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1、试井发展及低渗透油田测试应用浅谈,提纲,一、试井发展历程介绍及方向二、试井分析的目的及作用三、低渗透油田概概貌四、低压低渗油藏常规试井技术及面临的主要问题五、低渗透油田的测试实例和工艺方法及模型选择六、低渗透油田试井压力测试异常总结,一,试井是油气藏工程的组成部分，它涉及到油层物理、储层物性、流体性质、渗流理论、计算机技术、测试工艺和仪器仪表、设备等各个领域，是勘探开发油气田的主要技术手段和基础工作之一试井是一门新兴的综合性学科，与其他学科相比还很年轻。半个多世纪以来，从用一支纪录笔仅能记录下最高压力的一种简单的波登管压力计，发展到现在，压力计的设计和制造已十分精细，并日臻完善。由纪录、走时和
2、感压三大关键系统组成的机械压力计已能录取井下压力变化的各种特征，测量压力的精度已达到0.2%，井下工作时间,一、试井发展历程介绍,一、试井发展历程介绍,可达360480h，其工作温度达到150370，种类已达几十种之多，近20年来，随着计算机技术的飞速发展，计算机技术也应用到试井领域。60年代末，美国HP计算机公司研制成功了世界上第一支石英晶体电子压力计，测量精度达到0.025%，灵敏度达到0.00014Mpa，采样速度达1个测点/s，石英电子压力计可遥控测试，井下压力变化可从地面二次仪表观察，测试时间的长短可根据需要控制，这样，显著地提高了试井分析的有效性，,一,目前电子压力计品种有几十种，
3、有的可在地面直读井下压力，温度参数，有的可将录取的资料在井下储存起来，仪器取到地面后再进行回放等。迄今为止，石英晶体压力计仍是精度和灵敏度最高的一种。这类高精度电子压力计的出现，进一步拓宽了试井技术的应用领域。,一、试井发展历程介绍,一,试井理论半个世纪以来有了很大的发展。40年代以前，人们只认识到测静压。之后，发现静压的测取与关井时间有关，以及压力恢复时间的长短反映了井周围地层渗透性的好坏等问题。1933年穆尔等人最早发表了利用压力动态数据确定地层渗透率的论文。1950年两篇文章的问世奠定了现代试井理论的基础。,一、试井发展历程介绍,一篇是霍纳发表的，提出用图解法解释测试的压力资料，即压力恢
4、复值与生产时间加关井时间的和，除以关井时间的对数值成线性关系，另一篇是米勒、戴斯、哈钦森合著的，提出压力恢复值与关井时间的对数值成线性关系。这两种方法是我们沿用至今的霍纳法和MDH法。一般说，前者适用于尚未全面开发油田的新井，后者适用于老油井。这就是通常称之为常规试井分析的方法。,一、试井发展历程介绍,一,试井理论的发展与计算机应用技术的结合，使试井分析方法形成一套比较完善的现代试井分析方法，即图版拟合解释法。近20年国外专家发表了一系列典型曲线，如1970年雷米发表无限大均质地层中，一口具有井筒储存和表皮效应井的典型曲线；格林加登等发表了具有垂直裂缝井的典型曲线；80年代布尔代等发表了双重孔
5、隙系统的典型曲线，以及相应的压力导数典型曲线等。,一、试井发展历程介绍,一,近10多年来，国内外一批学者、专家编制了各种类型的试井解释软件，在计算机的辅助下，不同条件的压力特征数值解可以准确完善的反映均质或非均质系统的动态特征。目前，国内许多油田已应用试井解释软件进行试井分析，求解测试层的各项参数。,一、试井发展历程介绍,我国试井技术的应用始于50年代中期，0多年来有了很大的发展。玉门油田是我国最先开展试井工作的油田，60年代初，大庆油田的发现和开发，十分重视和录取第一性资料，充分利用压力资料指导油田开发，这一期间我国试井技术有了迅速的发展。童宪章、王德民研究总结了适合大庆油田的试井分析实用方
6、法。童宪章总结自己多年的实践经验，编写了压力恢复曲线在油气田开发中的应用一书，指导了我国试井分析工作的开展。,一、试井发展历程介绍,80年代以来，随着国外先进技术的引进，试井工作有了较大的进展。试井工作领域由开发扩展到勘探，由生产井、注水井测试扩展到探井测试，由单井测试扩展到一定控制面积内的测试。在测试工具仪表装备上，随着电子压力计的引进，促进了国产井下仪表的发展，固阻式电子压力传感器研制成功并投入使用。高端电子压力计的研制也取得初步成果。,一、试井发展历程介绍,目前，在国外以及我国的海上油田试井测试技术的应用已相当普遍。试井测试已成为完井交井工作中必不可少的工作程序和步骤，试井测试资料是进行
7、油气田评价和编制油田开发方案时必须提供的资料。充分利用测试资料部署探井和调整井，提高探井的成功率和调整井的有效率，这比单一用钻井的方法要经济的多。,一、试井发展历程介绍,剪式,滚竿,俯卧式,背越式,一、试井分析技术的发展方向,进一步提高模型识别与模型检验的能力,储层物性特征,完井情况,供给区形态与大小,有效供给区形态与大小,完井情况,储层物性,地层压力,压力随时间衰减,核心目的是：评价决定油气井产能及稳产能力的关键因素,二、试 井 分 析 目 的,准确、有效地识别、评价完井效果、储层物性、供给区形态三种关键因素，进而提出针对性的措施改造方法、井型与井网选择，是试井分析的核心任务。目标：建立可靠
8、的单井（或多井）动态预测模型。,二、试 井 分 析 目 标,二、试井在油气藏不同勘探开发阶段的作用,必须实施的项目 必须使用的参数 可能实施的项目 可能使用的参数,油气藏模型,(网格粗化),数值模拟模型,(历史拟合),校正后的数值模拟模型,油气藏动态预测,经济评价,管网模型,开发方案设计,(产量递减分析),油气田动态预测,生产设备引进与安装HSE,数据,井筒模型,地质模型,地质,流体,流体模型,地球物理,地球物理模型,流量剖面模型,试井测试,试井模型,钻井,地球化学,地球化学模型,岩石物理,岩石物理模型,地质力学,地质力学模型,示踪剂,示踪剂模型,生产动态,生产测井,井生产动态预测,完井设计措
9、施改造,措施后井动态预测,解释模型,油气藏模型,数值模拟模型,生产管理决策,产量压力分析,三、低渗透油田概况,三、低渗透油田概况,三、低渗透油田概况,简介 低渗透油田是指油层储层渗透率低、丰度低、单井产能低的油田。随着建设时间的延长，低渗透油田普遍出现原油产量下降，综合含水上升，地面系统布局不合理、负荷不平衡、设施腐蚀老化等问题，需更新的站、所、设备设施、管线数量日益增多，导致生产运行费用、维修维护费用和管理费用逐年增高，不仅影响了油田的安全生产，同时影响了油田开发的经济效益。,三、低渗透油田概况,分类 根据低渗透油层上限和下限的分类，把渗透率为（0.150）10m的储层通称为低渗透油层。根据
10、实际生产特征，按照油层平均渗透率可以进一步把低渗透油田分为三类：第一类为一般低渗透油田，油层平均渗透率为（10.150）10m。这类油层接近正常油层，油井能够达到工业油流标准，但产量太低，需采取压裂措施提高生产能力，才能取得较好的开发效果和经济效益。,三、低渗透油田概况,第二类为特低渗透油田，油层平均渗透率为（1.110.0）10m。这类油层与正常油层差别比较明显，一般束缚水饱和度增高，测井电阻率降低，正常测试达不到工业油流标准，必须采取较大型的压裂改造和其他相应措施，才能有效地投入工业开发，例如长庆安塞油田、大庆榆树林油田、吉林新民油田等。第三类为超低渗透油田，其油层平均渗透率为（0.11.
11、0）10m。这类油层非常致密，束缚水饱和度很高，基本没有自然产能，一般不具备工业开发价值。但如果其它方面条件有利，如油层较厚，埋藏较浅，原油性质比较好等，同时采取既能提高油井产能，又能减少投资、降低成本的有力措施，也可以进行工业开发并取得一定的经济效益，如延长油田的东部油田等。,三、低渗透油田概况,以低渗透油气藏为主的鄂尔多斯盆地 鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地，总面积占国土4%，包括甘肃东部、宁夏大部、陕西北部、内蒙古和山西部分地区。其天然气、煤层气、煤炭三种资源探明储量均居全国首位，石油资源居全国第四位。,三、低渗透油田概况,从地质特性看，鄂尔多斯盆地是一个整体升降、坳陷迁移、构造简单的
12、大型多旋回克拉通盆地，基底为太古界及下元古界变质岩系，沉积盖层有长城系、蓟县系、震旦系、寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、第三系、第四系等，总厚500010000m。主要油气产层是三叠系、侏罗系和奥陶系上古升界和下古生界。从盆地构造特征看，西降东升，东高西低，非常平缓，每公里坡降不足1。从盆地油气聚集特征讲是半盆油，满盆气，南油北气、上油下气。具体讲，面积大、分布广、复合连片、多层系。,三、鄂尔多斯盆地地貌,三、鄂尔多斯盆地地貌,三、鄂尔多斯盆地地貌,三、低渗透油田概况,开发意义 地渗透油田在我国油气开发中有着重要意义。我国发现的低渗透油气田占到新发现油气藏的一半以上，而
13、低渗透油气田产能建设的规模则占到油气田产能建设规模总量的70%以上，低渗透油气田已经成为油气开发建设的主战场。仅2008年，低渗透原油产量就占全国原油总产量的37.6%，低渗透天然气产量则占全国天然气总产量的42.1%。其次，我国低渗透油气资源分布具有含油气多、油气藏类型多、分布区域广以及“上气下油、海相含气为主、陆相油气兼有”的特点，在已探明的储量中，低渗透油藏储量的比例很高，约占全国储量的2/3以上，开发潜力巨大。,三、低渗透油田概况,开发现状 我国第一个规模开发的低渗透油田长庆安塞油田，是一个特低渗透油田，1997年产量为100万吨，2008年产量300万吨，11年间增产2倍，年均增长1
14、0.5%；而我国最大的天然气田苏里格低渗透砂岩气藏，经过努力，实现了规模而有效的开发，2008年建成80亿立方米的生产能力，总体开发规划将达到200亿立方米以上。在技术创新和体制创新中，长庆油田开创的“安塞模式”、“苏里格模式”被大力推广，为我国原油产量稳定增长和天然气产量快速发展作出了重大贡献，也为我国低渗透油气藏的开发积累了技术和经验。,三、低渗透油田概况,要实现低渗透油气田的经济有效开发，面临很多需要解决的问题，其中最主要的就是技术难题。因为低渗透油气田不是构造油气层，而是岩性地层油气藏，勘探难度很大。在勘探期间，如何准确认识低渗透油气田的分布规律，控制它的面积、寻找油气的富集区等都是需
15、要继续探究的课题。此外，低渗透油田往往伴有低丰度和低压的特点，天然能量不足，导致油井自然产量很低。因此，通过技术创新提高该类油气田的单井产量也是一个课题，否则就不能奢谈经济有效开发。由于低渗透油气田开发的高成本性，如何通过技术创新降低成本也是各油田公司都在考虑的问题，尤其是在低油价时代。所以，如何发展高技术、攻克核心技术也是我国面临的一个问题。,三、低渗透油田概况,在我国各大油田进入开发中后期、能源紧缺的情况下，加紧低渗透油气的勘探开发具有很重要的现实作用和战略意义。为了加强低渗透油气田的开发，作为为油气田开发过程中提供基础数据的测试工作也不容忽视，同时低渗透油气田的测试有不同于常规的许多方面
16、，我们也不能照办照抄，要有开创性的工作，下面我就把在延长油田开展的一些测试方法给大家做一介绍,四、低压低渗油藏常规试井技术及面临的主要问题,（一）抽油井常规试井工艺技术（二）低压低渗油藏常规测压方法面临的主要问题,抽油井试井的关键在于井底压力的准确测取，目前常规的试井取资料方法有以下几种：1、环空测压。通过偏心井口，在油管与套管的环形空间下入小直径压力计。但要求井的最大井斜不超过20，以免造成钢丝与采油管柱的盘绕或压力计遇卡。2、起泵测压。将井筒中抽油杆和泵起出井口，下入压力计测关井压力。由于井筒条件变化，起泵过程延误测压时间，压力恢复早期资料不完整。,(一)抽油井常规试井技术,3、测取液面。
17、关井后，由井口发出声波脉冲，经液面反射取得反射脉冲资料，再将液面资料换算成井底压力。自动监测装置的回声仪，采样密度和资料精度上基本能满足试井资料的录取，但对油水同出或油气比较高的井，由于 流体密度误差或气泡干扰误差，造成井底压力折算偏差较大，需经现场实验寻求校正方法。4、固定式测压。将永久式电子压力计安置在油管下端，导线置于油管外壁，压力信号由导线传至地面仪表，该方法试井一次性投资成本较高，多应用于重点区块、骨架井测压。,(一)抽油井常规试井技术,上述抽油井常规测压方法在全国各油田非自喷采油井中应用非常普遍，但由于各油田地质条件差异，其应用效果存在着一定差异。抽油井常规测压试井技术的主要特点是
18、环空测压、地面井口关井，井筒内为气、液双相流体压缩过程，相应的井筒储集系数是单项流体条件下井筒储集系数的数十倍以至上百倍。对于中高渗、中高流度低压层而言，这种方法在一定测压时间内可获取满足储层评价的资料，但对低压低渗地层则存在着井筒储集时间过长造成试井周期长、井筒干扰信息过强等突出问题，使得测试成功率低、成果参数量少，限制了试井成果的推广和应用。,（二）低压低渗油藏常规测压方法面临的主要问题,对于低渗、低流度储层的油井，要取得能够对比分析的合格资料，必须有足够长的关井测压时间，有的井在关井测压20天的条件下，也难以取得径向流动段资料，导致对测压资料无法进行定量分析。经对20口井测压资料统计，关
19、井20天左右出现径向流动的井仅占30，说明关井测压时间仍需延长，这对采油工区而言确实是一个不小的压力。,（二）低压低渗油藏常规测压方法面临的主要问题,针对这一问题国内许多单位和科研院所，在资料校正技术方面也做了不少工作，开发了层面流量校正，早期资料拟合，卷积、反卷积早期校正等方法，但各校正方法在应用中均有一定的局限性，对尚无径向流出现迹象的纯井筒储集阶段资料仍无较好的解决办法，所以要从根本上解决低渗、低流度井测压资料存在的上述问题，仍需从资料采集技术，解释方法的改进方面做工作。,（二）低压低渗油藏常规测压方法面临的主要问题,五、低渗透油田的测试实例,(一)试井解释成果分析,三口油井压力恢复测试
20、，分为1号井、2号井、3号井。三口井试井解释成果如下：,1号井：（井口关井）,该井层位为长61，投产日期为2006年9月3日，截止提泵测试前已累计产油11t,油层井段：502510.5米，射孔井段：508510米，日产油3t/天，生产时间3天。2006年9月10号10月20日进行了提泵压力恢复测试，该井恢复最高压力2.636MPa,温度24.5。,1号井试井解释成果表,1号井双对数图,试井解释成果,由于井筒储集效应的影响，双对数曲线未出现径向流阶段，使解释多解性增强，解释时多种模型均能达到较好的拟合效果。根据试井解释模型从简的原则，本次解释选用具有井筒储集和表皮效应的均质无限大油藏模型进行解释
21、。,2号井：（井下关井）,该井层位为长62，射孔井段：412.0-415.0m，2006年8月3日下储存式电子压力计至413.6m，抽汲求产，日产液0.259t/d，含水60%，井底平均流压0.0582MPa。2006年8月15日坐封测压力恢复曲线，2006年9月8日测试结束，恢复最高压力1.577MPa，温度21.1。,缺双对数图,试井解释成果,双对数曲线形态显示，曲线完整，早期续流结束后出现径向流水平段，并出现了斜率近似为0.25的有限导流垂直裂缝特征，裂缝段后导数曲线上翘，边界特征明显。解释时选用具有井筒储集和表皮效应的有限导流垂直裂缝加三条边界模型。,2号井双对数拟合图,2号井霍纳分析
22、图,2号井试井解释成果表,项目 双对数分析 霍纳分析地层系数kh（10-3m2.m）5.222 4.270地层渗透率k（10-3m2）0.517 0.417井筒储集系数C（m3/MPa）0.223表皮系数Sf 0.43 堵塞比DR 0.178裂缝半长xf（m）61.4无因次裂缝导流能力FCD 0.51 调查半径ri（m）121.0 108.0边界距离L1（m）16.0边界距离L2（m）16.0边界距离L3（m）160.0拟合压力P*（MPa）2.0047,1、解释地层渗透率为0.517md，说明地层渗透性较差；2、裂缝表皮系数为0.43，计算裂缝半长61.4 m，裂缝导流能力为0.51，裂缝导
23、流能力偏小，说明压裂效果一般；3、表皮系数-6.08，说明储层疏通情况较好，地层污染基本解除，井的生产能力得到充分发挥；4、解释调查半径121.0m，反映了压力波及的大致距离；另外存在三条不渗透边界，且边界距离很近，反映了井周地层物性的变化快，非均质性强；5、拟合外推地层压力代表原始地层压力，为2.0047MPa；6、解释井储系数较小，为0.223，说明采用井下关井，大大降低了井筒储集效应对试井的影响，测试24天得到完整试井曲线，保证了试井解释结果的准确性。,解释成果分析：,3号井：（井下关井）,该井目的层为长63，射孔井段：612.0-615.0m，2006年9月15日下储存式电子压力计至6
24、13.5m，抽汲求产，日产液1.5t/d，含水40%，求产后期井底平均流压0.5367MPa，井口产量和井底流压基本达到稳定。2006年9月24日坐封测压力恢复曲线，2006年10月28日测试结束，恢复最高压力2.292MPa，温度25.7。,缺双对数图,试井解释成果,双对数曲线形态显示，曲线完整，早期续流结束后出现径向流水平段，并出现了斜率近似为0.25的有限导流垂直裂缝特征。解释时选用具有井筒储集和表皮效应的有限导流垂直裂缝模型。,3号井双对数拟合图,3号井霍纳分析图,3号井试井解释成果表,项目 双对数分析 地层系数kh（10-3m2.m）6.231 地层渗透率k（10-3m2）2.010
25、 井筒储集系数C1（m3/MPa）0.608井筒储集系数C2（m3/MPa）0.534表皮系数Sf 0.01 裂缝半长xf（m）118无因次裂缝导流能力FCD 5.3 调查半径ri（m）282.0 拟合压力P*（MPa）2.4593,1、解释结果地层渗透率为2.01md，基质渗透率相对较高，为低渗透油藏；2、裂缝半长118 m，裂缝导流能力为5.3，说明压裂效果较好；3、表皮系数-6.74，说明储层疏通情况较好，地层污染基本解除，井的生产能力得到充分发挥。4、解释调查半径282.0m，反映了压力波及的大致距离；试井曲线未见边界反映，说明井周地层物性较均质。5、拟合外推地层压力代表原始地层压力，
26、为2.0047MPa；6、解释井储系数较小，为0.223，说明采用井下关井，大大降低了井筒储集效应对试井的影响，测试32天得到完整试井曲线，保证了试井解释结果的准确性。,解释成果分析：,(二)几种常见的不稳定试井,试井主要分为两种：稳定试井和不稳定试井。稳定试井用于测试井的产能，不稳定试井用于求取地层参数。,不稳定试井主要用于求取地层相关参数，根据测试目的的不同，低渗透油田有以下几种测试方法：1、压降、压力恢复试井，常用不稳定测试方法，用于求取地层压力、渗透率、表皮系数、井筒储集效应、边界距离等地层参数；2、探边测试，用于探测油藏边界；3、井间干扰试井，用于判断井间连通性。,探边测试实际上是压
27、恢试井的一种，由于油的流动速度慢，压力传播速度相应较慢，低渗油田的边界需要花费很长一段时间，特低渗油田测试时间更长。,探边测试：,井间干扰试验，又称为水文勘探试验，是一种多井试井。它是在一口（或数口）井上改变工作制度（称为“激动”），以使油层中压力发生变化，在另外一口（或数口）井下入高精度的压力计测量压力的变化。前者称为激动井，后者称为观测井。从观测井能否接收到由于激动井改变工作制度所造成的压力变化（称之为压力干扰讯号）来判断它们之间是否连通；如果连通，由观测井接收到压力干扰讯号的时间以及其他资料计算油层的参数，如导压系数等。干扰试井要求一口生产井，最少一口井进行观察，同时测试井组周围的井均不
28、能进行生产，否则干扰测试不能成功，这对现场生产影响大，故不经常使用。,干扰试井：,常用的不稳定试井方法主要是压降和压力恢复试井，方法简单，适用于各种油藏。压降试井测试时要求油井生产时保持产量稳定最少20天以上，测试期间产量波动不能超过2%，否则导数曲线将失真。由于压降试井受产量影响较大，一般用于了解油井的压力变化，试井解释结果仅供参考。压降测试多用于水井测试。压力恢复试井不受产量的影响，操作方便，延长油田的试井测试实践也证实了该方法的有效性，故延长油田不稳定试井建议主要采用压力恢复试井方法。,压降、压恢试井：,(三)关井工艺,井下封隔器与井下开、关井测试阀组合，实现了井下关井压力恢复试井过程，
29、井筒储集空间最大限度的缩小，并消除了常规方式测压过程井筒内气、液双相压缩而产生的过大井筒储集效应的影响因素，有效缩短了井筒储集时间，实现了真正的井底关井，使近井筒储层地质信息（裂缝、污染等）及晚期储层物性变化等外边界地层信息得以充分反映，为储层评价和地层压力准确获取创造了有力的条件，体现了井下关井测压技术的优势。,压力恢复测试常规情况下采用井口关井，由于井筒储集效应的影响，测试时间长，影响了正常生产，为解决这一问题目前发展出井下关井新技术。,井下关井技术,(四)关井方式的选取,油井由于受井筒储集效应影响严重，采用井口关井，在较长的测试时间内不能测到径向流阶段，造成试井解释的多解性，降低解释结果
30、的可靠程度。而井下关井能有效控制井筒储集效应的影响，在2030天测试时间就可得到完整的试井曲线，大大减少测试时间，同时保证了试井解释的精度。,2号井双对数拟合图,1号井双对数拟合图,1号井测试44天未出现径向流；2号井测试24天、3号井测试32天，试井曲线完整。,试井的地质模型主要有四种.,不稳定试井解释模型,双孔模型,压裂井模型,1、常规试井解释模型,复合模型,(五)试井解释模型的识别,均质模型,均质储集层模型,均质模型是对均质储层的一种理想化模型，在试井曲线表现为，首先是井筒储集阶段曲线，过渡段，曲线中段出现径向流段。,均质模型典型实例,续流段,过渡段,径向流段,双孔储集层模型,双孔储集层
31、是对裂缝发育地层的一种描述。流动分为4个阶段，储能比w反映了地层的储量分布特征，窜流系数反映了储层基质部分的采出难度。,复合储集层模型,复合储集层是对地层发育非均质的一种描述。地层非均质是非常复杂的，确切加以描述是非常困难的，一种最简单的模型就是圆形复合地层。,K1k2,K1k2,油井经过加砂压裂后，常常形成与井贯通的垂直裂缝。裂缝的生成是在井底的压裂液压力高于地层岩石的最小应力时发生的，因此裂缝总是沿着地层的最大主应力方向向外延伸。,压裂井模型,低渗油田油井常用模型,人工压裂裂缝的渗透能力主要取决于掺入的压裂砂的分选性，如果掺入的压裂砂的分选良好，则人工压裂裂缝的渗透能力会很高。为了定量描述
32、裂缝的渗透能力，定义无因次导流系数FCD如下：,当FCD大于100时，认为裂缝是高导流的裂缝，通常称之为无限导流裂缝；如果FCD较小，则认为压裂缝是低导流的，通常称之为有限导流裂缝。,A、无限导流裂缝,在均质地层中的压裂井，当压裂裂缝具有很高的导流能力时，不稳定曲线具有非常鲜明的特点，整条曲线分成4段，即续流段、线性流段、过渡段、拟径向流段。,对于压裂气井，尤其是压裂后具有无限导流裂缝的油井，通常由于裂缝的作用而缺失续流段。由于压裂裂缝的存在而呈现出低表皮的样式。但是并非所有无限导流裂缝都呈现这种样式，当裂缝表面受到污染损害时，即Sf0时，续流段的形态就会发生很大的变化。,a、续流段,该段双对
33、数压力和压力导数曲线合二为一，呈45的直线。纯井筒储集效应的影响结束后，导数出现峰值后向下倾斜。峰的高低，取决于参数CDe2S值的大小。,b.线性流段,线性流段是最能反映压裂井特征的数据段，其压力和导数均呈1/2斜率的直线，两线间距值与纵坐标的刻度比为0.301。,这一段曲线在双对数图上是一条斜率为0.5的直线。该段直线的时间界限为tDXf不大于0.016。但实际上，当tDXf比0.016稍大时，上述特征仍然近似存在。,导数曲线在双对数图上依然是一条斜率为0.5的直线，而且与双对数纵坐标的差为0.301，即lg2(对数周期)。,随着时间的延长，压力波向更远处传播，裂缝的影响减弱，形成拟径向流，
34、压力导数呈现水平段。在时间上，当tDXf3时，会形成拟径向流。此时,在拟径向流阶段，导数曲线为一水平线，其数值为0.5。,c.过渡段,过渡段的横坐标的区间为tDXf不小于0.016，小于3。在这一段，两条曲线倾斜上升，大致仍维持平行。,d.拟径向流段,B、有限导流裂缝模型,压裂裂缝中充填砂子而且砂子的粒度混合比达到某种合适程度时，裂缝的导流能力与地层的相差不大。这种有限导流裂缝的曲线形态可分成5段，即续流段、双线性流段、线性流段、过渡段、拟径向流段。,a.续流段 续流段特征与无限导流裂缝相类似。b.双线性流段 存在有限导流裂缝时的特征线，表现为1/4斜率的直线 在双线性流阶段，压力的变化和导数
35、曲线表现为平行的直线，两者纵坐标的差值为0.602(对数周期)。,c.线性流段 线性流段类似于无限导流裂缝，其压力和导数均呈1/2斜率的直线，两线纵坐标的差值为0.301(对数周期)。d.过渡段 该段完全类似于无限导流裂缝。e.拟径向流段 该段也类似于无限导流裂缝，在双对数图上导数为水平直线，在半对数图上表现为一条直线。,解释模型选取,3号井双对数拟合图,2号井双对数拟合图,典型有限导流裂缝的曲线,典型无限导流裂缝的曲线,2、3号井双对数曲线均反映出裂缝曲线特征。从这两口井的井史知道这两口井在投产前均进行过压裂措施。对压裂井应采用压裂缝模型进行试井解释。,六、试井测试异常总结,我以压力测试为例
36、，测试过程中大部分井都获得准确的数据，但也有些井因为各种原因造成测试的失败。测试井需满足一定前提条件，测试过程中要求使用高精度电子压力计，需严格按照试井测试工艺进行测试，几个环节缺一不可，如果其中某一个环节出现问题，都会导致获取资料的不准确甚至失败，以致后期资料解释工作的难开展，造成本次试井测试的失败。下面列举了几个常见的试井测试问题。,1.井筒影响,寨67-2注水井压降测试,解释双对数曲线,注水井压力下降，当井内液面偏离井口时，井筒内出现气液两相流，干扰了压力的降落趋势。,2.流压测试不稳定影响,关井前产量不稳定，造成流压不稳定，压力恢复曲线起始点压力不确定。,吴起韩岔21-1-3井压恢测试曲线,3.续流段影响,在低渗透油藏，续流效应影响明显，双对数曲线难以出现特征识别段。,4、注水影响,压力升高、温度降低说明有注入水进入分析原因:邻井串通(间歇注水),5、中途没有停井(环空测试),测试过程中抽油机在间歇抽油。造成井底压力的不规则变化。,6、井底连通,开发井井距较近，层间连通的情况比较多见、当邻井进行开关井操作时，测试井在压力恢复曲线上就可能表现为压力突变，出现台阶，周期性波动等。,7、测试井不合条件,该井测试前没有稳定生产，处于停产状态。,因此我们开展测试工作时，特别低渗油气田是在要注意测试的条件，井的选择测试工艺工具的选择这样才能达到测试目的,请各位领导、专家批评指正,
