西达里亚三叠系Ⅰ₃、Ⅱ₁油组油气藏剩余油分布规律及开发调整措施 水驱特征曲线在西达里亚油田上的应用

孙鹏　马旭杰　赵义勇

（中国新星石油公司西北石油局规划设计研究院　乌鲁木齐　830011）

摘要　应用VIP三维三相矢量全隐式数值模拟软件，研究了西达里亚三叠系Ⅰ₃、Ⅱ₁油组油气藏剩余油形成的机理及分布规律，预测了剩余油富集潜力区，指出Ⅰ₃油组油藏剩余油饱和度分布主要与储层非均质性、边水舌进有关，但其总体分布特征比较均匀、连片，并在高部位相对富集；Ⅱ₁油组油藏剩余油饱和度的分布与储层非均质性、井网部署、采速及气锥水井有关，其分布特点呈极不均匀孤岛状。并通过多种方案的指标预测，提出了调层、侧钻等优化开发调整措施。

关键词　油藏数值模拟　剩余油分布规律　优化开发调整措施

1　前言

西达里亚油气田是塔里木盆地东北坳陷区沙雅隆起阿克库勒凸起的一个高产油气田。该油田三叠系砂岩油气藏在纵向上发育3个油组：上油组（Ⅰ），中油组（Ⅱ），下油组（Ⅲ）。其探明地质储量为1635×10⁴t，其中Ⅰ₃、Ⅱ₁油组地质储量分别为375×10⁴t、726 ×10⁴t，分别占整个三叠系油气藏的23％、45％。油田自1991年开采以来，一直采用衰竭式开采方式，截止1999年初，Ⅰ₃油组采出程度19.31％（占工₃油组地质储量），采出可采储量的54％；Ⅱ₁油组采出程度34.16％（占Ⅱ₁油组地质储量），采出可采储量的68％。所以Ⅰ₃及Ⅱ₁油组虽经多年开发，地层中仍滞留着大量剩余油，但全油田47口井目前平均综合含水率83％，且产能低。因此在1998年11月西达里亚油气田的开发调整方案完成以后，随着油藏开发的进一步深入，需要重新研究油水分布的动态特征和剩余油的分布规律，找出潜力区，制定出油藏有效的挖潜措施，以便提高最终采收率。

2　油藏三维三相数值模型

依据西达里亚油气田油藏精细描述报告、储量报告、开发方案、高压物性分析资料及其它测井资料，收集了一切有关的油藏模拟资料，并进行了必要的分析、研究、筛选和加工整理，综合选取了模拟需要的各种参数。

2.1　模拟层的划分

油藏内共投产47口井。我们收集了47口井的小层数据，同时收集了2口边部及外围探井资料，在1999年6月建立起原始静态模型。根据各含油层的物性差异、沉积微相特征、开发井网的完善程度，及生产中反映出的层间储量动用程度和油水系统，将2个油组划分为2个地质层8个模拟层（表1）。2.2　油藏参数的选取

表1　模拟层划分　Table1　The division of simulation formation

（1）流体类型参数

由于F3断层对Ⅱ₁油组有明显的分隔作用，断层南北两侧的油气水界面差为6m，油气水性质也具有一定差异，因此该断层两侧为两个油水系统和压力系统。精细模拟时，模型将其分为两个不同的流体系统分别进行处理（表2）。

表2　流体类型数据　Table2　The hydro-types data

(2）相对渗透率参数

西达里亚Ⅰ₃和Ⅱ₁油藏有13口取心井的实验资料，本次模拟选用了具有代表性的S22、S35、DK13口井的5条曲线经归一化处理后，重新进行去标准化调整拟合，最终得到3组油水相对渗透率曲线和1组油气相对渗透率曲线，运用于不同的油层组和不同的地层流体类型中。

（3）网格参数

根据油藏形状采用不等距矩形网格系统，总节点数36×30×8=8640个，利用数值化仪输入模拟层构造、渗透率、饱和度的等值线和断层线、井位及井点值。采用协克里金法算得网格的原始参数场，有效节点数共有7540个，死节点数1 100个。网格及构造井位见图1。

图1　西达里亚Ⅰ₃、Ⅱ₁油气藏二维平面网格图　Fig.1　The two-dimension plane gridding map of Xidaliya oil field

2.3　地质储量的拟合

在初始化模型建立过程中，通过拟合给定数值模型的地质储量，检查给定模型各个参数的合理性与准确性，使计算储量与实际储量接近或相等，才能保证后续动态历史拟合的准确性（表3）。

表3　初始化储量拟合　Table3　The simulation of initialization's reserves

3　动态历史拟合

3.1　动态模型的建立

以一个月为时间步长，建立了从投产到1999年1月的产油、产水、产气、测压等数据库，并与该油藏的开发附表对应。

地层渗流参数（k_H）随着生产措施即补孔、卡堵、压裂等的实施而改变；最低井底流压的限制（BHP）依生产井的工艺技术而确定：如打开程度、是否合采、机抽等；表皮系数（S）主要反应井筒周围地层的污染程度和流动特征，其数值依据试井资料确定。

3.2　油藏动态拟合

动态历史拟合分为产量、含水与压力拟合两大部分。通过对油藏开发动态的拟合，再现油藏的开发历史，模拟油水两相或油气水三相渗流规律及流体饱和度分布规律，然后利用这些规律进一步研究剩余油形成机理与分布规律。

（1）油气藏指标的拟合

模型中工₃、Ⅱ₁油气藏含水、气油比、压力拟合图见图2。

图2　西达里亚Ⅰ₃、Ⅱ₁油气藏含水、气油比、压力拟合曲线　Fig.2　The simulation plot of water cut,GOR and pressure in oil and gas pool

(2）单井指标拟合

油藏采油井共36口（1998年底），单井已有33口井拟合较好，拟合率为88％，达到了石油天然气行业对数模单井2/3以上拟合较好的要求（图3，表4）。

（3）历史拟合质量评价

从表4看出，模型计算的累积产油量与相应的油田实测值之间相对误差小于3％，油藏的平均地层压力的相对误差在1％左右，因此拟合质量较好，拟合后模拟模型质量可靠。

图3　DK2井含水、压力拟合曲线　Fig.3　The simulation plot of water cut and formation pressure in DK2 well

表4　油藏拟合精度对比　Table4　The comparison of oil pool simulative precision

4　剩余油分布规律

模拟结果表明，截止1998年12月末，I₃油组采出程度19.03％（占工₃油组地质储量），采出可采储量53.8％；Ⅱ_．油组采出程度33.86％（占Ⅱ₁油组地质储量），采出可采储量的67.72％。由此看出，两个油层组剩余储量十分可观，增产潜力很大。

4.1　剩余油分布状况

数值模拟计算的1998年12月底I₃、Ⅱ₁油组剩余油分布如下。

Ⅰ₃油组：I₃油组剩余油饱和度富集区集中在三个储层高部位，三条主要断层上盘的断层附近，剩余油分布比较均匀。

Ⅱ1油组：Ⅱ₁油组剩余油分布呈零星孤岛状，剩余油主要富集在：①S22井附近；②J21P2、J135井以北；③J132井以东；④DK7井以东，J134井以南；⑤DK6井DK9井以西；⑥J9P3井以北；⑦DK8、DK5井以西（DK1、J10P3井附近）；⑧DK16、J28P3井以西南方向（J7P2、J6P3、J7P3、DK6、J28P3井之间）。

4.2　剩余油形成的机理

（1）Ⅰ₃油组油藏剩余油饱和度分布主要与储层非均质性、边水舌进有关，但其总体分布特征比较均匀、连片，并在高部位相对富集。主要原因是工₃油组出油井较少，采速较低，地层压力保持程度较高，边水前缘沿高渗带舌进并不突出，边水大致呈均匀推进，以致储层非均质性的影响不是很严重。

（2）Ⅱ₁油组油藏剩余油饱和度的分布与储层非均质性、井网部署、采速及气锥与水进有关，其分布特点呈极不均匀孤岛状，明显受井网结构和辫状河沉积微相特征控制。主要原因为：

①井网的部署不合理，井距较大的井间剩余油得不到合理开采。

②过高采速带来边水沿层面高渗带的快速推进，水线分割地下原油，使地下原油连片性变差，低渗低孔的井稀区原油得不到动用。高渗带长期的水冲刷会改变储层湿润性，毛管力滞后效应会封闭孤岛状剩余油。

③Ⅱ₁油组油藏出油井点相对较多，自然衰竭式开采造成局部地层压力保持度低，气顶气锥加速，原油层内脱气，导致地层压力分布极不均匀，井区储层物性变差（如J6P4, S35井），加剧了储层平面非均质对剩余油的控制。

4.3　剩余油分布规律

综上所述，西达里亚油气田剩余油分布有以下特征：

（1）剩余油主要分布在油层薄、物性差，开采程度差的井区，如：J132井以东。

（2）剩余油分布在井网密度较稀的区域，如：J7P2、J6P3、J7P3、DK16井之间。

（3）剩余油富集在断层附近，如F₃断层南侧DK17井以西区域。

（4）储层物性好，历史上开采程度高的井区沿主河道方向剩余油饱和度低，而在非主流线上剩余油比较富集。

（5）在辫状河三角洲平原、内前缘亚相的辫状河或水下河流发育区，边底水沿河道推进，沿途水淹程度高，油井含水上升快。而前缘砂、河间相边底水推进慢，含水低，是剩余油富集区。

5　调整方案的部署及预测

在1998年12月剩余油分布的基础上，进行了6个调整方案的开发指标的预测，调整方案的预测是在10年历史拟合基础上，计算到含水率达到95％，结果可靠。

5.1　方案设计

调整方案的设计，是根据剩余油分布规律，立足油田实际提出：转层、堵水、加大排液量、油井转注、老井侧钻等五项措施，并对特殊井（高气油比井、高含水井）实行重点措施。

第一套方案：用现状预测。

第二套方案：对所处井区剩余油饱和度高的井补孔，增大排液；对高含水井生产水层卡堵。

第三套方案：在剩余油富集区的老井打侧钻。

第四套方案：射孔位置靠近气顶区的高气油比井（且剩余油饱和度较高）在气油界面处转注水（防止气窜）或部分高含水井转注水，以提高驱油效率。

第五套方案：综合第二、三套方案，其工作量为第二、三套方案工作量。

第六套方案：综合第四、五套方案，其工作量为第四、五套方案工作量。

5.2　方案预测结果评价

对比分析六套方案预测结果（表5）计为：方案二、五开发指标优于其它方案，通过经济粗评，数值模拟推荐方案五，其年措施增产高，年增产原油为5×10⁴～10×10⁴m³。

表5　不同措施方案指标对比　Table5　Comparison of creative indexes in different plan

续表

6　认识与建议

6.1　认识

（1）西达里亚油田Ⅱ₁油组油气藏由于水油前缘顺层沿高渗带的快速推进，地下剩余油逐层被水线分割，连片性变差，现基本上呈孤岛状，为采出剩余油，在不能打新井的情况下，在剩余油富集区老井侧钻是一项行之有效的措施。

（2）西达里亚油田Ⅰ₃油组、Ⅱ₁油组油气藏储层存在大致东西向的高渗带（主河道），在采取剩余油开采措施时应考虑尽量垂直高渗带驱油，以增大驱油面积，提高采收率。

（3）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。

（4）Ⅰ₃及Ⅱ₁油气藏施行人工注水预测效果不佳，主要措施应为层系调整，高产气层、高含水层卡堵，老井侧钻，加大排液。

（5）西达里亚油田工₃及Ⅱ₁油气藏剩余油分布有以下特征：

①剩余油主要分布在油层薄、物性差，开采程度差的井区。

②剩余油分布在井网密度较稀的区域；

③剩余油分布在断层附近；

④储层物性好，历史上开采程度高的井区沿主河道方向剩余油饱和度低，而在非主流线上剩余油比较富集。

6.2　建议

（1）根据目前西达里亚油田I₃及Ⅱ₁油气藏剩余油分布的现状，建议首先实行层系调层，即转层、补孔与高含水井生产水层卡堵。

（2）侧钻措施方案经过充分的经济评价之后，首先选择DK5井侧钻，即在一个最合适的部位，用最合适的理由首先上一口井，然后再经油藏和经济评价，以论证后续侧钻井的投入。

（3）数值模拟研究结果表明，西达里亚油田Ⅰ₃、Ⅱ₁油气藏不宜施行注水方案。若为了保持局部地层压力和为了驱扫局部区域剩余油也可实施一口井的点状注水，以便后期油藏评价，如选择DK8或DK12井。

参考文献

[1]范江．油藏数值模拟．北京：石油工业出版社，1995

[2]冯文光．油藏数值模拟微机速算原理．成都：四川科学技术出版社，1991

[3]袁奕群．黑油模型在油田开发中的应用．北京：石油工业出版社，1995

[4]葛家理．油气渗流力学．北京：石油工业出版社，1982

[5]冯康．数值计算方法．国防工业出版社，1978

[6]D·W·皮斯曼著．油藏数值模拟基础．北京：石油工业出版社．1982

[7]H·B·克里奇娄．现代油藏工程模拟计算．北京：石油工业出版社，1979

[8]中国石油天然气总公司开发生产局．油藏数值模拟技术应用成果集．北京：石油工业出版社，1995

[9]京庆石油科技服务部．中国、国外油藏模拟技术及成果应用中文资料．北京：石油工业出版社，1991

Applying the numerical reservoir simulation technique to study reservoir distributing rule and ddjusting measure of optimized exploration on Triassic Ⅰ₃、Ⅱ₁ reservoir IN Xidaliya oil and gas field

Sun Peng　Ma Xujie　Zhao Yiyong

(Academy of Designing and planning,NW Bureau of Petroleum Geology， Ürümqi 830011）

Abstract: By applying VIP numerical reservoir simulator formative mechanism and distributing rule have been studied on the oil and gas pool of Triassic Ⅰ₃、Ⅱ₁reservoir in Xidaliya.In addition,potential section of enrich remaining oil has been for ecasted.It is manifested that remaining oil's distribution of Ⅰ₃reservoir is mostlyrelated to reservoir heterogeneity and edge water lobate drive,and its collective character is comparative equality and centralization.Moreover,remaining oil correspondingly enriches in tall place.It is also proved that remaining oil's distribution of Ⅱ₁reservoir is related to reservoir heterogeneity、well spacing density、 production rate、air cone and water drive,and its character is the shape of very asymmetric island.

Key words:numerical reservoir simulation　distributing rule of remaining oil　adjusting measure of optimized exploration

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

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

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

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

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

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

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

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

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。

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

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

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

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

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

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

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

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

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

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：

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

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

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

又因为
得到

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

或

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

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

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

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

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

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。

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

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

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

13187125085：西达里亚三叠系Ⅰ3、Ⅱ1油组油气藏剩余油分布规律及开发调整措施_百度...
褚研答：摘要 应用VIP三维三相矢量全隐式数值模拟软件,研究了西达里亚三叠系Ⅰ3、Ⅱ1油组油气藏剩余油形成的机理及分布规律,预测了剩余油富集潜力区,指出Ⅰ3油组油藏剩余油饱和度分布主要与储层非均质性、边水舌进有关,但其总体分布特征比较均匀、连片,并在高部位相对富集;Ⅱ1油组油藏剩余油饱和度的分布与储层非均质性、...

13187125085：水驱特征曲线在西达里亚油田上的应用
褚研答：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...

13187125085：西达里亚三叠系Ⅱ1油组油气藏数值模拟机理研究
褚研答：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...

13187125085：孙琳的主要研究项目
褚研答：国家重大专项《碳酸盐岩缝洞型油气藏控水及堵水技术应用》、《碳酸盐岩缝洞型油藏堵水调剖技术完善与应用》 《华北油田三次采油技术适应性评价与区块筛选评价研究》、《双河油田下层系提高采收率研究》、《西达里亚三叠系油藏h1-1油组化学驱可行性研究》 《大港南部高温油藏低粘原油空气泡沫驱技术研究》、...

13187125085：地震波主参数在塔河油田岩性和油气预测中的应用
褚研答：(1)Ⅰ1—I2区块:即S29井、S41井所在的塔河油田1号区块和S22井所在的西达里亚构造区,该区构造可靠,是工区最有利的相区,为最有利的两大油气富集区(图6)。在此区域内,下油组同样是有利的油气富集区。 (2)Ⅰ3区块:位于LN37以东地区,该区地处有利相区,在该区域里存在LN37南东构造,断层较为发育,因而该区...

13187125085：勘探程度
褚研答：三维地震334km2，探井50余口，以及1/20万重力普查和综合物化探工作。发现了雅克拉、阿克库勒、西达里亚、东达里亚、轮台、巴什托、桑塔木、艾协克等8个油气田（藏）。震旦系、寒武系、奥陶系、石炭系、三叠系、侏罗系、白垩系、以及下第三系等9个层系获工业油气流。在前震旦系和二叠系见油气显示。

13187125085：塔河油田水化学特征与地层之间的关系探讨
褚研答：摘要 运用统计学原理,对塔河不同产层油田水的初步研究,取得以下几点认识:①塔河油田的各区块与西达里亚具有相同的烃源岩条件;塔河不同区块、不同产层油田水主要离子含量及离子浓度的变化关系均表明其来自海相;② 及密度之间具有相当好的线性关系,地层时代越老,直线的斜率越大;③塔河油田产层时代越新,油田水总矿化...

13187125085：塔河油田的勘探历程
褚研答：本区勘探程度极不均匀,到2007年底,塔河地区已完成15块三维地震勘探工作,即艾协克、桑塔木、艾协克北、塔里木乡、牧场北、桑东、兰尕、艾丁、塔河南、于奇、阿克亚苏、于奇东、托甫台、西达里亚及艾丁北,叠加面积已达6927.82km2,一次覆盖面积达10445.38km2。除于奇中部地区及S58井区以外,均已实现三维地震勘探全覆盖...

13187125085：含油气系统概念
褚研答：西达里亚即为其中之一，油气源很明显来自满加尔坳陷的寒武系—下奥陶统碳酸盐岩生油岩和当地的三叠系暗色泥岩生油岩。另外，由于盆地演化的影响，有些盆地还存在生油岩多次生烃，从而形成各期独立的生、排、运、聚过程。所有这些因素导致所形成的含油气系统并非Magoon等（1994）给出的典型概念的含义，针对...

13187125085：塔北主要油区油气层保护技术
褚研答：(1)目前西达里亚油田、阿克库勒油田的油层压力系数都较低,大部分井在1.0左右,最小的只有0.94(DK9井),而其修井液密度过大,一般都在1.03～1.15g/cm3不等。所以在修井过程中漏失现象相当严重(表1列举部分井漏失量),有些井洗井时建立不了循环(沙28井用1.20g/cm3CaCl2水溶液洗井不见液面),沙35井1997年8月...