试井解释在彭阳演25 油藏的应用

姚 征，胡天宝，庄腾腾，贺彤彤，薛虎正，张 婧

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750000）

1 演25 油藏概况

1.1 油藏静态特征

彭阳油田演25 油藏位于宁夏固原市彭阳县境内，属于岩性构造油藏，主要含油层系为延72、延81和延82层，油藏储层参数（见表1），油藏构造较为复杂，天然裂缝系统及小型鼻状隆起发育，是主要的油气运移及储集场所。油藏边底水较为发育，属于典型的侏罗系边底水油藏。

表1 演25 油藏储层参数表

1.2 油藏动态特征

彭阳油田演25 油藏动态开发特征包括以下几点：

（1）油藏整体近一年内液量及油量较为稳定，含水稳中有升；（2）大部分井为高产井，单井平均日产液12.6 m3，日产油5.6 t；（3）注采比较小，平均动液面较高，边底水能量充足；（4）油藏边部含水高，中部含水低，符合边底水油藏含水变化规律。

2 试井解释应用

2.1 评价底层能量

孟21-66、孟22-66 井试井解释结果（见图1、图2）。

图1 孟21-66 井试井解释曲线

图2 孟22-66 井试井解释曲线

孟21-66 井导数曲线到达边界段后表现为向下掉的曲线，与定压边界模型相吻合，曲线拟合程度好。根据测试结果可以推断该井附近延72层存在边底水（定压边界距离140 m），且能量较充足（地层压力15.9 MPa）；孟22-66 井双对数曲线仅反映了井储段和中间段，未反映出边界段，说明压力传导速度慢，流体流动性差，地层能量不足（地层压力9.4 MPa）。

两口井均位于油藏边部，孟21-66 井投产后生产延72层，高含水后补孔改层延81生产，改层后液量下降明显，含水逐渐升高，后于2015 年1 月合采延72延81至今，目前动态9.9 m3/1.3 t/84 %；孟22-66 井投产后一直生产延81层至今，生产过程中液量下降明显，含水基本稳定，目前动态1.7 m3/1.0 t/27 %。

结合两口井的试井解释结果及生产动态，得出以下几点认识：

（1）孟21-66 井单采延72层时液量较高，地层能量充足，与试井解释结果相吻合，油藏剖面图及试井解释结果均说明该区域延72层边底水发育，是地层能量的主要来源[1-3]（见图3）。

（2）孟21-66 井单采延81层时液量明显降低，孟22-66 井生产延81层液量也较低，说明延81层地层能量补充不足，与孟22-66 井试井解释结果相吻合。分析原因一是由于该区域延81层无注水能量补充，二是由于孟22-66 井试井解释结果显示延81层无定压边界，即不发育边底水或边底水能量较弱（见图4，图5）。

图3 孟21-65 井～孟21-67 井油藏剖面图

图4 孟21-65 井～孟22-67 井油藏剖面图

图5 孟22-66 井～孟23-67 井油藏剖面图

下步调整思路：针对演25 油藏南部延7 层边底水能量充足，延81层尖灭构造，无能量补充的特点，延7油藏边部井可适当控制采液强度，减缓边底水内推速度，防止油藏中部井过早水淹；延81油藏边部高含水井适时转注，提高地层能量。

图6 孟19-67 井试井解释曲线

2.2 判断储层类型

孟19-67 井双对数曲线中间段出现明显下凹特征，符合双重介质模型特点[7]，采用双重介质储层模型拟合程度较好，测试结果（见图6）。

孟19-67 井于2010 年1 月转注延72层，配注15 m3，注水稳定至今。对应油井2 口：孟平1 井生产稳定，目前动态15.9 m3/3.5 t/74.2 %；孟20-67 井投产于2015 年4 月，投产初期含水74 %，10 d 后含水便升至95 %。

取得认识：（1）孟19-67 井试井解释结果显示该区域为双重介质储层，储容比ω 为0.01，说明天然裂缝密度较小，仅在局部发育。

（2）结合油井生产动态及油藏剖面图分析认为，孟20-67 井投产后即高含水可能是由于孟19-67 井与孟20-67 井之间发育局部天然裂缝，边水及注入水沿裂缝突进导致（见图7，图8）。

下步调整思路：考虑到彭阳侏罗系油藏并未发现有类似天然裂缝发育导致油井水淹的情况，仅凭借一口井的试井解释结果无太强说服性，在排除其他可能原因之后可对孟20-67 井进行试井测试，确认天然裂缝发育情况，根据测试结果考虑是否进行封堵措施。

图7 孟19-67 井～孟21-67 井油藏剖面图

图8 孟100-68 井～孟20-67 井油藏剖面图

2.3 分析水驱状况

孟101-70 井双对数曲线存在较大波动，分析认为可能是注水井与该井之间存在大孔道或高渗透条带所致。该井双对数曲线仅有早期井储阶段，说明地层压力传导速度慢，一般出现这种曲线特征的井地层压力保持水平较低。但该井测得压力16.5 MPa，压力保持水平较高，分析原因可能是注入水沿大孔道突进，导致地层其他区域压力响应减小，从而呈现出该曲线特征（见图9）。

图9 孟101-70 井试井双对数曲线

孟101-70 井投产延82层生产至今，投产后含水稳定较短时间即开始呈现上升趋势，于2013 年8 月含水升至90 %，目前动态15.9 m3/0.9 t/94.5 %。对应注水井孟102-70 于2012 年9 月转注延82层，注水稳定，日注15 m3。

取得认识：由开采现状图可以看到，除了孟101-70 外，其他生产延82层的井如孟100-70、孟101-69、孟102-69 及孟103-68 井含水均较低。油藏剖面图显示（见图10），孟101-70 井与其周边井油层连通情况较好，构造特征无较大差异。结合试井解释结果，分析认为孟101-70 井高含水的原因即孟102-70 井与孟101-70 井之间已形成大孔道，注入水沿高渗通道突进所致。

下步调整思路：针对孟102-70 井与孟101-70 井之间已经形成大孔道，下步可以开展相关堵水措施封堵大孔道或开展三次采油如化学驱等的可行性研究，提高注入水的波及范围，从而提高采收率。

3 结论

图10 孟100-70 井～孟102-70 井油藏剖面图

（1）试井解释在彭阳油田演25 油藏及类似油藏的开发过程中具有重要作用，表现在评价地层能量、判断储层类型及分析水驱状况等方面。

（2）试井解释可以评价目前油藏能量的强弱，针对边底水油藏还可以判断边底水能量的大小，及时进行注采调整补充能量。

（3）对于双重介质储层，试井解释可以较准确地判断其储层类型，对天然裂缝的发育程度进行定量表征，有针对性地制定相应的开发方案。

（4）试井解释可以判断地层中大孔道的发育情况，确定高含水井的产水来源，从而更有效地分析油藏的水驱状况。

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