试井解释方法在上古盒8气藏中的应用

田婉玲 洪 鸿 齐二坡 吴茂富

长庆油田第一采气厂测试中心，陕西 靖边 718500

1 盒8气藏基本地质特征

2000～2002年长庆气田在已发现的上古区块内进行了大规模试采工作，试采的重点是盒8气藏，盒8属于上古生界下石盒子组，广泛分布于鄂尔多斯盆地，在它上面的石千峰组和上石盒子组大面积连续分布的泥质岩是上古生界含气系统的区域性盖层；在它下面的本溪组铝土质泥岩，岩性致密，横向分布稳定，不仅分割了上、下两套含气系统，而且是上古生界含气系统良好的区域性底板和下古生界含气系统的区域性盖层。在长庆气田盒8气藏主要分布在乌审旗区、靖边区和苏里格区。其中乌审旗区属低渗透砂岩孔隙型岩性气藏，气层的分布严格受砂体展布控制，砂体发育中心气层厚度大，砂体边缘气层薄；靖边区储层多而薄，且连片性差；苏里格区石盒子气层分布广，具有砂体厚度大、储层物性好、单井产量高、储量丰度高的特点。

2 试井解释方法

通常采用的试井解释方法为图版拟合法。针对各种不同类型的地层，制作各式各样的图版。这些图版反映了地层的特征，实际解释过程就是将实测曲线与这些图版曲线做对比，以辨别地层类型，划分流动阶段，得出相应地层参数。

这种利用曲线进行对比、分析和判别的过程，在试井解释中称为“诊断”。其过程一般是在双对数图上，结合压力曲线和压力导数曲线进行判别。另外，在其它图上（如单对数图和直角坐标图），地层特征也有它独特的反映，有时这种特征还更明显，常称这种曲线为 “特种识别曲线”[1]。如图1径向流在单对数图上表现为直线，图2为双对数图。

诊断曲线按不同流动段可分为三个阶段：

图1 压力恢复曲线单对数图

图2 压力恢复曲线双对数图

2.1 早期段

指井筒储集影响段。当井筒储集系数C为常数，这一段的压力曲线和压力导数曲线，在双对数坐标图上均表现为斜率为1的直线（常称为45°线）。

早期段压差与时间的关系画在直角坐标图上是一条过原点的直线，称为早期段的特种识别曲线。

2.2 中期段

又称为无限作用径向流段，其压力导数是一条水平线。中期段的特种识别曲线是单对数曲线。

2.3 晚期段

这一段往往反映边界特征，其边界的类型一般分为：

反映气顶、活跃的边水或底水及注入水的恒压边界；反映致密断层或存在地层的不渗透边界；封闭系统，如果不渗透边界把一个气藏圈闭起来，则形成封闭系统。

下古生界马家沟组储层试井解释结果表明，大部分为复合气藏模型（或带边界模型），少数为均质地层模型及双孔介质模型，模型简单且较规则。例如1号井从双对数图上可直接反映出该井储层是复合气藏，近井地层较差，外围地层变好，其单对数、双对数拟合图见图3～4。此解释方法适用于较规则的双对数曲线图，这在大多数下古碳酸盐岩储层气井中得到了较好的应用。

图3 1号井单对数拟合图

图4 1号井双对数拟合图

随着勘探开发的深入，长庆气田钻探的气井逐渐由下古转向上古，而上古砂岩气藏由于横向和纵向上的非均质性，加之每口井都需工艺改造，呈现出与下古不同的特点。如盒8气藏为河流相沉积，存在河道边界，非均质性强，进行过压裂改造，导数曲线后期上翘，形态各异，不仅地质特征复杂，而且模型选择困难，其导数与双对数曲线多为线性流型，见图5～6。

图5 压裂井压力恢复曲线单对数图

对盒8气藏进行解释，首先根据实测导数曲线进行图形分类，大体识别地层反映形式；再结合作业方式或地质特征，选择与之相匹配的模型；然后是参数拟合，通过早期段、中期段和晚期段所控制的基本参数，对照实测导数曲线进行优选，使之反映真实的地层情况，同时结合半对数拟合、压力历史拟合对整个流动状态进行反复验证，使理论值与实测曲线达到较好的拟合；最后通过地质综合分析来减少试井解释结果多解性的影响，让解释结果能反演单井储层的变化规律，在此基础上进一步运用试井动态预测法对气井的配产和稳产性进行模拟以指导气井有效开发。

图6 压裂井压力恢复曲线双对数图

3 试井解释方法的应用

3.1 图形分类法

上古气井主要分布在乌审旗气田、苏里格气田，同时包括靖边气田的上古气井。2000～2002年对上古16口气井进行了试井，取得了压力恢复资料。

从图形分析角度反映出上古气井的压力恢复曲线主要为线性流类型，其特征为早期段不明显的井储和表皮效应，到中期段，压力和导数曲线表现为1/2或1/4斜率的直线。气井在试气前一般进行了压裂改造，加入了支撑剂，因而上古气井解释模型主要为压裂井模型，具体可分为压裂井和压裂+边界反应两类。

3.1.1 压裂井类型

此类气井中期段为线性流，后期无明显的边界反应。

压裂井类型分为无限导流垂直裂缝和有限导流垂直裂缝，前者由于实施压裂，在井底形成长度很大的无限导流垂直裂缝，此时无因次裂缝导流能力Fcd大于500，中期段压力和压力导数曲线表现为1/2斜率。后者由于裂缝中充填物的影响，使导流能力有所降低，压力和导数斜率均有所降低，形成1/4斜率的裂缝和地层双线性流[2]。

3.1.2 压裂＋边界反应类型

此类气井压力恢复曲线在表现出线性流特征的同时，后期的边界反应明显；同时有个别气井无线性流特征，但后期边界反应明显，主要情况有：

径向复合地层，外围变差，曲线后期上翘；外围存在平行边界；外围存在矩形不渗透边界，曲线后期上翘；径向复合地层，外围变好，导数曲线后期下翘，此类气井较少，目前在盒8气藏中暂未遇到。

3.2 模型选择法

对试井资料进行解释时，一个关键步骤就是“模型诊断”，即通过图形判断，结合对油气田地质情况的了解和分析，来选择合适的解释模型。在试井分析中，常常采用双对数“诊断曲线图”和“特种识别曲线图”来进行解释模型的识别。试井分析解释模型包括井的模型、储层模型和边界模型。

3.2.1 井的模型

井的模型主要根据压力恢复早期曲线来确定，其影响因素有井储效应、表皮效应、井底裂缝等。结合地质资料可知，上古盒8砂岩气藏的气井在完钻后采取了不同程度的压裂措施，在进行解释时多考虑为压裂井模型。

3.2.2 储层模型

储层模型是对储层定量描述的一个偏微分方程组，一般由控制方程、初始条件、边界条件（有时包括连接边界条件）等组成。储层受渗透率、表皮因子、井筒存储系数、裂缝性质、断层距离、双孔隙介质中的窜流系数和弹性储容比以及单井注采比等参数的影响[3]。

储层模型包括均质储层模型、双重孔隙介质储层模型、双重渗透介质储层模型、三重介质储层模型、复合储层模型。上古砂岩气藏多属于均质或复合储层模型[4-5]。

3.2.3 边界模型

边界模型包括定压边界模型（单一定压边界、多条定压边界、矩形或圆形定压边界）、封闭边界模型（不渗透边界：一条直线断层或多条直线断层、矩形或圆形封闭边界）、半渗透（泄漏）断层模型和高渗透生成不同的模型等。边界模型可根据压力恢复晚期曲线确定。上古砂岩气藏多属于矩形或平行边界。

通过图形分类法与模型选择法对盒8气藏进行了初步解释，解释步骤见图7。

图7 盒8气藏解释步骤示意图

3.3 参数拟合法

在正确选择试井解释模型的基础上，求得准确的地层参数。首先根据早、中期曲线特征，初步确定井筒储集系数C、表皮系数S、渗透率K，使曲线早、中期段达到近似拟合。 然后对不同模型调整R、M、D、L、ω、λ、Fcd、Xf等参数使理论曲线与实测曲线充分拟合，在此基础上进行压力历史拟合检验，并结合地质情况综合分析，获得与实际情况相符的解释参数。

多数情况下，初步拟合后理论曲线与实测曲线并不完全重合，这需要对参数做进一步调整。下面针对上古盒8砂岩气藏的气井储层模型，做进一步的分析。

2号井为苏里格气田1口开发井，生产层位为盒8，该井于2002年进行了修正等时试井。终关井双对数和导数曲线见图8。

图8 2号井终关井双对数和导数曲线

3.3.1 模型选择

根据导数和双对数曲线形式，该井在续流段结束后出现径向流直线段（即0.5直线段）为均质表现，但后期导数曲线有上翘反映，结合物探、地质资料，证实井周围无明显沟槽边界存在，其导数上翘为物性变差反映，因此可以选择复合气藏模型进行解释。

3.3.2 参数拟合

首先进行初步拟合，即确定K、S、C值。在拟合的过程中会出现以下几种情况：若历史拟合，理论曲线的ΔP大于实测曲线的ΔP。半对数分析，理论曲线的直线段斜率偏高，且理论曲线高于实测曲线。双对数分析，主要表现为压力与压力导数的理论曲线略高于实测曲线（主要在中、晚期段），且压力导数的理论曲线的驼峰形状比实测曲线拱度（即驼峰的宽度）小，则说明S值偏大。S值大时压力与压力导数的理论曲线略高于实测曲线 （主要在中、晚期段），且压力导数的理论曲线的驼峰形状比实测曲线拱度（即驼峰的宽度）小；而S值小时压力与压力导数的理论曲线略低于实测曲线（主要在中、晚期段），且压力导数的理论曲线的驼峰形状比实测曲线拱度（即驼峰的宽度）大。若双对数分析及半对数分析，理论曲线落后于实测曲线，历史拟合差异不大，说明C值偏大。

其次，拟合后半段，即调整Ri、M，调整过程中注意以下几点：若双对数分析，压力导数的理论曲线值上翘部分低于实测曲线，半对数分析，理论曲线上翘部分低于实测曲线，历史拟合，主要表现为理论曲线的ΔP减小，说明M、D值偏小；若双对数分析，压力导数的理论曲线值上翘比实测曲线晚，半对数分析，理论曲线上翘部分上翘比实测曲线晚，历史拟合，主要表现为理论曲线的ΔP减小，说明Ri值偏大。

最后进行压力历史检验即在调整参数过程中兼顾压力历史拟合，最终使双对数和压力历史得到较好拟合。

3.4 地质综合分析法

通过采用修正等时试井法进行产能试井，并在产能试井的稳定点后，进行延时的关井压力恢复试井，求得较好的导数曲线。利用导数曲线，求得基本的地质参数（K、S、C等），同时可以结合该地区的地质条件进一步判断地层的某些特征。上古盒8砂岩气藏属于河流相砂岩沉积，是低渗透砂岩储层，井底具有压裂裂缝，河流相沉积，具有条带形阻流边界。这些地质特征必然对试井资料解释产生影响，因此将试井软件分析与地质研究紧密结合，对测试井附近的地质情况、产层的发育、裂缝发育等加以综合考虑，得出更准确的地层参数，提出影响气井渗流特征的地质依据。

在对2号井的解释过程中，径向复合模型和平行边界模型均能得到较好的拟合，这就是试井的多解性影响。但由地质研究可知，苏里格气田河流相沉积，具有条带形阻流边界，所以选择平行边界模型解释更符合实际。

3.5 动态预测法

通过以上四种方法的应用可以得到试采井的曲线反映类型、地质模型和地层参数，以此为依据对生产进行预测，动态预测法就是一种试井模拟技术。表1为3号井应用压恢试井资料对不同产量进行的预测，动态预测见图9。根据不同配产下的稳产年限预测结果，结合开发方案及生产动态可对气井配产进行调整，为开发方案实施及气井配产提供依据。

表1 3号井动态预测表

图9 3号井动态预测图

4 结论

a）通过试井分析加深了对盒8气藏的认识。试井解释结果反映出盒8上古气藏16口井试井解释平均渗透率0.71×10-3μm2，最大为2.08×10-3μm2，最小仅0.016 1×10-3μm2，为低渗砂岩气藏。其中乌审旗区5口试采井渗透率K值差别较大，大于1×10-3μm2的只有1口，其余4口井均小于0.2×10-3μm2。苏里格区10口井试井解释表皮系数S平均在-4.82，表明压裂措施使近井地带储层得到改善；井区平均渗透率0.63×10-3μm2，最大为2.08×10-3μm2，最小0.016 1×10-3μm2，显示出地层非均质性特征。

b）压裂措施虽使近井地带储层得到改善，但部分气井压裂裂缝较短，未能起到贯穿低渗边界的作用。

c）通过近几年的试井解释工作，总结出一套适用于上古盒8气藏的解释方法，主要有图形分类、模型选择、参数拟合、地质综合分析、试井动态预测等方法。这些方法能有效解释上古盒8气藏各类气井的试井资料，为新区开发方案的编制和单井动态模拟提供可靠依据，同时利用试井解释结果对气井进行动态预测，可以有效指导气井开发。

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