低渗透油藏试井技术研究及应用

梁卫涛，焦冬梅，王保军，蹇 军，王玉庆，郎咸平，王晓梅，彭 丽

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

低渗透油藏试井解释技术伴随科技发展历经了常规解释、现代图版拟合、数值试井几个阶段。采油三厂自2001年引进Pansystem现代试井解释软件以来，试井解释工作效率大幅提升，低渗透油藏认识不断深化。

早期试井技术是一种现代图版拟合技术，在原有基础上增加了一条压力二阶导数随试井对数曲线，将压力随时间变化关系二次放大，降低了低渗透油藏试井拟合不确定性。通过在采油三厂各油藏区块适用性评价，早期试井解释技术完全能满足低渗透油藏试井解释工作；并通过该项技术能将三叠系油藏测试时间合理缩短至10天，值得在全油田推广。

1 低渗透油藏渗流机理研究

试井技术是进行油藏渗流机理研究的唯一手段，正确认识低渗透油藏渗流机理掌握油藏渗流规律，对油田开发方案制定、渗流主控因素把握、开发政策优化调整等日常工作具有重要指导意义。

1.1 低渗透均质油藏试井曲线特征及渗流规律认识

尽管采油三厂侏罗系油藏生产井在投产初期大多都经过小型加砂压裂，但大多数生产井试井曲线完全符合标准均质油藏试井曲线特征；少数存在人工裂缝特征的井主要集中在物性相对较差区域。

均质油藏流线在平面上呈径向分布，在远井地带储层无污染储层压力沿井径方向等差递减，压力降落速度主要受储层物性制约即粘性阻力、毛细管力、惯性阻力。在近井地带受钻井、完井、固井、射孔和增产措施等因素影响产生附加压降损失，因此，近井地带污染程度是渗流的主控因素。鉴于每口生产井污染程度不一样，同井组物性接近井产量差异主要受表皮影响。

1.2 低渗透油藏压裂井试井曲线特征及渗流规律认识

采油三厂三叠系油藏生产全部加砂压裂投产，大多数生产井试井曲线有明显人工压裂井特征，无明显径向流特征，人工裂缝特征结束后多表现为类似边界反映的异常上翘，极少数会表现为下坠。少数生产井符合均质油藏试井曲线特征，甚至少数井没有任何特征仅表现为两条平行线。

在采油三厂塞392、吴仓堡三叠系超低渗透油藏天然裂缝比较发育，因此渗流受人工裂缝和天然裂缝双重影响；但试井曲线多表现为人工裂缝井特征，这由于近井地带人工压裂时易将人工裂缝与天然裂缝沟通。

由于一般人工压裂产生裂缝均穿过污染带，因此人工裂缝井系统表皮系数均为负值，一般值在-3到-4，最高可达-7。因此裂缝导流能力是渗流的主控因素，同井组物性接近井产量差异主要受裂缝半长、裂缝方向影响。

2 低渗透油藏试井成果应用研究

2.1 储层模型及渗流特征应用

2.1.1 侏罗系均质油藏开发技术研究 根据均质油藏渗流规律和开发需求，尽可能均衡平面水驱效果，且要消除近井地带污染发挥油井最大产能，初期投产可通过小型加砂压裂可消除污染，不会造出人工裂缝。侏罗系油藏合理加砂量为5 m3，中后期开发调整易以平面注采关系为主，兼顾酸化措施消除近井污。

柳20-28井组2009年主要表现为平面矛盾突出，2010年柳20-29、柳21-28在酸化解堵无效后重复压裂见效，平面注采关系趋于均匀。

2.1.2 三叠系油藏开发技术研究 一般人工造缝易沿砂体展布方向，三叠系油藏初期人工压裂主向油井压裂强度应弱于侧向油井强度。侧向油井可持续侧向引效提升注水见效程度，部分长期不见效井可采用加密方式改善油井流线分布，提高侧向井见效程度（见图1）；但加密调整应紧密结合水线方向、流线分布，加密井仅需要改造近井污染带，适宜小排量、小强度改造。

2.1.3 三叠系油藏不同油藏模型油井产能差异评价三叠系油藏物性相近下，无限导流性裂缝油井产能大于有限导流性裂缝油井，无限导流性裂缝油井产能大于均质无裂缝油井。

2.2 不出现径向流成因研究及地质认识应用

经过对大量历史试井资料统计分析，低渗透油藏只有当调查半径大于3倍裂缝半长（ri≥3Xf）之后，才能出现拟径向流或径向流。按照五里湾长6油藏实际平均值计算压力波传导至300 m时所需时间：

可见，由于低渗透油藏导压能力特别低，在常规各类测试中均难以测试到裂缝半长3倍以外。目前开展的各类测试应多数处于裂缝特征至径向流中间过渡阶段，低渗透油藏试井曲线后期上翘和下坠应归不应简单归结为边界反映，更不能随意归结为临井干扰。

试井曲线线性流后期上翘，对应地层导压能力变差，上翘程度越高裂缝以外区域储层越致密，油井见效程度越低，油井产量越低。

试井曲线线性流后期下坠，对应地层导压能力变好，如无构造影响存在边、底水，则对应储层流体性质发生变化，储层中水饱增加。

2.3 评价水驱效果

2.3.1 利用水井试井曲线后期有明显拐点的上翘估算水驱前沿位置 水井测压资料后期曲线出现有明显拐点的上翘，对应地层导压能力变差，主要是受储层流体突变引起。持续注水开发，水井水驱半径逐步外移，如均匀推进，则在水井周围形成强水驱半径，水驱半径以内区域水饱远大于其他区域，水驱半径以内区域导压能力易远大于其他区域。可以根据解释成果中探测半径和测试时间粗略计算压力波传播速度，并根据拐点出现时刻估算水驱前沿位置。

例如：盘57-26出现拐点时间约70 h，全井测试369 h，探测半径340 m，则对应水驱前沿位置约为76 m。

2.3.2 利用试井曲线后期均匀上翘定性评价水驱效果受储层非均质性、重力作用、储层沉积韵律限制，注水易沿砂体展布方向和垂向高深带推进，平面和剖面矛盾将会凸显。所以，长期监测井从有明显拐点上翘突变至均匀上翘或上翘程度变平缓时，根据上翘程度变化粗略判识水饱变化；并加强对应油井动态变化监测，关注平面和剖面水驱变化，及时调整。

2.3.3 利用探测半径定性评价水驱效果 定点测压水井如持续水驱推进，则在相同时间内可以根据探测半径变化来定性评价水驱效果，探测半径增大对应水驱持续推进。

2.3.4 利用裂缝半长定性评价水驱效果 水井试井曲线有明显裂缝特征，是由于在低渗透油藏，射开程度不完善情况下，大排量注水，只能被等效为存在裂缝，裂缝长度的变化仅反映水驱推进速度变化。

2.4 识别层间矛盾指导多层系开发

使用试井技术可实现六分：分层注水、分层采油、分层测试、分层改造、分层管理、分层研究；四清：分层注水量清、分层采油量清、分层压力清、分层含水率清。2011年采油三厂虎狼卯长6油藏分层测试12井次，分层调配443井次，吸水剖面46井次，指导油藏注采调整51井次、酸化28井次、隔采16井次，单井日增油2.25 t。

2011年4月18日柳127-24井分层测试成果显示该井层间矛盾突出，合采日产液3.83 m3，含水25%；分层测试：长621日产液4.5，综合含水26.3%，长612不出油且压力低。该井试井成果、产液剖面测试结果均与开发动态吻合，尽管采取了多项增注措施，但虎狼卯长612油藏物性差长期欠注能量得不到补充，开发形势待改善。

2.5 确定合理生产流压及生产压差

本厂不断充分利用试井技术合理生产流压及生产压差，确定了吴仓堡长6油藏合理生产压差为8.3 MPa，合理流压为6.6 MPa，并应用于吴仓堡长6油藏矿场实践，压力保持水平由2009年的84.3%上升到87.9%，注水见效11口，日增油1 t。

单井实例：盘32-35井测试初期井筒储集阶段明显脱气致使压力持续下降，该井生产流压明显偏小，已建议开发室上提泵挂。

2.6 高效指导措施挖潜和措施评价

试井资料普遍被用于措施挖潜和措施评价，侏罗系油藏，表皮值是措施选井的主要依据；三叠油藏油井裂缝半长递减或失效主要受出砂和污染影响，结合油井生产动态情况可识别。2011年采油三厂根据试井资料共实施酸化措施325井次，压裂66井次，措施有效率90%,平均单井日增油1.04 t。

3 结论与认识

（1）低渗透油藏试井工艺受井斜和经费制约，应以油井起泵测试和水井压降测试为主，并持续推广井下关井测试和二流量测试攻关，大幅提升试井资料品质，完全实现不停井测试。

（2）使用早期试井技术在确保资料准确率下还能大幅缩短测试时间，在全油田具有推广价值；并应引进数值试井技术进一步提升低渗透油藏认识，更好指导油田开发。

（3）通过试井可充分认识低渗透油藏渗流机理及储存特征，是制定和评价油田开发技术政策的基础。

（4）低渗透油藏人工压裂井裂缝特征结束后多表现为上翘，是储层物性的反映，可根据上翘拐点估算水驱前沿，亦或根据上翘程度及裂缝半长、探测半径定性评价水驱效果。

（5）利用试井技术可高效指导分层系开发、识别近井地带脱气、进行施挖潜和评价，是油藏开发形势评价和注采调整不可或缺的依据。

［1］刘能强.实用现代试井解释方法［M］.北京：石油工业出版社，2008.