的水驱特征曲线为甲型水驱曲线。西达里亚油田三叠系4个油藏的甲型水驱曲线见图1、图2、图3、图4。
图1 T－Ⅰ1油藏甲型水驱曲线图 Fig.1 Water drive curve for T-I 1 first reservoir model
图2 T－Ⅰ3油藏甲型水驱曲线图 Fig.2 Water drive curve for T－Ⅰ 3 first reservoir model
图3 T－Ⅱ1油藏甲型水驱曲线图 Fig.3 Water drive curve for T－Ⅱ 1 first reservoir model
图4 T－Ⅲ1油藏甲型水驱曲线图 Fig.4 Water drive curvefor the first model of T－Ⅲ1reservoir
从图中可以看到Ⅰ，、Ⅱ1、Ⅲ1油藏的水驱曲线直线段很稳定，分别作
回归得到3个油藏甲型水驱曲线的数学表达式
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图2为工3油藏的甲型水驱曲线，该曲线明显的分为三段，即1995年11月到1997年11月，1997年12月到1998年5月，1998年6月到1999年6月，这三段可分别称为直线段、上翘过渡段和直线段。将两个直线段回归，得到T－Ⅰ3油藏甲型水驱曲线两个直线段数学表达式
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水驱曲线直线段上翘的原因一般有两个：一是油田（藏）开发效果变差，二是高含水后期。直线段上翘的早晚与直线段出现的早晚相一致，对比Ⅱ1油藏的甲型水驱曲线知道，Ⅱ1油藏的甲型水驱曲线直线段出现得较Ⅰ3油藏早，而直线段仍未上翘。另外，Ⅱ1油藏同期的综合含水较I3油藏高，且Ⅰ3油藏综合含水不到80％。由此可以认为：Ⅰ，油藏直线段上翘的原因是开发效果变差。说明今后要加大对该油藏的调整力度。
我们知道，随着油藏开发时间的延续，开发后期的措施手段会变得越来越困难，措施效果也会变得越来越差。如果说第一直线段的结果更接近于“地下”，则第二直线段的结果更接近于“地上”。这还要求今后的措施效果与目前的措施效果相当，否则第二直线段的结果都难以达到。因此，选用式（11b）的参数来计算Ⅰ3油藏的储量。
将式（8）、（9）、（10）、（11b）中的A、B值分别代入（4）式、（6）式和（7）式，得到4个油藏的动态地质储量、可采储量和相应的采收率。其结果见表1。
2.4 水驱可采储量评价
（1）水驱可采储量计算单元
用不同的油藏按时间序列迭合的水驱曲线计算的油田可采储量，相当于各油藏均保持以往的生产状态，全油田开发至综合含水率达到极限含水时的油田累积产油量。但此时高含水油藏已超过极限含水，低含水油藏由于含水率低于极限含水尚继续开采，因而在绝大多数情况下这一计算值不等于用各油藏水驱曲线计算的可采储量之和。
表1 西达里亚油田各油藏储量数据 Table1 Reserve data of Xidaliya oilfield's all reservoir
理论计算结果表明，与分油藏水驱曲线法计算的可采储量相比，叠合曲线计算的可采储量偏差（简称“叠合偏差”）的大小主要取决于不同油藏间含水率的差异大小、采油速度的差异以及可采储量之间比例关系等。
图5 西达里亚油田甲型水驱曲线图 Fig.5 Water drive curve for Xidaliya oilfield's first model
将西达里亚油田4个油藏按时间序列叠合的甲型水驱曲线见图5，直线段数学表达式为：
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将A=0.7243,B=0.004910代入式（4）、式（6），得到
N=1304.76×104t,Nr=593.3×104t
可采储量叠合偏差为6.63％，动态地质储量叠合偏差为11.04％。
（2）水驱曲线后期上翘问题
关于水驱曲线后期上翘问题，从理论上讲，由于横坐标是累积产油量，不可能无限增大，是有极值的。累积产水可以无限增大。因此，曲线上翘是必然的。其上翘的早晚和幅度对正确评价油田可采储量有很大影响。西达里亚油田各油藏都以含水率为98％时所采出的油量作为油藏的可采储量。因此，水驱曲线在油藏含水98％以后上翘对可采储量没有影响，但绝大多数油田的水驱曲线在油田（藏）综合含水小于98％之前即开始上翘，上翘点的含水率从80％到98％都有。上翘越早，用水驱曲线直线段计算的可采储量偏高幅度就越大。西达里亚油田目前各油藏水驱曲线均未出现因含水高而上翘的现象。因此其上翘的时间和幅度不易确定，按西达里亚油田各油藏的地质条件和可采储量采出程度与含水率关系，预计后期上翘幅度在4％左右，故在计算油田可采储量时，校正系数采用0.96。由表1的可采储量数据得到西达里亚油田三叠系工1、Ⅰ3、Ⅱ1、Ⅲ1油藏校正后的可采储量分别为24.10×104t、145.09×104t、352.40×104t、88.09×104t，剩余可采储量分别为13.66×104t、52.34×104t、95.63×104t、65.85×104t。
3 利用水驱特征曲线评价油田（藏）开发效果
评价油田（藏）开发效果的指标很多，利用水驱曲线评价油田（藏）开发效果主要用水洗油这一概念。
方程（1）中，当扫油面积（F）大，油层厚度（H）厚，原始含油饱和度（s。）高时，常数A、B值都大（因为 A、B值与储量有关），所以 A、B值应是F、H、s。的函数。B值也反映了水将油驱向井底的有效程度，B值大水驱油效果就好；而 A值则反映油藏在水驱方式下原油的通过能力。油层通过能力的大小，取决于有效渗透率（k）和压力梯度（i）。因此，A是k、i的函数。如果把B除以A，则B/A的值反映了水驱方式下水洗油的程度，B/A值越小，水洗程度越好，水洗程度越好，开发效果越好；B/A值越大，水洗程度越差，则开发效果越差。
从纵向上看，西达里亚油田三叠系Ⅰ1、Ⅰ3、Ⅱ1、Ⅲ14个油藏的B/A值分别为1．44、0.24、0.03、0.04，可以看出T－Ⅱ1油藏的开发效果最好，其次为T－Ⅲ1油藏，开发效果最差的是T-I1油藏。
从横向上看，Ⅰ3油藏第一直线段（其他油藏尚未出现第二直线段）的 B/A值为0.065，第二直线段的 B/A值为0.24，较第一直线段的B/A值大2.7倍，说明从1998年5月后T－Ⅰ3油藏的开发效果变差。
4 利用水驱特征曲线预测油田（藏）未来开发动态
4.1 预测油田（藏）在不同含水时期的累积产油量（或采出程度）
生产水油比与累积产油量之间有下述关系
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又因为
得到
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或
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式中：B’＝BN;
R为采出程度。
利用式（14）可预测油田（藏）在不同含水时期的累积产油量（或采出程度）。
例如，西达里亚油田，A=0.7243,B=0.00491。当油田综合含水率达到85％时，代入式（14a）可求得累积产油量为401.69×104t；当油田综合含水率达到90％时，代入式（14b）可求得地质储量采出程度为33.97％。
当然，这种方法预测的前提是该油田在目前的井网条件下开发。
4.2 利用水驱曲线预测油田（藏）不同含水期的含水上升率
含水上升率是指每采出1％地质储量的含水上升百分数。
含水上升率的数学表达式
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已知水驱曲线直线段斜率B，就可以利用（15）式求出油田（藏）在不同含水时期的含水上升率。
例如，已知西达里亚油田T－Ⅱ1油藏水驱曲线直线段斜率B=0.008379，当油藏综合含水率fw=90％时，油藏含水上升率
另外，对（15）式求二阶导数，得
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式中：m=1.158N2B2
由式（15）、（16）知，当含水率趋近于0和1时， 和 都趋近于0，这就是油田开发后期加大采液速度而综合含水率上升较慢的理论依据。当含水率等于 ， 所以此点为极大值，即当含水率为50％时，含水上升率最大，约为4.5％。
4.3 利用水驱曲线预测油田（藏）开发指标
利用水驱曲线预测油田（藏）开发指标所需的动态数据是历年的累积产油量Np和累积产水量Wp，由此可以知道各年的产油量Q。和产水量Qw以及水油比 WOR。
预测方法可分为给定年产油量、年产液量和最大年产液量三种方法。对已进入高含水后期的西达里亚油田，用定年产液量和最大年产液量法较为合理。
例如，用定年产液量法预测西达里亚油田从1999年6月到2002年6月3年的各项开发指标。这种方法的实质就是事先给定预测年限内各年的产液量QL，然后用迭代的方法求出采油速度v。、年产油量Q。以及含水率fw等。
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式中：i——表示本年度；
i-1——表示上年度。
检查 ｜v。i’－vDi |<0.000001是否成立，如不成立，则重新假设 voi=voi’，返回（19）式重新计算，直到满足这一精度为止。通过以上迭代求出采油速度、含水率和年产油量以及其他开发指标。用该方法预测西达里亚油田的各项开发指标见表2。
表2 水驱曲线法预测西达里亚油田开发指标 Table2 Forecast of development indexes using water drive curve in Xidaliya oilfield
到2002年6月后，油田进入特高含水采油阶段，采油主要靠排液，这时用定最大年产液量法预测油田开发指标比较方便、合理，方法同定年产液法相近，在此就不再重复。
参考文献
[1]方凌云，万新德等．砂岩油藏注水开发动态分析．北京：石油工业出版社，1998.9.3
[2]刘丁曾，王启民，李伯虎．大庆多层砂岩油田开发．北京：石油工业出版社，1996.8.3
[3]黄炳光，刘蜀知．实用油藏工程与动态分析方法．北京：石油工业出版社，1998.140～141
Application of water drive curve in west Daliya Oil field
Wang Jianfeng Jin Pai Yan qulai Lu Yawen
(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology，ürümqi 830011)
Abstract:This paper starts from the application condition of water drive curve,applies the water drive curve theory to the west daliya oilfield,calculates the reserves of west daliya oilfield's, contrasts the development effect about oil layers and forecasts the development indexes about west daliya oilfield
Key words:water drive curve reserves watercut accumulate production line segment
地层发育及展布
答：在达里亚—草湖一带向西超覆于下奥陶统之上。 中、上奥陶统大致可分为3个沉积相区: 盆地相区 分布于草湖以东,主要为浊积岩和海相泥质岩,属充足补偿型沉积。 斜坡相区 分布于达里亚以东、草湖以西地区,为台地相与盆地相过渡区,可能发育有滑塌的重力流沉积。 台地相区分布于达里亚以西的广大地区。沙11井揭示...
十四 塔里木石炭二叠纪含煤盆地的形成
答：达里亚组(C2d)或和田河组(C2h)为上石炭统下部,属滑石板阶;小海子组(C2x)仅26 m,与达里亚组连续沉积,相当上石炭统中部,属达拉阶下部。小海子组之上缺失的层段相当于达拉阶上部和马平阶,与其假整合接触的库普库兹满组(P1k)、开派兹雷克组(P1k)为下二叠统下部和上部,属栖霞阶和茅口阶,与其假整合的上覆地层...
油气分布规律
答：阿克库勒以三叠系为主，其次石炭系；雅克拉则以白垩系为主，其次古生界（雅克拉的下古生界及波斯坦地区的上古生界）；②产出的油气结构差异很大，雅克拉以高气/油比的凝析油气为主，波斯坦的石炭系与阿克库勒的三叠系则以中等密度原油为主，气/油比较低；③油气性质的主控因素是成藏后的封盖保存条件，波斯坦...
油气分布规律
答：直到新生代统一形成塔东北坳陷之后,该隆起被埋于中、新生界单斜层之下,成为潜伏隆起,可捕集喜马拉雅期初熟的石炭系、三叠系、侏罗系油气,满加尔坳陷成熟的志留系油气以及寒武-奥陶系在喜马拉雅期生成的油气,在中、新生界和古生界形成晚期聚集。
盖层特征与油气保存
答：据封闭性演化分析,三叠系泥岩类在燕山晚期进入中成岩期(Ro>0.4%),开始具有封闭性;喜马拉雅期进入中成岩期成熟阶段(Ro>0.6%),封闭性最好;据岩石样品微孔隙结构分析,突破压力一般在10～12MPa之间,少数超过12MPa,中值半径2.5～5.0nm,半径大于6.5nm的孔隙含量小于48%,大多属于Ⅱ、Ⅲ类,Ⅲ类多于Ⅱ类。 三叠系分布广...
基本变形样式
答：轮南凸起东南翼的达里亚断层为近南北向、东倾(倾角60°)正断层,延伸长度约10km,切割寒武系—侏罗系,断距小,最大垂直断距为150m。该断层的形成可能与南北向挤压作用派生的东西向拉张应力有关,与其西北侧沙9井中近南北向(0°～5°)横张裂缝(张光亚等,1991)的形成机理相似。 (四)横向构造 前陆克拉通地区亦发育...
新疆石油天然气资源
答：沉积盖层有三叠系、侏罗系。古近—新近系直接超覆其上。 油气资源及储量:焉耆盆地油气资源量4亿～5 亿吨。累计探明石油储量3239.8 万吨,累计探明石油可采储量779.4 万吨,剩余石油可采储量606.6 万吨。天然气累计探明储量107.66 亿立方米,累计探明天然气可采储量40.53亿立方米,剩余可采天然气储量35.96亿立方米。 五、...
地层水的开启度与油气保存
答：阿克库木的沙9井(K1),阿克库勒的沙17井(T)、沙18井(C),达里亚的沙32井(T)、沙36井(T),桑塔木的沙40井(T),艾丁的沙30井(T)产层水,其饱和烃组成基本与雅克拉相似,类异戊二烯烷烃含量较高,在 结构总组成中类异戊二烯烷烃含量达12%～24.5%,艾丁构造沙30井三叠系产层地层水,饱和烃分布呈平缓—后峰型,...
阿克库勒凸起成藏地质条件及控油规律
答：并且多种圈闭类型在纵向上叠加形成多种圈闭叠加样式,如阿克库勒断块构造带,奥陶系形成断块构造后遭剥蚀形成潜山,石炭系形成新的断块构造和低幅度的披覆背斜,三叠系在其上又形成披覆背斜,其后在印支期—燕山期区域挤压应力作用下形成挤压背斜和断背斜,最终形成断块、潜山-披覆背斜-挤压背斜组合。 2.4 油气运移与聚集...
沙西凸起古岩溶作用与油气关系
答：沙西中部三叠系—侏罗系、北部白垩系直接覆盖在奥陶系之上形成岩溶不整合,上覆储层中见良好油气显示或沥青显示。 2.2 古岩溶的破坏作用 古岩溶对先期形成的油气藏具有明显的破坏作用。该区沙西2号构造寒武系下丘里塔格群白云岩和白云质灰岩晶间孔、晶间溶孔中,下奥陶统灰岩裂隙及晶洞中见沥青,原油为相对密度0.9575～...
