試井評價(jià)技術(shù)課件

試井評價(jià)技術(shù)介紹油氣井測試公司一、試井目的二、試井分類三、不穩(wěn)定試井解釋模型的建立四、不穩(wěn)定試井分析方法五、特征曲線診斷分析六、實(shí)例分析內(nèi)容一、試井目的

測試、試井作為勘探開發(fā)中唯一一種錄取油氣層動態(tài)資料的手段，具有探測范圍大、錄取信息準(zhǔn)確、施工成本低等優(yōu)點(diǎn)。通過試井可以解決：1、求取地層原始壓力、地層物性參數(shù)、產(chǎn)層類型；2、提供措施依據(jù)，評價(jià)措施效果；3、了解油藏形狀、落實(shí)邊界性質(zhì)；4、估算地質(zhì)儲量和單井控制儲量；5、落實(shí)井的產(chǎn)能、建立產(chǎn)出（注入）能力方程，預(yù)測最大潛在流量，為油水井調(diào)產(chǎn)配注提供依據(jù)。

同時(shí)，在勘探開發(fā)的不同階段，采取不同的試井方法，可以達(dá)到相應(yīng)的目的：類別探井開發(fā)動態(tài)探邊注水井井間試井類型地層測試單井單井單井多井目的產(chǎn)能、壓力、、污染、產(chǎn)層類型等滲透率、污染、平均地層壓力等供油面積、邊界特征壓力、污染、不同區(qū)域k/u、注水效果井間連通性、非均質(zhì)和各向異性等二、試井分類試井分為產(chǎn)能試井和不穩(wěn)定試井兩大類。產(chǎn)能試井不穩(wěn)定試井穩(wěn)定試井等時(shí)試井改進(jìn)的等時(shí)試井了解本井地層特性壓恢試井壓降試井注水試井中途測試確定井間地層特性干擾試井脈沖試井穩(wěn)定試井

逐步改變井的工作制度，系統(tǒng)的測量每一個(gè)工作制度下的產(chǎn)量（油、氣、水）、含砂量、氣油比、井底穩(wěn)定流動壓力、井口油套壓力，將錄取到的資料繪制成“穩(wěn)定試井曲線”，通過分析研究，確定井的合理工作制度，推算出油層滲透率、采油指數(shù)等參數(shù)。產(chǎn)能曲線不穩(wěn)定試井

改變井的工作制度，以引起地層壓力的重新分布，測量井底壓力隨時(shí)間的變化，結(jié)合產(chǎn)量等資料對壓力隨時(shí)間的變化規(guī)律進(jìn)行分析，取得測試井和目的層在影響范圍內(nèi)的特性和參數(shù)。三、不穩(wěn)定試井解釋模型的建立試井解釋模型通常由基本模型、內(nèi)邊界模型、外邊界模型三部分組成：1、基本模型：

油藏在平面上是無限大；油藏上下均具有不滲透隔層；開井前整個(gè)油藏具有相同的壓力，油藏模型可分為：均質(zhì)油藏：具有一種孔隙介質(zhì)；非均質(zhì)油藏：具有多種孔隙介質(zhì)2、內(nèi)邊界條件：井筒存儲效應(yīng)；表皮效應(yīng)；水力壓裂裂縫；斜井、水平井；打開不完善等3、外邊界條件：無限大地層；不滲透邊界（斷層、尖滅）；恒壓；斜井、水平井；打開不完善等井筒模型油藏模型外邊界模型井儲+表皮均勻裂縫流無限導(dǎo)流有限導(dǎo)流斜井水平井局部射開井(考慮變井筒儲集)均質(zhì)油藏雙孔擬穩(wěn)定流雙孔板狀流雙孔球狀流雙滲油藏徑向復(fù)合線性復(fù)合無限大一條斷層濾失性斷層圓形邊界平行斷層交叉斷層（任意角度）矩形油藏2、數(shù)學(xué)模型：

（1）壓降微分方程：井底壓力變化表達(dá)式：（1）壓恢微分方程：井底壓力變化表達(dá)式：Pwftp1tp2tp3tp4Rwr1r2r3r4tp4tp3tp2tp1r壓力擴(kuò)散示意圖3、問題討論

（1）井筒儲集效應(yīng)油井剛開井或剛關(guān)井時(shí)，由于原油具有壓縮性，尤其是在油氣同出或氣油比較大時(shí)，地面產(chǎn)量與井底產(chǎn)量并不相等。剛開井時(shí)，井口采出的原油完全是靠充滿井筒的壓縮原油的膨脹產(chǎn)出的，二此時(shí)井底產(chǎn)量為0，既還沒有流體從地層向井筒流入。反之關(guān)井時(shí)將會出現(xiàn)與開井時(shí)相反的情況。這重現(xiàn)象稱之為井筒儲集效應(yīng)，通常用井筒儲集常數(shù)來描述：

當(dāng)有下列原因時(shí)會引起井筒儲集系數(shù)增大，影響試井評價(jià)：井筒中有自由氣；封隔器不密蜂；井底有裂縫。對于非自噴采油井，由于液面不在井口將會使井筒儲集系數(shù)非常大，嚴(yán)重影響對特征曲線的分析：通常井筒儲集系數(shù)的一般范圍為：對于井底關(guān)井：0.001m3/MPa對于井口關(guān)井：0.01m3/MPa液面上升情況：0.1m3/MPa（2）表皮效應(yīng)和表皮因子在鉆井和完井過程中，由于泥漿滲入等因素使得井眼附近地層滲透率下降，以及射孔過程中造成的井底不完善，或者措施改造、注水等施工都可以引起井底附近產(chǎn)生額外的壓力降（增），這一效應(yīng)稱為“表皮效應(yīng)”，衡量表皮效應(yīng)大小的量為“表皮系數(shù)”。

序號評價(jià)參數(shù)符號損害正常改善備注1表皮系數(shù)S>0=0<0表征參數(shù)2附加壓力降ΔPs>0=0<0過渡參數(shù)，用于DR計(jì)算3堵塞比DR>1=1<1DR=1/FE4流動效率FE<1=1>1

穩(wěn)態(tài)表皮效應(yīng)將表皮污染帶視為0，表皮效應(yīng)在井底附近無限薄層上產(chǎn)生一個(gè)附加壓力降（增），如圖：不穩(wěn)態(tài)表皮效應(yīng)不將表皮污染帶視為0，因此在地層中存在兩個(gè)區(qū)域：污染區(qū)（改造區(qū)）和非污染區(qū)，同時(shí)地層也將有兩個(gè)不同的滲流率。此時(shí)表皮系數(shù)定義為：此重現(xiàn)象通常出現(xiàn)在泥漿侵入較深、注水井以及采取了酸化改造措施的井中。

通過試井評價(jià)，可以對井筒完善情況進(jìn)行分析，獲得表皮系數(shù)、污染（改善）半徑等參數(shù)。但對于污染嚴(yán)重的井，由于其產(chǎn)生的附加壓力降（增）ΔPs較大，如采用常規(guī)的測壓方法，測取的壓力將會出現(xiàn)一定偏差，只有當(dāng)?shù)貙訉用媪髁框?qū)近于零，并且在井筒流體剛性壓縮的條件下，ΔPs才趨近于零，此時(shí)阻流帶不具阻流作用，只具備介質(zhì)傳壓作用，則有Pw≈Pi。四、不穩(wěn)定試井分析方法不穩(wěn)定試井方法通常可分為兩大類：常規(guī)試井分析方法現(xiàn)代試井分析方法Horner壓降/壓恢分析法MDH分析法MBH分析法Y函數(shù)分析法Gringarten典型曲線分析法Ramey,Agrwal典型曲線分析法Earlougher典型曲線分析法Mickinley典型曲線分析法Bourdet典型曲線分析法Gringarten典型曲線分析法圖①第Ⅰ段為井筒儲集效應(yīng)段，雙對數(shù)與導(dǎo)數(shù)合攏在一起，呈45°直線，斜率為1.0。②第Ⅱ段為過渡段，導(dǎo)數(shù)曲線出現(xiàn)峰值后向下傾斜，S值越大峰值越高，相應(yīng)導(dǎo)數(shù)與雙對數(shù)曲線在徑向流段的開口距離越大。

③第Ⅲ段為徑向流段，導(dǎo)數(shù)曲線的特征為水平線④第Ⅳ段為外邊界反映段，a線為不滲透邊界特征反映，b線為恒壓邊界特征反映。Horner壓降/壓恢分析法圖

①徑向流斜率與地層滲流參數(shù)之間的關(guān)系為：

②m′/m、β角與CDe2S之間的關(guān)系為m′/m越大，β角越接近90°，CDe2S越大，表皮系數(shù)越大；反之表皮系數(shù)越小。在CDe2S＞1條件下，一般1＜m′/m＜20，90°＜β＜180°。

③第Ⅳ段a′曲線的上翹幅度、回歸斜率的大小，預(yù)示了不滲透邊界的組合形狀，線性邊界（斷層）a′回歸斜率與徑向流回歸斜率之比為2.0。五、特征曲線診斷分析任何一個(gè)試井理論模型均包括基本模型、內(nèi)邊界模型和外邊界模型，同樣每一個(gè)特征曲線也包含上述三方面的信息：1、早期階段2、無限作用徑向流動階段；3、外邊界反映階段（晚期階段）1、早期階段（1）變井筒儲集（駝峰效應(yīng)）駝峰效應(yīng)的形成條件包括：1）地層具有中等或以上的滲透性；2）井筒中液體粘度應(yīng)比較高，從而能夠祈禱延緩氣柱上升的時(shí)間；3）原油泡點(diǎn)壓力較高，或者具有氣夾層，使井底具有較多已分離的氣體，進(jìn)而發(fā)生明顯的相態(tài)重新分布；4）井底具有較大的污染，也有助于駝峰的相成。特征曲線形態(tài)實(shí)測壓力曲線形態(tài)實(shí)際井（2）無限傳導(dǎo)及均勻流垂直裂縫地層

無限大均質(zhì)地層，具有一條與井相交的垂直裂縫，長度為2Xf，裂縫具有無限大的滲透率，即裂縫具有無限傳導(dǎo)性，或者垂直裂縫面的流量是均勻的。適用于原生均勻流裂縫井和水力壓裂措施而形成的無限導(dǎo)流垂直裂縫井。①初期（a－b）段為線性流段，雙對數(shù)、導(dǎo)數(shù)曲線呈1／2斜率平行線，井筒儲集系數(shù)較大時(shí)，對該段曲線特征形態(tài)有一定的影響；②（a－b）段的雙對數(shù)與導(dǎo)數(shù)間縱坐標(biāo)方向距離為0.301對數(shù)周期；③（c－d）段為擬徑向流段，導(dǎo)數(shù)曲線呈水平線。實(shí)際井：

雙對數(shù)-導(dǎo)數(shù)圖早期段（橫坐標(biāo)0.1小時(shí)以前）兩條曲線縱坐標(biāo)距離為0.301對數(shù)周期；中期段(0.1-2小時(shí))呈“軌道形”平行上升，其斜率為0.5；晚期段略有上翹趨勢，未出現(xiàn)明顯的徑向流動段，反映井筒附近裂縫連通范圍有限，且基巖地層滲透性差。

（3）有限傳導(dǎo)垂直裂縫地層

無限大均質(zhì)地層，有一條與井相交的垂直裂縫，長度為2Xf，裂縫具有一定的滲透率（Kf），沿著裂縫存在壓降，即裂縫具有有限傳導(dǎo)性。適用于水力壓裂、加砂支撐且粒度比適當(dāng)而形成的有限導(dǎo)流垂直裂縫井。①早期（a－b）段為續(xù)流段；②（c－d）段為雙線性流段，雙對數(shù)、導(dǎo)數(shù)曲線呈平行“軌道”形狀，斜率為1／4，兩條曲線間縱坐標(biāo)差為0.602對數(shù)周期；③（e－f）段為擬徑向流動段，導(dǎo)數(shù)曲線呈水平線；太27井

壓前雙對數(shù)-導(dǎo)數(shù)曲線反映導(dǎo)數(shù)曲線峰值高、雙對數(shù)-導(dǎo)數(shù)曲線開口大，說明地層滲透性差，且存在較嚴(yán)重污染。壓裂后雙對數(shù)-導(dǎo)數(shù)曲線反映在0.1～40小時(shí)區(qū)間導(dǎo)數(shù)與雙對數(shù)曲線呈1/4斜率平行“軌道”形態(tài)變化，證實(shí)裂縫線性流動作用時(shí)間長，即壓裂裂縫半長較大。打開程度系數(shù)：橫向與縱向滲透率比：（4）地層部分射開

①（a－b）段為井筒儲集效應(yīng)段，雙對數(shù)-導(dǎo)數(shù)呈45°直線。②（b－c）段為過渡段，導(dǎo)數(shù)曲線出現(xiàn)峰值后向下傾斜，峰值（H）的高低，取決于地層污染程度和hPD的大小，hPD越小，射孔打開程度越低，打開不完善造成的井壁阻力越大；地層污染程度對峰值（H）的影響參見第一節(jié)。③（c－d）段為球形流或半球形流反映段，導(dǎo)數(shù)曲線呈近似－0.5斜率直線下掉，Kr／Kz越小，產(chǎn)生球形流的時(shí)間越早，斜率越大，結(jié)束時(shí)間也越早，反之產(chǎn)生球形流的時(shí)間和結(jié)束時(shí)間越晚。④（d－e）為全層徑向流動段，導(dǎo)數(shù)曲線呈水平線。特征描述：霍納曲線圖

雙對數(shù)－導(dǎo)數(shù)曲線

實(shí)際井雙對數(shù)-導(dǎo)數(shù)圖上“叉把”部分為標(biāo)準(zhǔn)45°線，過渡段時(shí)間較長、近2個(gè)對數(shù)周期，并且橫軸0.2-2刻度段導(dǎo)數(shù)曲線呈線性下掉，徑向流段雙對數(shù)與導(dǎo)數(shù)曲線開口較大，曲線整體形態(tài)反映射孔打開不完善特征。表皮系數(shù)偏大的主要原因是球形流附加壓力降所致，并非地層污染堵塞因素，經(jīng)理論模擬分析球形流附加表皮系數(shù)為3.28，總體表皮系數(shù)為4.05，相應(yīng)堵塞比為1.58。2、中期階段（1）均質(zhì)地層特殊污染類型

1）高值污染實(shí)測壓力歷史曲線開井流壓曲線平直，地層產(chǎn)出流體量少；關(guān)井壓力恢復(fù)曲線呈“直角”形態(tài)。雙對數(shù)-導(dǎo)數(shù)圖中，導(dǎo)數(shù)曲線峰值高，且兩條曲線開口大，為嚴(yán)重污染堵塞型曲線特征。此類地層一般采用酸化解堵措施即可見到明顯效果2）深部污染實(shí)測壓力歷史曲線開井流壓曲線平直，地層無流體產(chǎn)出，關(guān)井壓力恢復(fù)曲線呈“S”型上升

雙對數(shù)-導(dǎo)數(shù)圖中井筒儲集由大變小，早期斜率大于1，傾角大于45°，導(dǎo)數(shù)曲線躍升于雙對數(shù)曲線之上，并與之交叉。此類地層常規(guī)酸化措施效果不明顯，需采用酸壓措施。

（2）雙重介質(zhì)地層，擬穩(wěn)定竄流

存在兩種滲透性介質(zhì)：裂縫和基質(zhì)。由于基質(zhì)巖塊不能直接向井內(nèi)供液，故流動先從裂縫開始，逐漸向基質(zhì)巖塊波及。彈性儲能比竄流系數(shù)油藏模型示意圖

①第Ⅰ段續(xù)流段，裂縫內(nèi)流體開始流動，基質(zhì)尚未參與流動。②第Ⅱ段裂縫徑向流斷段，導(dǎo)數(shù)曲線出現(xiàn)水平段。③第Ⅲ段為過渡段，由于裂縫中壓力降低，基質(zhì)中流體開始向裂縫補(bǔ)充，緩和了裂縫中壓力的下降，導(dǎo)數(shù)曲線出現(xiàn)下凹。④第Ⅳ段為總體徑向流段，裂縫和基巖內(nèi)流體共同參與壓力的變化。在上述變化過程中，彈性儲能比越大，導(dǎo)數(shù)曲線下凹越不明顯，竄流系數(shù)越小，下凹段出現(xiàn)時(shí)間越完。通常一個(gè)好的雙重介質(zhì)油藏彈性儲能比越大值為0.01左右，竄流系數(shù)為10-7至10-8數(shù)量級。

特征曲線圖（2）雙重滲透地層

地層系數(shù)比

彈性儲能比（f－g）段為低滲透層徑向流段，導(dǎo)數(shù)曲線為水平線，其在縱坐標(biāo)軸向的位置受地層系數(shù)比（k）值的控制。（a－b－c）段為井筒儲集影響段；（c－d）段為高滲透層徑向流段，導(dǎo)數(shù)曲線呈水平線；（d－e）段為過渡段，也是高滲透層邊界反映段，受ω、reD影響曲線形態(tài)有所不同；（3）復(fù)合油藏

rM——內(nèi)區(qū)半徑M1＞M2為內(nèi)區(qū)滲流條件比外區(qū)好；M1＜M2為內(nèi)區(qū)滲流條件比外區(qū)差。

（a－b－c）段為續(xù)流段；（c－d）段為內(nèi)區(qū)徑向流段，呈水平線；（d－e）段為內(nèi)外區(qū)壓力響應(yīng)過渡段，當(dāng)M1＞M2時(shí)（d－e）段上翹，當(dāng)M1＜M2時(shí)（d－e）段下掉（轉(zhuǎn)注井中較多）；（e－f）段為外區(qū)徑向流動段。實(shí)際井

雙對數(shù)-導(dǎo)數(shù)圖中導(dǎo)數(shù)曲線在徑向流動段之后出現(xiàn)上翹變化，結(jié)合壓力衰減因素，判斷該層具備徑向復(fù)合油藏特征，經(jīng)理論模擬分析，徑向復(fù)合半徑為22.1m，內(nèi)區(qū)流度大于外區(qū)流度，其流度比(Mc)為2.05。外區(qū)地層流度（K/μ）2為12.80×10－3μm2/mPa.s，仍屬中等偏低滲流條件。3、晚期階段曲線晚期階段形狀主要受油氣藏外邊界的影響，主要影響因素有：1）存在斷層或油層尖滅等不滲透邊界；2）有邊水或注入水形成的定壓邊界；3）油層存在有氣頂或底水；4）氣層具有邊底水；5）平面上分布有不同性質(zhì)的流體。上述因素既可能單獨(dú)存在，也可能組合形成復(fù)雜的外邊界情況。（1）一條不滲透邊界

非對稱邊界（2）夾角斷層邊界

夾角越小，上翹幅度越大（3）平行斷層邊界

擬線性流1/2斜率（4）不滲透封閉邊界

壓力降落壓力恢復(fù)特征曲線（5）組合邊界

不滲透邊界于恒壓邊界組合：楚28井六、實(shí)例分析（巴42井探邊測試綜合評價(jià)）

巴42井位于巴38斷塊低部位，該斷塊位于巴音都蘭凹陷南次洼東部斷階帶巴7井西部，是巴7西鼻狀構(gòu)造的一部分，與寶力格油藏巴19井區(qū)以一鞍部相隔，二者為同一扇三角州體系沉積的兩個(gè)