地层测试资料及试井解释

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第五章测试（试井）资料的录取及解释评价第一节绪论在油气勘探工作中，试油工作是取得勘探成果的重要环节，是搞清地下油、气、水分布情况和认识油气层的最直接手段，也是指导下步勘探和开发及制定油、气井增产措施的关键。地层测试或称钻柱测试（Drill－StemTesting）是近二十年发展起来的一项钻井中途或完井测试技术，这项技术已成为石油天然气勘探开发过程中及时发现油气藏、认识油气藏、评价油气藏的有效手段，也越来越受到人们的广泛关注。特别是近几年来，人们认识到正确的运用地层测试成果，再结合静态（地震、钻井、测井、录井等）资料综合分析，能对油藏进行比较全面的认识，进而描述、评价油藏的优劣，给下步勘探开发提供有益的指导，最大限度地提高勘探成效，降低勘探成本。用地层测试这种方法可以了解地层和流体特征，制定合理的油藏开采方案，以提高原油采收率，优化油井生产。目前，由于测试工具、仪表、传送技术、设计程序和解释技术不断进步，地层测试已成为勘探试油及油井投产前固定的工序，并在裸眼井、套管井、陆地和海上钻井、完井中都得到了广泛的应用。油气储量计算是对地下资源量的评价。在各级储量的勘探程度和认识程度中，对测试工作亦提出了要求：1）预测储量中要求对油气显示层段及解释的油气层已进行中途测试或分层测试。2）控制储量中要求对油气层进行测试并获得工业油气流，取得油气层的产能及压力等动态资料。3）未开发探明储量中要求进行油气层分层测试，对低渗透层已采取了改造措施，油气藏产能及温度、压力系统已清楚；获得有效厚度界限层的单层试油资料；在油气藏边界部位已进行单层测试，获得了可靠的油、气、水层资料。4）已开发探明储量中要求在油气藏边部或油气水界面等部位，已选择一定数量的井进行油气测试。由此可见，地层测试在石油天然气勘探开发中占有很重要的位置。一、地层测试的任务－601－ 地层测试的任务取决于资料录取的地质目的。勘探开发不同时期由于录取资料的地质目的差异赋于了地层测试不同的任务。勘探阶段中途测试主要任务是发现油气层，求取液性、产能和地层压力，为钻探决策提供依据；完井测试的任务是求取液性、产能、了解产层物性、压力和井的完善程度，为油气井增产措施、油气藏早期评价和下步勘探决策提供可靠的地层地质动态信息；相应阶段的探边测试、开发阶段的产能试井、干扰试井等也是如此，所以在地层测试前必须要有明确的地质目的和与之相配套的合理测试方案。地层测试任务的完成主要取决于三个主要过程：1）测试方案的合理编制：在充分理解测试（试井）地质目的基础上，依据油藏工程技术完成测试（试井）方法，工作制度、施工流程，安全保证体系等具体方案的优化和确定。2）录取资料：严格按照测试（试井）方案，以精湛的测试工艺技术，获取准确可靠的测试（试井）资料。3）运用资料：对现场录取的测试（试井）资料进行技术处理、分析，从而获取尽可能多的关于评价储层及井的特征参数。并结合构造、岩石物性、测井等相关资料，进一步评价油井和储层在动态条件下的特性，找出储层或油井存在的潜在因素。测试资料最终成果的正确与否，是对测试各项资料综合分析应用的检验过程；资料的应用程度，取决于某项资料的录取和计算精度，取决于处理解释手段和一性资料的齐全准确。一个储层，能否通过一次测试对其下一个正确的结论，重要的是对整个测试过程中所取得的各项资料影响因素的分析判断。比如：一条测试曲线经过处理，得到的分析诊断曲线异常，拟合程度的差异或实测数据与理论曲线计算的参数值相互矛盾，这可能是解释方法的选择或理论与实际之间假设条件的差异而引起的。一次从宏观上看测试操作成功的施工工艺，并不一定能够获得令人满意的解释条件和解释结果。在资料解释过程中，现场所录取的一性资料是否满足定性定量分析条件的决定因素主要有以下三方面：1）具有能够代表储层液性产能的产量数据；2）具有开关井工作制度控制合理的、而又相辅相成的测试时间；3）具有能够正确反映储层特性的压力恢复曲线或压降曲线。有了以上三个基本条件，在分析过程中，参数结果的正确与否，要取决于解释中对各种曲线的分析程度，取决于解释方法的选择和应用。总之在地层测试技术中，资料的录取和资料解释是十分重要的两大环节，也是关系到一次施工是否能得出正确结论的关键。二、地层测试获得的信息运用测试工艺录取在动态情况下的地层测试资料的分析，一般可以得到以下主要参数和信息。1）渗透率：这是实测的平均有效渗透率，只有通过地层测试才可能提供这一最有用的参数。2）地层损害程度：由于地层被钻井液、固井液、压井液侵入以及地层部分打开，射孔数目或深度不足，射孔孔眼堵塞等多种因素影响，使井筒附近渗透率降低，产量减少。通过测试可以计算出地层堵塞比和表皮系数等。3）油藏压力：通过关井测压和压力恢复可以推算出地层原始油藏压力。4）衰竭：如果在测试过程中发现油藏压力有衰竭现象，可以根据衰竭情况推断这个油藏是否有开采价值，可估计所控制的地质储量。－601－ 5）测试半径：在测试过程中，由于地层流体发生物理位移，对一定距离的地层将产生作用，这个距离称为测试半径，也叫调查半径。用这个参数可确定井距大小。6）边界显示：在测试半径内如有断层或边界存在，可通过压力分析计算出距离，借助于其它资料综合分析，还可确定边界的类型。7）储层类型：通过测试和评价解释可以判断被测地层是均质或非均质地层。8）储层含流体类型：对自喷井可以当场知道地层流出的流体性质（油、气、水），对非自喷地层可以通过测试管柱内和最后流动所取的取样器的流体，判断地层的流体类型。9）储层生产能力：通过测试和评价解释能够知道该产层的生产能力。10）储层油水界面：通过测试、评价解释能够预测或判断储层的油水界面，或通过测试找出储层的油水界面。三、测试（试井）方法的分类1）按测试（试井）系统的井数分：单井测试（试井）、多井测试（试井）2）按封隔器坐封环境条件分：套管井测试、裸眼井测试3）按井的完成程度分：中途测试、完井测试4）按测试（试井）方法分：压降、压恢、干扰试井、脉冲试井、产能试井5）按油井流状态分稳定试井、不稳定试井四、测试（试井）分析的发展过程随着地层测试技术的发展，井下录取的压力计、温度计等装置也不断发展，由机械式压力计发展到高精度电子压力计（这些电子压力计的精度高达±0.035%FS，分辨率不低于0.000139MPa）。由于精度不断提高，井下连续工作时间的延长，对油藏评价的准确程度也相应提高。资料解释方法的研究也推动了测试技术的发展。从霍纳法及米勒－戴斯哈钦森法（简称MDH法），发展到现代一整套建立在渗流力学和信息论基础上的现代试井解释方法。用这些方法可以解释和分析出地层中许多重要的特征，同时也给测试工艺提出了更高的要求。1.测试（试井）环境（手段、工具）的变化全部采用机械压力计（1970年）部分电子压力计（1975年）地面测量压力和产量（1980年）地面和井底同时测量压力和产量（1983年）非框架式的试井解释软件（1983年）－601－ 强有力的个人微机（1986年）水平井模型（1990年）在这近20年的试井发展历史中，试井理论研究和实际应用之间相差5～10年的时间。2.测试（试井）解释发展的历史测试（试井）解释的发展可以分为五个阶段，如表5－1所示。表5－1试井解释发展历史年代方法研究重点50年代用拉普拉斯变换进行半对数分析（Horner）主要认识和研究均质油藏特性70年代用格林函数进行典型曲线分析（Ramey）主要认识和研究近井筒附近的影响80年代早期用计算机辅助进行双对数典型曲线分析（Mckinley.Earlougher.Gringarton）主要认识和研究双孔隙油藏特征80年代后期用压力的导数方法解决多解性的问题（Bourdet和Gringarten）主要认识和研究非均质油藏物性和边界的影响90年代用测得的井底产量进行计算机辅助分析（1984～1996年，Gringarten提出了计算机辅助试井分析，同时分析软件问世），后来发展的神经网络、人工智能等诊断方法均是在导数曲线特征的基础上发展起来的综合各种不同类型的解释模型认识油藏特性第二节地层测试基本原理及测试设计一、地层测试基本原理地层测试就是用钻杆或油管将一套特殊的测试工具（MFE、PCT、APR等）及压力记录仪下入井内，利用封隔器和测试阀把井筒内环空压井液与钻柱（或油管）内空间隔开，在不排除井内压井液的前提下，由地面控制井下测试阀任意开关实现井下开关井，对测试层段进行模拟生产，并在测试过程中取全油气水产量、压力和流体样品等全部测试资料。若将地层、井筒和地面装置视为一个完整的生产系统，根据地下流体从地下上升至地面的流动特征；可将其分为三个流动阶段：第一阶段是地层渗流；即地层流体在油藏边缘压力和井底压力之差的作用下流向井底，流体的流动不仅与流体性质有关，而且与地层物性有关。通过测试的井底压力可以研究地层特性。第二阶段为井筒垂直管流；即流体在井底流动压力的作用下沿测试管柱内上升。第三阶段是地面管流；即流体在井口压力的作用下经地面管汇进入分离器流至计量器或储存容器内，见图5－1。－601－ 图5－1测试生产系统示意图图5－2平静水面激动示意图了解了整个测试模拟生产系统之后，我们把其看作为一个平静的蓄水库、池塘，当你不经意地向平静的水面扔进一块石头时，被激动的水面会产生一圈圈不断向外扩展的涟漪，见图5－2，此连续传递的波汶由强到弱，逐渐平息。自然，涟漪的大小跟你扔进石头的大小有关、传递的圈多远有关。图5－3产量变化示意图图5－4压力变化示意图把我们的测试原理与上述过程相比较，会得出一个近似的概念，平静的池塘就相当于未被激动的地层，所扔石头的大小取决于我们控制的测试压差，而不断向外扩展的涟漪就如地层中压力波的传导一样。当然，水面上不断向外扩展的涟漪和地层中压力波的传导，在遇到其它的涟漪或障碍物时都会向激动原点“反射”，传递波及障碍物的信息。我们“观察”和分析这些激动和反射信号，进而探究出地层的内幕特征。这些激动和反射信号，主要为通常所说的“压降”或“压恢”资料，见图5－3和5－4。－601－ 二、测试方式选择地层测试方法是唯一了解地层动态（流动）特性的一种手段，具体了解地层的不同特性可采用不同的测试方式。1.了解单井地层特性1）压力恢复：油井开井生产一段时间后，突然关井，测量关井后井底关井压力随时间的变化；2）压力降落：油井以定流量生产，随着井底压力的不断降低，记录井底流动压力随时间的变化。2.确定两井或区域间连通的地层特性1）干扰测试：主要目的是确定井间的连通性。A井（激动井）给出一个信号，观察B井的压力反应，并记录B井的压力变化信息，分析、判断A、B两井是否处在同一水动力系统中；2）脉冲测试：A井（激动井）产量以多个脉冲的形式改变，记录B井（观察井）的压力变化信息。一般说来，围绕着地质目的的实现，可优化选择不同的测试方式及测试工艺，以适应勘探开发中不同类型井测试的需要。适用于一井多层，逐层上返测试的跨隔－测试－射孔联作工艺，在被测试层段下部有已射开井段，测试时不需要先下桥塞封隔已射开层，而直接应用此工艺进行测试，一次下钻可同时完成临时封隔、射孔、测试三项作业，减少了作业环节，节约了隔层封隔施工费用，缩短了试油周期。适用于易出砂、含H2S的高压高产地层测试的APR＋TCP联作工艺，该工艺在不动管柱情况下实现射孔与井下开关井操作，为安全施工提供了可靠保证。现有的测试新工艺技术还很多，如SG试井工具、大跨距分级射孔技术等。三、测试分析计算中参数来源地层测试资料的分析所需要的井和油藏常用的参数来源见表5－2。对以下参数，每个油藏工作者应有一概要认识。主要有：1）有效渗透率K在多相存在的实际系统中，某一相在地层中流动的平均有效能力，称之为流相（油、气或水）的渗透率，单位是二次方微米，μm2。油相渗透率可分为以下几个数量级：致密地层<1×10－3μm2；低渗（1－10）×10－3μm2；正常（中等）（10－100）×10－3μm2；高渗（100－1000）×10－3μm2；超高渗>1000×10－3μm2。气相渗透率典型值一般尚需低一个数量级。－601－ 表5－2测试（试井）分析计算中常用参数来源参数符号来源主要参考渗透率K测试测井、岩芯孔隙度φ测井岩芯有效厚度H测井地质饱和度S测井岩芯产量q测试非自喷井参考抽汲地层压力Pi测试地层温度T测试粘度μPVT查表、计算体积系数BPVT查表、计算压缩系数CtPVT查表、计算油气比R测试、PVT生产资料压缩因子ZPVT查表、计算饱和压力PbPVT查表、计算2）有效孔隙度φ岩石中连通孔隙体积与总体积之比。无因次量，以小数表示。典型值分为以下几个数量级：低孔地层<0.1；一般偏低0.1～0.15；正常0.15～0.3。3）系统总压缩率Ct单位为压力的倒数，MPa－1。表征式：Ct=SoCo+SgCg+Sw+Cw+Cf油、气、水层的典型值分别为：Co——10－3MPa－1；Cw——10－4MPa－1；Cg——10－2MPa－1。4）粘度μ地层条件下的流体粘度，单位为mPa·s。油、气的典型值分别为：μo——1～5mPa·s；μg——10－2mPa·s。四、地层测试（试井）设计测试设计是确保工艺成功和地层信息全面录取的必要程序，它是依据地层渗流条件和地质录取资料目的编制而成。－601－ 1.测试设计的主要内容地层测试设计是指导测试施工的基础和主要依据。设计一个井层测试施工的主要内容包括：测试工艺类型和目的要求。一般情况下，测试设计主要包括以下几个部分：1）测试井的基础数据及井的基本情况介绍。2）测试（试井）目的与资料录取要求。该部分要明确测试（试井）设计的原则、目的，录取资料的要求，开关井时间的设计。下入电子压力计录取资料时，应根据试井要求进行开关井期理论曲线模拟，明确达到地质目的（求取参数，探测边界等）的开关井时间及各个阶段的采点要求。3）测试施工工艺的设计原则及井筒要求，设备配套及性能要求。该部分重点要明确对工具（仪器、仪表）配套及性能的要求，测试施工的方式及施工重点，测试工具的操作要点，主要工程施工参数的计算，以及对地面流程设备和计量的要求。4）根据施工井的不同工艺要求编制HSE安全计划。5）收集测试（试井）设计所需要的资料：（1）地层厚度：h，m；（2）测试井段：m；（3）预计地层压力：Pi，MPa；（4）预计地层温度：T，℃；（5）井筒半径：r，m；（6）估计渗透率：K，×10－3μm2；（7）孔隙度：φ；（8）估计表皮系数：S；（9）含油饱和度：So；（10）含水饱和度：Sw；（11）原油压缩系数：Co；（12）原油体积系数：B；（13）地下原油粘度：μ；（14）估算最大油水产量：q，m3；（15）估计最合适的Kh值；（16）估算到断层的距离：L，m；（17）水驱的存在；（18）钻井过程中泥浆漏失情况（19）测试同层与其它井的距离：L，m；（20）井的其它基础数据（构造位置、海拔高度、斜度等）2.测试压差的选择地层测试压差是指测试初始流动压差。从求取地层产能方面考虑，测试压差越大越有利于地层流体产出和诱喷，但压差过大不仅可能诱发地层大量出砂，而且可能导致工具刺漏或其它工种事故发生，所以工艺上常采用加测试液垫的方式控制测试压差，液垫的性质可以为水、泥浆等。测试压差值的大小通过调整液垫高度进行控制。（1）测试压差计算实践证明：射孔负压差计算方法在测试压差选值计算中具良好的应用效果，不仅满足DST＋PCT联作工艺中射孔测试负压差计算，而且它适用于常规测试压差的选值计算。1）根据产层渗透率，确定保证射孔孔眼完全清洁，并能去掉周围射孔压实带中的伤害物质所需的最小负压差（ΔPmin）。ΔPmin（oil）=2.17/Ka0.3ΔPmin（gas）=0.017/Ka条件：Ka＜×10－3μ2；－601－ ΔPmin（gas）=4.97/Ka0.18条件：Ka＞×10－3μ2；式中Ka——产层岩心渗透率，10－3μ2；ΔPmax——油井或气井射孔最小负压差，MPa。2）依据相邻泥岩声波时差，确定保证孔眼稳定产出且不出砂允许最大负压差值（ΔPmin）ΔPmax（oil）=24.132－0.03994（ΔTas）ΔPmax（ags）=33.095－0.05244（ΔTas）式中ΔPmax——射孔允许最大压差，MPa；ΔTas——声波时差，μs/m。（2）测试压差选值原则测试压差（ΔPSR）主要根据储层岩性、固结程度和声波时差（ΔTas）来确定。1）对于相邻泥岩ΔTas＜250μs/m的固结砂岩或灰岩、白云岩等。ΔTas＝ΔPmax2）对于相邻泥岩250μs/m≤ΔTas≤295μs/m的固结砂岩。ΔPSR=0.8ΔPmax＋0.2ΔPmin3）对于相邻泥岩ΔTas≥295μs/m的出砂史、岩石胶结以钙质为主的砂岩层。ΔPSR=0.6ΔPmax＋0.4ΔPmim4）对于有出砂史、邻近泥岩ΔPSR≥295μs/m、胶结类型以泥质为主的砂岩层。ΔPSR=0.4ΔPmax＋0.6ΔPmin3.测试工作制度的选择测试工作制度选择首先根据测试井类型和测试地质目的确定开、关井工作制度，然后根据开关井工作制度，依据地层渗流条件设计相应的开、关时间。（1）测试开、关井工作制度的选择原则1）中途裸眼测试，由于井眼稳定条件差，从安全角度考虑一般测试周期不超过8h，在井筒条件好的情况下，不超过12h。多以求取产能、液性、地层压力和井筒完善状况为主要测试目的，故多采用一开一关工作制度。若座封位置在套管内而测试裸眼段时，可采用二开二关工作制度，测试时间还可相应延长。2）完井套管测试，不受井筒条件限制，可根据测试地质目的进行长时间和多次开关井工作制度，目前多采用二开二关工作制度；对于非自喷井为进一步落实地层流体液性，往往可配合人工助排作业（如三开或二开抽汲排液）；对于出砂严重的地层仍应选用一开一关工作制度，以免多次开、关井出现沉砂现象，影响井下工具性能。3）措施效果评价测试需根据增产措施类型和评价测试目的选择测试工作制度，但对压裂改造井仍需考虑防砂和出砂问题。（2）测试开、关井时间的确定测试开、关井时间的确定是测试设计的主要组成部分，也是设计的关键性参数，对于自喷井而言，开井时间越长，“压降漏斗”－601－ 波及范围越大，反映的储层地质信息越全面，成果越可靠；自喷井的开关时间确定可严格按照试井理论模拟方法进行设计。但非自喷井由于受自然流动举升条件和测试管柱容积的限制，不具备过长时间开井稳定流动条件，开井时间过长将出现流动自然停止现象（自然关井）或导致关井压力恢复资料失真、丢失。因此，非自喷井测试设计中第二次开井时间合理设计是开、关井时间设计的关键环节。图5－5常规DST测试示意图1）非自喷井开井时间计算方法：根据非自喷井开井时间对测试资料录取影响因素分析，在设计基础参数分析和产能预测分析基础上，推荐下列计算公式用于开井时间的计算，公式中参数的物理意义如图5－5所示。（5－1）（5－2）式中pi——地层压力；tp2——二开流动时间，min；tp1——初开流动时间，min；pc2——二开流动末压力，MPa；pB1——初开井流动初始压力，MPa；Vu——管柱容积，L／m；ρ——流体密度，g/cm3；q——非自喷测试层平均产量，m3；J——产液指数（预测）；Δ——地层平均压力。2）不同渗流条件下开、关井时间确定原则：①开井时间，见表5－3。②关井时间推荐值，见表5－4。③特殊类型井测试开关井时间确定原则：中途裸眼测试一般在允许最大测试时间内（8h），建议开井时间不少于3h－601－ ，以保证地层真实产能和液性资料的获取。表5－3非自喷井常规DST测试二开时间计算公式类型流动系数×10－3μm2·m/(mPa·s)末点压力pc2MPa二次开井时间tp2min对应产量qm3非自喷井＜11/5Δpr+pB1q=J×0.9（pi－pB1）1～101/3Δpr+pB1q=J×（pi－pB1）10～50pi－5.0q=J×0.5（pi－pB1+5.0）＞50pi－5.0建议人工助排－自喷井－－试井理论模拟手段确定－注：Δpr为初始流动压差；Vu为测试管柱容积。表5－4关井时间推荐值类型流动系数×10－3μm2·m/(mPa·s)初关井终关井设计关井时间值min径向流原始点范围min开井时间影响补充值min设计关井时间推荐值min非自喷井＜1500～400900～6003tp22000+3tp2,1600+3tp21～10400～240450～2702tp21600+2tp2,1200+2tp210～50240～180200～2901tp21200+tp2,800+tp2＞50≤180＜2000.5tp2800+0.5tp2自喷井－试井理论模拟手段确定试井理论模拟手段分析－试井理论模拟手段确定增产措施效果评价测试设计开井时间要大于2880min，以保证压裂或酸化措施有效范围内地层压降的充分形成，为关井压力恢复过程充分提示储层渗流特性创造条件。此类井的关井时间应通过理论模拟方式进行确定，通常关井时间需大于开井时间的3倍。实际在现场操作时，常根据地面泡泡头的气泡显示情况予以调整，常用的测试时间见表5－5。（3）气井开、关井时间的确定天然气测试不同于油井，影响因素较多，除工艺技术要求、安全措施要求外，应严格按气井测试规程实施。气井测试开、关井时间的确定，还应从测试目的、求产时间、是否需求出无阻流量和真实污染系数等方面考虑。1）气井求产要求：①为避免生产压差过大，导致地层出砂或形成水锥，防止水化物生成，应根据产量大小确定合适的生产压差，选择适当的产量形成合理的生产压降；②在气液比稳定之前，至少需要8h－601－ 左右的生产时间，所以产能测定应在气液比稳定后进行。表5－5地层测试常用时间表测试阶段测试时现场状况常用时间，min最少时间，min初流动地面泡泡头气泡显示强烈10（射孔联作15～20）3～5（射孔联作10～15）初关井24060～90二次开井1.气泡显示由强渐弱（经验判断）1802.气泡均匀，不强烈（经验判断）240或更长时间若有流平趋势提前关井，但至少不低于80～120min3.间喷间喷停前即关井4.地面产出油藏流体按规程求稳定产量960～1440终关井1.流动期气泡显示由强渐弱取二次开井时间的1.5倍流动期的1倍2.流动期气泡匀匀，不强烈取二次开井时间的3倍以上流动期的2.5倍3.流动期间喷取流动期的2.5倍流动期的2倍4.地面产出油藏流体取流动期的2倍流动期的1.5倍2）气井开、关井时间的确定：①选择足够长的生产时间，能扩大压力波及范围，取得完整的压力动态响应（从井筒－地层－外边界反应）；但勘探阶段受施工周期的限制，不允许过长时间的持续生产，同时也将造成能源的大量消耗。因此，气井开井生产时间的设计可根据地质要求，兼顾所能达到求参为目的而综合确定。一般天然气的弹性压缩、传导性要大于油和水，其最短生产时间应大于早期井筒储集过渡段影响时间tWS的3～5倍就基本能满足要求。②气井开、关井工作制度的选择，应从两方面考虑：一是工艺条件是否允许进行多次开关井；二是应明确多次开关井的目的。通常，若工艺条件能满足多次开关井的要求，为求取无阻流量（也可用单点法求取），及产能方程（经济评价所需），应按产能试井要求，求取三个不同工作制度下的稳定产量（等时或改进等时试井）。另一方面，由于气井流动测试过程中湍流效应的影响，一次开关井求得的是包括地层污染和湍流效应在内的拟表皮。从这个意义上要求进行多次开关井，并由多个S＇＝S＋Dq方程联立求解出真表皮S值。从以上两方面要求应采用多次开关井，开井时间依上述方案确定；关井时间的确定原则是尺可能的长一些，考虑到气体的压缩性大，会影响续流的推迟，进而影响径向流动段的出现。因此，关井时间应大于开井生产时间的1.5～2倍，已基本能满足定量分析要求。第三节测试（试井）解释分析方法简介一、测试（试井）的内容及过程－601－ 从测试（试井）解释的理论上看，其内容及过程就是解决两个问题－正问题和反问题的过程。1.正问题（理论模型）给出一系列反应已知油藏系统的标准信息（图表公式、理论图版）建立已知油藏的物理、数学模型确定模型的解p（rD、CD、tD、S等）已知油藏系统的性质：p、K、T及流体性质等2.反问题（实际解释）确定未知油藏系统改变未知油藏系统的生产制度，最有效的激动地层。压力传播源、汇反映。输出一些反应未知油藏系统的信息，如q、p、T等将这些未知油藏信息与标准系统信息比较：Δp－Δt双对数正问题是从数学理论、油藏模型得到解及理论图版(数值解或解析解)。实际工作中，只是解决反问题的过程，也就是最大限度地利用现有测试手段（工具、仪表等），求取准确的未知油藏系统的信息。3.系统解释过程实际操作时，我们把油藏看作一个未知系统S，设计多次开关井，不断地激动地层，“观察”地层的吞吐能力；即导压、导流能力如何。将测得的未知系统S的压力反映作各种特征识别、模型诊断图件，目的在于寻找一个与未知系统S特性相近的系统模型Σ。所测量的输出信号为O′：I→S→O′，输出O′近似于原输出信号O。一旦找到相近的系统模型Σ，再调整系统模型Σ的参数值，使得O′=O；即使：O′=I×Σ换句话说，就是由模型Σ求解ΔP=f(kh，S，C等)，并调整Kh，S，C等，使得O′=I×Σ=O。这样就由未知系统S测量输出信号O，变成了由已知系统Σ计算输出信号O′。实际解释过程中，若：特征识别图（半对数、双对数诊断、直角坐标图等）、模型曲线匹配图（双对数图、压力史拟合图等）和非线性回归图（直角、半对数、双对数图等）均能得出相同的结果，则说明从模型诊断、识别到模型检验是正确的，得出结果也是唯一的。二、常规分析方法——半对数分析方法常规试井分析可用于等产量或变产量的压降测试更多的是用于压力恢复测试。现场常用的半对数分析法包括霍纳法、MDH法和麦斯凯特法。1.分析方法简介在解正问题时，首先建立：（1）物理模型假设条件为1）地层均质、等厚、无限大；2）流体微可压缩；3）岩石弹性压缩符合虎克定律；4）开井前P→Pi（井筒外各处）；5）开井后产量恒定。（2）数学模型－601－ 基本微分方程：定解条件：初始p（r，t）＝Pi；内边界q（rw，t）=C（常数）解正问题的数学模型是将上述模型经过变换求解，利用叠加原理得到霍纳关系式。根据压降方程，导出恢复方程：（5－3）式中：pws——关井恢复压力，MPa；Δt——关井时间，h；tP——生产时间，h；在产量不稳定情况下，tP应采用折算生产时间。2.应用条件及扩展1）折算生产时间式中：Np——生产期累计产量，m3；q——关井前的稳定产量，m3/d。2）在解反问题时，将实际测得的p、q等经过变换：图5－6霍纳曲线示意图图5－7压力恢复各流动阶段示意图作半对数曲线图，见图5－6，5－7，从曲线上可得外推压力pi和直线斜率m（径向流动段），由直线斜率m可求出Kh、K、S等值：（5－4）－601－ （5－5）当tp≥1时，上式可简化为：（5－6）3）用作图法确定原始地层压力pi将中期段直线外推：当Δt→∞时，，此时，pws（Δt→∞）＝pi；若tp不太大时，p＊=pi(由中期外推)若具晚期边界反应时，p＊≠pi，p＊为计算的转换压力，且大于0。若tp≥Δt时：（tp+Δt）≈tp，则在Δpws～lgΔt图上为一直线（从MDH法）。此时，pws＝pws（Δt）－pws（tp）（5－7）4）计算断层距离d如果测试井附近有线性断层，晚期的曲线特征在半对数分析图中呈第二条直线段，两直线斜率的比为2：1，见图5－8，则也可由两直线交点所对应的Δtx值计算测试井到断层的距离，见式5－8。（5－8）5）改进的麦斯凯特法当关井时间Δt足够长时，作关系曲线，见图5－9。先假定一个（可用霍纳中期外推压力）试凑出正确的，计算出地层参数和泄油区供油体积。三、现代分析方法——双对数分析方法1.分析方法简介现代分析方法是指压力数据的双对数和导数分析方法。（1）双对数分析方法在解正问题时，建立与常规分析方法相同的数学物理模型，参变量用无因次变量表示：－601－ 图5－8断层在MDH曲线上的反应图5－9改进的麦斯凯特法曲线示意图初始条件：pD（rD，t＝0）＝pi内边界条件：以上为均质模型定解条件，若选取的变量即给定的条件不同，则得到的图版也不一样，如均质、非均质、垂直裂缝、水平井等。解以上正问题的数学模型，其解法：1）解析解（数学）：由拉氏变换→反演→拉氏逆变换→求数值积分（付氏积分）；2）数值法（迭代求解）：有限差分（网格方法）、有限元方法。在解反问题时，将实测的Δp－Δt数据作出双对数图。再与理论图版相拟合，找出一条最佳拟合曲线的CDe2s值（格林卡登图版），再由拟合值计算出kh/μ、K、S等值。由理论图版拟合得：－601－ （2）压力的导数分析方法（均质）1）在井筒储存早期阶段：导数曲线：双对数曲线：，早期段导数曲线与压力的双对数曲线重合，呈45°的斜率直线。2）在径向流动段：导数曲线：双对数曲线：导数曲线为一水平直线段，或称0.5线，见图5－10。3）实际解释时：图5－10导数（布德）图版拟合示意图图5－11压力的双对数和导数图版拟合示意图将采用压力双对数和导数曲线的复合图版，见图5－11。对压降数据，画出以实测的(差商)与t的乘积；即Δp′*t－t的实测曲线，然后与解释图版拟合。对恢复数据，则以为纵坐标，Δt为横坐标，画出实测压力恢复曲线，并与解释图版拟合，再由拟合值求取参数。－601－ 2.用压降解释图版进行恢复分析的误差用恢复资料拟合压降典型曲线是有误差的。对关井压力的恢复情形：由（5－7）式，Δp=（5－9）对压降测试情形：（5－10）显然，在生产时间t和关井时间Δt相同的时刻，压力恢复值Δpws(Δt)与压降Δpwf(t)不相等，而存在下式：（5－11）由（5－9）式得知：第一，压力恢复曲线与压降曲线不一样；第二，压力恢复曲线的形态与关井前生产多长时间有关。因此，我们无法作出适用于关井前生产时间各不相同的压力恢复解释图版。那么，压降图版能不能用来进行压力恢复分析呢？回答是肯定的，需作校正处理。（1）讨论误差1）第一种情形：当tp》Δt时，；即压力恢复Δt小时的压力值与压降值相等，可用压降图版解释恢复数据。只需将压降分析中的压差变成：即把生产时间t换成关井时间Δt就可以了。2）第二种情形：当tp》Δt不成立，压力恢复曲线与压降典型曲线不能完全拟合。见图5－12。当Δt较小时（关井时间短），tp》Δt成立，压力恢复早期段能拟合。当Δt逐渐增大，则tp》Δt不成立，Δpws(Δt)<Δpwf（t），压降典型曲线在恢复曲线之上。当tp越短，恢复曲线向下偏离的就越早，偏差就越大，见图5－13。拟合时，若tp较小，应选择实测恢复曲线上方的典型压降曲线进行拟合。－601－ 图5－12压力恢复和压降曲线对比图图5－13关井前生产时间tp对图版拟合的影响当，表明用作拟合的典型曲线是正确的，反之，不正确，应重新选择。（2）误差校正1）式（5－11）说明了压力恢复值与压降之间的差异：将每一个压力恢复数据都加上相应的值，用这些校正后的压力恢复数据，可与压降典型曲线完全拟合。我们用布德图版（见图5－10）进行恢复分析时，用曲线代替曲线，实质上就是进行了这种校正。（2）当Δt》tp时，tp+Δt≈Δt，式（5－9）可简化成：则有：－601－ 由上式可知；当Δt》tp时，pws(Δt)→pi，关井井底压力趋近于原始压力；当Δt》tp时，Δpws≈Δpwf（tp），压力恢复压差再大也莫过于关井前的压降值，见图5－12。四、地层测试资料的录取与整理数据准备初拟合划分流动阶段特种识别曲线分析计算参数计算结果相符否终拟合（双对数分析）计算参数模拟检验（双对数、无因次霍纳压力史）能否拟合结束不相符相符能拟合1.一般解释程序框图图5－14测试（试井）解释程序框图2.解释程序（1）资料准备——资料验收和录取1）地层测试资料验收项目：①施工前地质、工程设计；－601－ ②现场测试报告；③实测压力卡片（电子压力计数据）；④现场施工总结报告；⑤地面流程计量报告。2）地层测试资料录取项目：静态资料：测试深度、厚度h（有效）、孔隙度φ等值；构造情况、储层岩性及含油气性；了解电测解释结果：φ、K、So、Sw等；动态资料：压力卡片鉴别（是否合格）、电子压力计数据回放检验；测试回收或地面自喷流量记录；井下取样、地面放样记录；工具及仪表下井深度；测试开关井时间记录；流体分析资料：包括压井液、水垫、回收液等，并观察颜色；流体的高压物性分析（PVT）：B、μ、Co、Ct等。按录取项目分：①测试井的基本数据，包括：井位、井深、井身结构、测试井段、测试层位、测试层厚度、测试层岩性、测井解释结果、录井油气显示、座封位置；②下井测试管柱数据包括：测试类型、座封类型、下井工具的规范（名称、规格、内外径、长度、预计下入深度）、井底油嘴尺寸；③压井液数据包括：压井液类型、密度、粘度、失水、含砂、电阻率、氯根含量；④测试时地面记录数据包括：座封时间、各次开关井时间、解封时间、地面油嘴尺寸、井口压力、地面产出流体类型、产出流体数量、测试期间地面显示描述；⑤放样数据包括：放样地点、取样器压力、油样量、天然气样量、水样量、钻井液量、油气比；⑥管柱内回收液数据包括：液面总高度、纯液面高度、流体类型、液体数量；⑦下井仪器数据包括：压力计型号、压力计编号、量程、下入深度、标明内或外压力计、时钟量程及走速、温度计量程、实测最高温度、初静液柱压力、初流动始点压力、初流末点压力、初关井压力、终流动始点压力、终流动末点压力、终关井压力、终静液柱压力；⑧取样常规分析数据包括：a.油分析数据、密度、粘度、凝固点、含水、含蜡、胶质+沥青质含量、含硫、初馏点、馏份；b.天然气分析数据：密度、组份及百分含量、临界温度、临界压力；c.地层水分析数据：密度、PH值、六项离子及碘、硼离子含量、总矿化度、水型；⑨取样器录取PVT分析数据包括：－601－ a.原油：饱和压力、地层原油粘度、体积系数、压缩系数、溶解系数、地层原油密度、原始油气比；b.天然气：密度、粘度、体积系数、压缩系数、气体偏差因子；c.地层水：密度、粘度、体积系数、压缩系数。（2）压力卡片分割及数据采集测试结束后，现场测试人员根据现场录取和收集的各项资料，详细、齐全、准确地填写施工总结和现场测试报告，并在所有下井测试卡片中选择记录曲线完整、清晰并真实反映测试层压力动态的压力卡片，分别量出各基本点（特殊点）的压力矩，按所用压力计校验值计算出相应的压力值。目前使用的J－200压力计是将井下测试的压力动态信息记录在一张6×7in(152.4×177.8mm)大小的铜金属铂片上。为了进行压力动态分析，必须将卡片上的记录曲线（动态轨迹）点转换成相应的时间和压力数据（采用机械、半自动读卡仪）。1）时间距转换成时间：图5－15压力卡片的分割示意图首先将卡片各个流动、关井期进行分段化分。卡片上X轴代表时间，Y轴代表压力。用读卡仪读卡（压力卡片分割），就是将不同X轴距离和对应Y轴距离的测压曲线点阅读出来，经计算就可得到一系列随时间变化的压力曲线数据。∵时钟实际走速=卡片总距离/记录总时间→，这样由卡片上量取的时间距θ1（长度量纲），得到相应的时间，见图5－15。2）压力距转换压力值：有了压力距D1值，就可以将对应点的压力计算出来：p1=MD1±A式中p1——第i点的压力，MPa；M——校验曲线的斜率，MPa/mm；Di－第i点的压力距，mm；A——校验曲线的截距，MPa。3）举例说明压力计算方法：xx井测试实测温度为65℃，所用压力计型号为J－200型，编号为1021－H；该压力计室内校验在60℃温度下的斜率为0.35839MPa/mm；校验温度为60℃，实测温度为65℃，60－601－ ℃～90℃温度校验系数为0.000135MPa/mm/℃，曲线截距A为0.21131MPa。在实测数据中一般不可能正好是60℃或90℃，但是在这个温度范围内，斜率M应按下式计算；M=M校温+（t校－t实）×δ式中M校温——校验温度下的斜率，MPa/mm；t校——校验温度，℃；t实——实测温度，℃；δ——温度校验系数，MPa/mm/℃。故本例的M为：M=0.35839+（60℃－65℃）×0.000135=0.357715MPa/mm然后分别量出曲线上各点到压力基线的垂直位移D，再按压力计算式计算每点的压力值。如B1点到基线的压力距离7.62mm，则B1点压力为：在计算实测M值时应注意：①根据实测温度值，选择与校验系数表中温度最接近的M校温计算实际温度的M值；②温度系数应选取包含实测温度范围内的温度系数。4）校验时钟运转情况：根据时钟理论参数，可检查时钟动转情况，一般实测值与理论值相差±0.5％。表5－6时钟行距表时钟序列h/圈in/hin/min24h2.252.60.043348h4.51.30.021696h9.00.650.0108图5－16典型压力恢复曲线形状在进行压力卡片分割前，先用总行程除以总时间，或分流动、关井段分别计算时钟走速，再与标准走速比较。除表5－6中时钟序列外，还有192h的长时钟。若走速误差较大时，应找出误差原因。（3）诊断分析在Δp－Δt的双对数曲线图上，各种不同类型油藏、边界反映，及它们在各个不同的流动阶段，均有不同的形状特征。因此，我们可以通过双对数和导数曲线分析判断某些油藏类型、边界特征，并且区分各个不同的流动阶段。见图5－16、5－17、5－18。1）早期阶段：－601－ 均质、非均质性地层：诊断曲线为早期单位斜率直线，特征曲线为直角座标的分析曲线。①早期段；②过渡段；③径向流动段；④晚期段图5－17压力恢复双对数曲线图5－18均质油藏压力导数曲线示意图特征：早期资料是斜率为1的双对数曲线，即45°线就是井筒储存的诊断曲线，这个阶段Δp与Δt成正比，是一条过原点的直线，见图5－19、5－20。可用早期斜率计算，m为直线斜率。图5－19纯井筒储存的诊断曲线图5－20纯井筒储存的特征曲线垂直裂缝地层：无限导流垂直裂缝早期m=1/2，见图5－21，5－22。图5－21无限导流垂直裂缝井诊断曲线图5－22无限导流垂直裂缝井特征曲线－601－ 有限导流垂直裂缝早期m=1/4，见图5－23，5－24。2）径向流动段：图5－23有限导流垂直裂缝井诊断曲线图5－24有限导流垂直裂缝井特征曲线诊断采用双对数曲线，特征直线是指霍纳或从MDH的曲线分析。这一阶段“压降漏斗”径向地向外扩大，但尚未到达油藏的任何边界，流动状态与无限大地层径向流动毫无两样，见图5－25、5－26、5－27、5－28、5－29、5－30。图5－25均质油藏径向流动阶段双对数曲线图5－26非均质径向流动阶段双对数曲线图5－27非均质双孔隙拟稳图5－28非均质双孔隙拟稳定流定流导数曲线第一径向流的导数曲线－601－ 特征直线分析：图5－29非均质双孔隙不稳定图5－30非均质双孔隙不稳定流未达径向流导数曲线流即进入整个系统的导数曲线均质油藏的径向流动段特征分析是指霍纳曲线上的半对数外推直线，无外边界影响时为pi；若有外边界影响时，径向流动段外推直线斜率为m*，压力为p*。非均质油藏的径向流动段特征分析较复杂，原因是第一、三阶段的缺失或认定（识别），尤其是第三阶段缺失或与边界影响阶段的区分。图5－31第一阶段进入径向流动的曲线特征第一种情形见图5－31：图5－32仅第三阶段达到径向流动的曲线特征第二种情形见图5－32：－601－ 第三种情形见图5－33：3）晚期阶段（外边界反映阶段）：图5－33第一、三阶段均未达到径向流动的曲线特征图5－34导数曲线上kh/µ的非均质性反映图5－35导数曲线上封闭和恒压边界的反映图5－36导数曲线上非渗透性边界的反映图晚期阶段导数曲线上的非均质性反映、非渗透性边界反映、封闭和恒压边界的反映分别见图5－34、5－35、5－36。－601－ 图5－37雷米均质拟合图版示意图就早、中晚三个阶段的诊断分析而言，仅展示了双对数诊断和特征分析图，其理论方法可参看有关的参考书。4）诊断分析简要步骤：作实测（Δp=pwsΔt）－pws（Δt=0）与关井Δt的双对数曲线，与压降典型曲线初拟合，见图5－37。再由半对数直线斜率和拟合点值计算地层参数：（4）绘制半对数分析图在经过诊断分析之后(确定模型之后)，作图。由图上的斜率m计算压力拟合点、地层参数。并由m值的大小判断Kh值的大小。（5）细拟合分析（模拟检验）在单、双对数分析之后，再通过双对数拟合图、无因次霍纳图（或叠加图）和压力史模拟图相互验证，直到曲线达到最佳拟合状态，最后再比较计算结果，见图5－38、5－39、5－40、5－41。所谓无因次霍纳曲线，即的关系曲线。可以证明：－601－ 图5－38无因次霍纳曲线拟合示意图图5－39推算pi值不对时，曲线不重合图5－40选用错误模型，两曲线相交图5－41压力历史拟合示意图因此，的关系曲线（实测曲线）应与无因次霍纳曲线完全重合。当Δt很大时，晚期斜率为1.151的直线。（6）计算结果对比分析半对数计算结果与双对数计算结果进行对比，各项参数相差在10％以内。（7）综合评价成果报告将以上计算结果，结合地质资料、电测资料、油气水分析资料等，对油层类型、产液性质、污染程度、导压导流能力等作出评估；并对测试工艺、下步增改措施提出设想和建议。五、测试（试井）资料解释实例本节主要介绍一个解释分析计算实例，并通过三个油田实例介绍测试（试井）资料在断块油藏早期评价、动储量计算和探边测试资料的应用。1.解释分析实例表5－7中所列是某井实测压力恢复数据（为节省篇幅，只列出部分数据），需求出地层参数。其它有关数据如下：－601－ tp=15.33h；q=27.7m3/d；h=32.6m；rw=0.0884mB=1.06；μ=2.5mPa.s；Ct=6.0926×10－4MPa－1；Ф=0.25。（1）初拟合1）计算压差：，见表5－7。2）在同一张双对数坐标纸上，画出Δp－Δt曲线（图5－42中的园点“·”线）和的导数曲线（图5－42中的“×”线），并分别与复合图版中的压力和导数图版相拟合。得到纯井筒储存阶段终止的大致时间为0.072h，径向流动阶段开始的大致时间为20h。表5－7某井实测压力恢复数据计算表ΔthpwsMPaΔpwsMPaΔ(Δpws)MPaΔ(Δt)hΔ(Δpws)/Δ(Δt)MPa/h(tp+Δt)/tpMPa021.280.00416721.3090.0290.0290.0041676.95941.00030.029010.00833321.3310.0510.0220.0041675.27961.00050.04402┋┋┋┋┋┋┋┋6.00026.4575.1770.0180.250.0721.39140.601116.0026.6005.3200.0050.750.00672.04370.218030.0026.6535.3730.0031.50.0022.95690.1774图5－42实测曲线与理论复合图版的拟合（2）特征直线分析：图5－43、图5－44分别是纯井筒储存阶段和径向流动阶段的特征直线，它们的斜率分别是5.5MPa/h和0.4524MPa/cycle；外推压力p＊=26.74MPa，计算各参数如下：－601－ 图5－43纯井筒储存阶段的特征曲线图5－44霍纳曲线分析图双对数压力拟合：（3）终拟合分析：拟合结果见图5－42，各拟合值为：由此得：－601－ （4）结果一致性检验：由图版拟合分析和特征直线分析所得到的结果基本一致，见表5－8。表5－8图版拟合和特征直线分析结果对比表K，μm2C，m3/MPaS图版拟合分析(双对数)特征直线分析(半对数)0.010780.010560.22720.22248.17.42.赵57井断块油藏早期评价赵57井是冀中坳陷晋县凹陷赵县鼻状构造南翼上的一口预探井。该构造发育了两组掉向相反的NW向断层，NW与NE向断层相互切割，形成了一系列北抬南倾的断块圈闭。（1）赵57井测试(试井)资料早期分析与评价：1）概况对赵57井Es4+k1段39，41，43号层分别进行完井常规测试后（见表5－9），为确定储层及边界性质，又对该井39，41，43号层合试，进行了直读式探边测试。试井探边测试前试采18d，累计采油419.9t。表5－9赵57井试油成果表层号测试井段m厚度m日产量m3/d每米产油指数m3/d/MPa·m千米产能m3/d流度10－3μm2/mPa·s渗透率10－3μm2表皮系数边界距离m备注油气392129.0－2135.06.042.673954.1325.292.5111－3.5480～2015mm油嘴放喷求产412166.0－2170.04.022.470.532.1110.512.136.7833非自喷流压折产432213.0－2219.06.00.002(产水)干层－601－ 本次试井周期42d，其中GRC地面直读式电子压力计下至2100m井深测流压6d，关井测压力恢复36d。试井期间的产能数据见表5－10。该井地面原油性质好，具有密度较小（20℃密度0.8765kg/m3）、粘度低（50℃粘度4.3mPa·s）、凝固点较低（14℃）的特点，属轻质稀油。据表5－10中产能数据分析，该井沙四+孔一段属中等渗透率、中等流度、中等产能的储层范畴。表5－10赵57井试井产能成果表层号4mm油嘴平均日产量，m3/d平均流压MPa生产压差MPa产油指数m3/d/MPa每米产油指数m3/d/（MPa·m）千米产能m3/d流度×10－3μm2/（mPa·s）渗透率×10－3μm2油气39、4114.7326.518.712.475.950.65.8643.4852.182）赵57井Es4+k1段纵向上物性差异大，综合反映为双渗透性油藏类型：①赵57井实例压力历史见图5－45，动态曲线见图5－46，5―47，5―48。由压力恢复数据的双对数诊断图分析见图5－46，早期45°线井筒储集阶段后；是高渗透层（39号层）流动反映的过渡段，在高渗透层反映段之后导数曲线明显有一下凹段，综合反映多层的双渗特性，其掩盖了总体径向流动段的出现，最后双对数－导数曲线呈近似平行状上翘，总体反映井受夹角断层边界（斜率近似为0.5）和通道型边界（即组合U型边界）的影响（0.5斜率的线性流），多层合试的实测曲线反映为双渗透性（层间无越流）油藏类型。图5－59赵57井实测压力历史图图5－60赵57井双对数诊断图②纵向上层与层之间物性差异大。由电性资料分析：2128.8～2284.0m井段在电性上视电阻率为”块状”、”刺刀状”高阻及特高阻夹少量中阻，阻值在2～178Ω.m，自然电位呈”钟乳状”异常。静态资料反映储层之间物性差异大。③储层动态物性参数也表明层与层之间的差异，导致了双渗特征的出现，各层动态物性参数见表5－11。－601－ 图5－61赵57井双对数拟合图图5－62赵57井无因次叠加检验图表5－11赵57井储层参数表层号井段m厚度m千米产能m3/d渗透率，×10－3μm2测井DST测试392129.0－2135.06.025.2272.27111412166.0－2170.04.02.1116.712.13432213.0－2219.06.0干层0.29干层表5－11中39号层千米产能是41号层的12倍，测井渗透率是41号层的13.6倍，测试渗透率是41号层的9.2倍。43号层测试为干层，39号层测井渗透率是43号层的784倍。这些表明39号层与41、43号层之间有形成双渗系统特征的先决条件。从曲线拟合效果及参数结果反映选用该油藏模型是正确的。3）赵57井Es4+K1段整体表现为较好的储层，见表5－12。表5－12赵57井测试解释成果表流动系数×10－3μm2·m/（mPa·s）产能系数×10－3μm2·m渗透率×10－3μm2流度×10－3μm2/（mPa·s）表皮系数堵塞比储能比流度比控制半径m边界距离，mL1L2L3434.82521.7852.1843.48－1.190.990.080.9971087126337401表5－12表明该井Es4+k1段具有较好的流动条件，整体为中等渗透性、中等流度储层，这是该井自喷的基础。油层无污染，不需进行措施改造。4）赵57井Es4+k1段储层受多重非封闭性边界的影响：图5－49赵57井Y函数曲线图测试结果表明存在三条断层边界，两条NE向断层距离，分别为126m、337m；与另一条NW向断层距离为401m。NW向和NE向夹角断层对该井Es4+k1段油藏具有封堵性。经Y函数分析（见图5－49），Y函数曲线呈45°－601－ 降落的平行直线组，两直线间（45°）有短暂的过渡，证实受到组合U型边界的影响。探边试井结果与静态资料是吻合的。5）能量评价与预测：双对数模拟地层压力21.18MPa(测点2100m)，地层压力系数1.028，折算至油层中部（2105m）地层压力21.68MPa，为一常压油藏。该油藏在试采及试井期间，已表现出明显的能量递减趋势。具体表现为饱和压力低（最大11.8MPa），地饱压差（9.38MPa）大于生产压差（2.47MPa）。其次是该断块油藏受三个方向的三条断层封堵，外缘供给源狭长、距离远，致使能量补充缓慢。根据赵57井的探边试井结果，在有限的试井探边时间内未探测到油水边界，应在其构造的较低部位部署详探井，追踪Es4+k1段油层，弄清其外缘(水边界)的供给范围。（2）应用分析1）赵57井获自喷高产油流后，又在赵57井构造低部位实施钻探了评价井赵112井。钻井过程中在Es4+k1段见到好的显示。完钻后对24号层（厚度18m）进行射孔联作测试，获自喷油流，4.76mm油咀稳定日产油23.7m3，千米产能5.38m3/d，地层压力23.41MPa，地层压力系数1.02。测试动态资料反映为双渗透油藏类型（多层合试），原油性质较好，为轻质稀油。赵112井测试结果和赵57井基本一致。说明该断块Es4+K1段油藏是连片分布的，进一步证实了赵57井探边试井结果的正确性。2）压力的双对数－导数曲线是判定油气藏边界特征极其重要的诊断工具，在晚期边界特征的分析中，要对照典型特征进行综合分析。3.文118井断块动储量计算文118井为冀中坳陷霸县凹陷文安斜坡文118井断块上的一口评价井。（1）试井简况：文118井测试地层为下第三系沙二段1984.60～1998.40m井段，3层厚13.8m，测井解释为油层。试井探边前累计试采54.33d，累计产纯油1058.97m3，乳化水13.59m3。探边测试采用APR工具携带两支存储式电子压力计入井，封隔器坐封于1972.53m，测试控制压差14.71MPa（清水垫）。试井流动测试7147min（119.12h），井下关井测压力恢复22013min（366.88h）。开井流动期间，6mm油咀地面求产，日产油18.15m3，对应平均生产压差3.44MPa。（2）试井设计目的与依据：1）目的：据试采情况，试井探边了解油藏边界距离和性质，为进一步确定储量计算地层参数，为滚动勘探开发和产能建设提供依据。2）设计参数：H=13.8m，rw=0.06213m，φ=23.62%，pi=18.20MPa，μo=9.5mPa·s，Bo=1.11，Ct=1.52×10－31/MPa，S=－0.64，C=1.33×10－3m3/MPa，K=285.59×10－3μm2。边界距离：L1=130m，L2=135m，L3=110m。－601－ 图5－50设计压力历史图设计参数多为估计值，尤其是边界距离，据构造图假设。3）要探测到边界，需开井4320min（72h），关井21600min（360h）。见设计结果，如图5－50、5－51、5－52。（3）试井成果：图5－51设计霍纳分析图图5－52设计均质油藏压力双对数和导数曲线图试井成果见表5－13，数据表明储层的流动条件中等，物性较好。动态曲线见图5－53、5－54、5－55、5－56、5－57、5－58。表5－13文118井试井成果表井段m厚度m流动系数Kh/μ×10－3μm3·m/（mPa·s)产能系数×10－3μm3·m有效渗透率×10－3μm3表皮系数堵塞比井筒储集系数m3/MPa探测半径m边界距离mL1L21984.60～1998.4013.863.14421.7730.56-0.570.961.13×10－3549.6034135.7图5－53实测压力历史图图5－54实测半对数（叠加）曲线图－601－ 图5－57实测无因次霍纳（叠加）检验图图5－58压力历史拟合图图5－55实测压力诊断分析图图5－56实测压力双对数和导数拟合图（4）计算单井控制动储量：1）在确定tpss之前，首先计算出：V（体积）、A（单储系数）、CA值（形状系数）：由压降曲线：m*=－4.406×10－3MPa/h，见图5－59。m=－0.748336MPa/cycle。由压差曲线：α2=－2.9×10－4MPa/min，见图5－60。代入各项参数计算出：V=2.3512×105m3；A=73852.58m3；CA=34.22。图5－59压降法曲线图图5－60压差法曲线图2）由文献中查得：tDA=0.06≈0.1－601－ 计算tpss：（tDA）pss=0.065≈0.1tpss《tp（119.12h），表明流动早已达到拟稳定流阶段。3）计算动储量N：由压降方法：按原油密度0.883kg/m3折算，文118井的不稳定试井方法计算的地质储量为18.95～16.02×104t。比容积法计算的结果（22×104t）要小。（5）应用分析图5－61压降理论计算模型1）用解析试井解释方法，模拟出的边界特征为单一的两条或三条边界影响本井，与构造图不符。后采用数字试井解释方法；即构造一个与实际地质模型（边界为组合夹角状）相近的夹角（楔形）边界进行数字反演计算（见图5－61），与实际动态曲线拟合的非常充分（见图5－56），且计算出的边界距离与构造图一致，相互验证了边界特征。2）文118井计算的动储量结果与容积法有误差，从动态方法本身的原因来看，主要是流压曲线波动的影响所致（见图5－59），其波动的原因是由于流动期间井口闸门铜套刺漏更换而引起的。赵57井和文118井的物性参数比较接近，但赵57井的流压曲线比文118井测得均匀；即产量要稳定的多。流压曲线的波动直接影响了外推直线斜率的准确性，最终影响储量的计算精度。3）从图5－53后期流压曲线的特征分析，流压曲线后期有微弱的定压边界迹象，且图5－69压力的双对数和导数曲线后期点的波动也说明了这一点。同时也表明本次试井即将探测到外缘的供给边界。另外，关井恢复数据后期边水的影响较弱（数据点少），也会影响压差法试凑平均地层压力的准确性，进而影响压差法计算储量的精度。4）文118井试井探边结果还说明，无论从试井设计曲线（见图5－50～5－52）、解析试井分析结果（见图5－53～5－56）和数值试井反演计算结果（见图5－61）都表现很好的一致性。这表明本次试井目的明确，先期设计参数选择比较合理，再加上有先进的数字试井分析手段，相互对比、相互验证的结果。－601－ 4.岔402井探边试井确定断块油藏边界形状岔402井断块位于冀中坳陷霸县凹陷岔河集构造带中段，断块受西、南方向断层控制，构造向东北方向倾没，平面呈三角形。预计含油面积0.5km2，主要含油层位为沙一段，油层厚度平均7.0m，单储系数12.0，预计地质储量42×104t。构造见图5－62。（1）试井简况：图5－62岔402井断块构造图岔402井是该断块上的一口评价井，试油射孔井段为第三系东一段1543.6～1557.0m，3层厚10.4m，砂岩储层，试油获自喷油流，试采1521h（63.4d），平均日产油37.1t，累计产油2310t。试井流动测试25.1h，地面关井测压力恢复180.3h。开井流动期间，6mm油嘴地面求产，日产油40.6m3，油气比123m3/m3，原油不含水，由流压梯度曲线和求产情况，可确定该层为纯油层，本次试井的主要目的是了解构造和边界特性。（2）试井成果：1）试井成果数据：试井成果见表5－11。由表5－14中参数说明，地层流动性好，孔隙发育，连通性好，为一高渗透率、高流度比、高产能的均质砂岩油藏。表5－14岔402井试井成果表井段m厚度m渗透率×10－3(μm2流度×10－3μm2/(mPa·s)表皮系数边界数目J边界距离m压力采油指数m3/d/MPa地层压力MPa平均流压MPa1543.6－1557.010.4545.43496.151.16255.6215.212.8911.8950.662）边界特征分析：半对数分析曲线（见图5－63）反映有两条直线斜率，二条直线的斜率近似成6倍关系。压力的双对数－导数曲线（见图5－64）晚期上翘，出现两个径向流动段直线。从定位角度分析，实测曲线与夹角断层边界的模式图极为相似，见图5－65、5－66。据斜率关系推测岔402井受－60°夹角断层的影响，计算井距夹角断层两边的距离分别为56m和215m。3）储量计算：根据试井探边结果，原预计含油面积缩小了0.16km2，为0.32km2。容积法计算地质储量为26.88×104t。－601－ 图5－63半对数分析图图5－64压力的双对数－导数拟合图图5－65均质尖劈形地层双对数图图5－66均质尖劈形地层单对数图（3）应用分析：1）岔402井试井探边成果确定了该井附近存在一呈60°的夹角断层，后经钻探岔76－5、76－7两口井证实(落空)：岔402井西和西南方向有一条断层与南部断层相交，形成60°的夹角断层。2）在试井探测半径320m范围内无边水反应，为低部位制定钻探方案提供了可靠依据，且实施在油藏探边范围内钻探的岔76－2、76－3、76－4三口井均获工业油流。3）后期小层对比结果，证实了试井探边推测的断层位置，进一步验证了试井成果的可靠性，见图5－67、图5－68地层剖面图。图5－67岔6－2井地层剖面图图8－68岔76－3井地层剖面图－601－ 六、国内外测试（试井）资料解释软件特点及研究现状1.地层测试（试井）资料评价方法现状随着我国测试技术的引进和发展，地层测试资料处理解释工作也在不断发展。由单一的常规解释方法（半对数方法），发展为以现代试井解释为代表的各种解释方法（双对数方法）。（1）理论模型的研究现状1）储层性质：均质、双孔、双渗、多重介质、多层介质、复合介质、低渗地层等；2）流体性质：单相油、两相（油水、油气、气水）、三相（油气水）、单相气体、凝析气、非牛顿流体等；3）井筒条件（内边界）：油井（井储、表皮、相再分布，变井储、变表皮）、气井（有积液）、措施井（酸化、压裂）；4）外边界：无限大、定压边界、封闭边界（各种形状）；5）井型：直井、生产井、注水井、水平井、斜井、丛式井。（2）理论模型解法的研究现状1）解析解法（数学反演方法）；2）数值解法（迭代方法）：差分法、有限元法、边界元法等；3）半解析方法：拉普拉斯变换法和数值反演法的综合应用。另外还用分形理论、小波理论等研究试井问题，即把数学上解决偏微分方程的理论用于解决试井工程问题。2.测试（试井）资料解释软件的特点测试（试井）解释软件是测试（试井）解释过程中很重要的工具，其关系到最终对油藏评价和认识的正确与否，关系到所提供解释参数的正确与否。因此，自引进测试技术以来，国内也先后引进了Flopetrol公司、ICT公司及美国SSI公司的试井解释软件；在一定程度上提高了资料解释的准确性，也带动了国内测试（试井）解释软件水平的迅速发展。国内试井软件研究始于1984年，到1987年几乎是在同期推出了三套软件。这些软件有石油院校自编的，或各油田自行开发的；其中有全面系统的解释分析软件，亦有针对某一个专题编制的：1）四院校试井解释软件（石油大学、西南石油学院、中国科技大学、大庆石油学院）；2）WTC试井解释软件（华北石油管理局油气井测试公司）；3）TATC试井解释软件（石油天然气总公司勘探开发研究院）。这些软件的研制为以后的试井解释软件发展打下了良好的基础。初步统计，目前国内所应用的试井解释软件有18套，具代表性的有11套，其中进口软件4套，国产软件7套。（1）进口软件目前国内引进的软件主要有：－601－ 美国SSI公司的WorkBench及INTERPRET软件；加拿大的Fekete公司的FAST软件；法国KAPPA公司的Saphir软件；英国EPS解释软件。1）美国SSI公司解释软件该软件的特点是理论模型多，主体模型及内外边界有：该软件的特点是：a.内边界条件：井筒储存和表皮效应；线源解；无限导流垂直裂缝；均匀流量垂直裂缝；有限导流垂直裂缝；均匀流量水平井；无限导流水平井。b.油藏模型：均质；双孔有限窜流（拟稳态）；双孔无限窜流（板状模型）；双孔无限窜流（球状模型）；双渗有限窜流；复合油藏；复合油藏双孔无限窜流（不稳态板状基质模型）；复合油藏双孔无限窜流（不稳定球状基质模型）；复合油藏双孔有限窜流（拟稳态）无越流多层油藏；c.外边界条件：无限大；单一边界；部分连通边界（渗透边界）；交叉边界（楔形或夹角边界）；平行边界（通道或渠形）；未打开矩形边界（部分完善）；封闭边界。美国SSI公司解释软件可以组合1000多个油藏模型类型，由于其模型多，因而适用面广。2）加拿大FAST解释软件－601－ 该软件可进行以下试井分析：气井敞喷流量测试；气井递减分析；油井常规分析；IPR曲线分析；注水井压降试井；气、油物性计算；试井设计。该软件的缺点是：油藏模型较少，差许多重要的模型。3）法国KAPPA公司的Saphir软件该软件除具备理论模型丰富、操作界面清晰、数据处理功能强、自动拟合速度快、输出图件编辑灵活等特点外，Saphir3.0版本软件增加了2维有限元数值试井解释新方法，为解析试井多解性判别、非对外称任意边界、渗流场变化等复杂试井资料解释提供了新的途径，特别是在动、静态地质资料综合评价方面有着十分重要的意义。Saphir软件是国内近几年引进数量较多的试井软件之一，应用证实该软件性能稳定，操作方便，适用性强；不足之处是有限元数试井方法仍基于二维条件，对纵向储层厚度变化未予以考虑。4）英国EPS解释软件①Pansystem解析试井解释软件该软件适用于各种不同类型的油气藏，仅油藏模型和边界模型的单层组合多达1904种；若在多层情况下，油藏与内外边界模型的组合数量将更为可观。这套软件适用于水平井、油藏(包括稠油)、气藏、凝析气藏、多相流、段塞流、煤层气、CO2气等。该软件除模型丰富外，还具有清晰、直观的多界面，多个数组的加载、显示、比较和编辑功能。对单层、单井或多层、多井油藏可采用快速、自动、高级模拟三种方法进行拟合，并将建立的数值模型与软件中储存的各类油藏典型曲线进行对比，给出令人信服、满意的结果。②Panmesh数字试井解释软件Panmesh数字试井解释软件可通过Pansystem中创建的油井、油藏模型和流体性质等，自动生成从油井到油藏及外部边界的有限元网格，进而描述井和油藏的压力瞬变过程。Panmesh软件与Pansystem软件联用，使得常规解析试井软件难以模拟的各种复杂油藏几何形状与动态特征的拟合变得更加快捷、方便。模拟过程中可以通过颜色的变化显示出油藏中压力场的变化，然后将压力瞬变响应反馈到Pansystem，再与实测的压力数据比较，其结果可作为典型曲线储存起来。③Flosystem油井生产优化分析软件－601－ Flosystem油井生产优化分析软件是为满足采油工程师对单井和整个生产管网建模，并进行优化设计和运行的油田合理性开发分析软件。其主要由WellFlo和FieldFlo两部分组成。WellFlo用于对自喷井、注入井及人工举升井建模，而FieldFlo则用于模拟生产管网的设计和运行优化。（2）国产软件1）华北：1986年，根据我国测试技术发展的需要，华北石油测试公司开始研制出WTC试井解释软件，于1987年5月推出第一版本，该软件是结合我国油田实际情况，自行研制的第一套测试资料解释软件。经过现场试用，已接近国外当时试井软件水平。1990年以后，又对原软件进行扩充和完善，研制出功能更为完善的Super－WTIS试井解释软件。2）大港：1991年，大港油田研究院与协作单位共同研制出了DHC现代试井解释软件。近几年又推出IWTS人工智能试井解释软件。3）西南石油学院：AIWT－先进集成试井解释系统软件，该软件具有模型多、功能齐全、界面清晰、操作方便、自动拟合等特点，该软件代表了国内近年试井软件开发的新水平。4）大庆：大庆油田推出了DHK试井解释软件、GWT试气资料处理软件和GWNAS气井节点分析软件。大庆试油试采公司研制出：低渗透非自喷层测试资料解释软件。5）江汉：探边试井解释软件、多井试井解释软件。6）石油大学：MWT多井系统试井分析软件。7）大庆石油学院：多功能试井分析软件。相比较进口软件模型多、功能丰富；国产软件有些部分具备了进口软件的功能，但油藏模型较少，尤其是可供组合使用的模型更少。第四节测试压力卡片识别及工艺定性分析地层测试压力资料的录取，一般是将机械压力计随测试工具入井。通常要用两支或多支压力计；其中一支压力计的传压孔直接与测试层相通，叫外压力计，它连接在测试工具的下部，也叫下压力计；另一支压力计的传压孔与测试工具内部相通，叫内压力计，它连接在下压力计的上部，也叫上压力计。用两支压力计的主要目的是同时监测地层压力的变化和测试工具的工作状况。为了检验管柱（钻杆或油管）的漏失情况，在测试阀以上加一支压力计。对双封隔器跨隔测试，一般在下封隔器的下部加一支压力计，主要目的是检验下封隔器在测试过程中的密封性能，见图5－69。一、压力卡片的识别目前，大部分测试均采用二次关井压力测试法，即二次流动二次关井测试法。图5－70是经展开后的压力记录曲线，横坐标表示时间，纵坐标表示压力。下面一条水平线是在地－601－ 图5－70地层测试标准压力卡片面人工划出的基线，又叫零线。从右下方开始，当测试管柱逐渐下入井内时，记录出来的压力值随下井深度的增加而增加，这是因为压力记录仪记录下了其所在深度的钻井液液柱压力。测试管柱下至预定深度准备坐封封隔器和进行测试时，记录出测试初期钻井液液柱静压，以点A表示。当坐封好封隔器，打开测试阀时，测试进入初流动期，压力曲线急刷下降至B1点。B1－C1段为初流动期，它主要是解除钻井液液柱对地层的超压，使地层流体图5－69典型钻柱测试管柱少受钻井液浸入区的干扰，这段时间一般为几分钟至半小时。C1－D1为初关井期，C1点是初流动的终点，又是初关井的开始点，随后是地层压力恢复，到D1点已基本接近地层静止压力，但并不是地层静止压力，D1点是初关井的终点。到达D1点后再次开井流动，所以压力又急剧下降至B2点，在钻杆无渗漏的情况下，B2与C1点的压力值是相等的。B2－C2为终流动期，这是测试层的正常生产期，随着地层产液量的增多，压力也逐渐增高，B2点是终流动的开始点，C2点是终流动的终止点，C2和B2点在压力轴上的差值就是在终流动期地层液体流入钻杆内所增加的压头，所以，这一段是流体流动的特性曲线。C2－D2为终关井期，是经过一段时期的生产之后使地层压力恢复，它反映了地层压力传递特征曲线，D2点是关井终止点，然后提松封隔器，让钻井液液柱压力又重新作用于测试层，E点表示测试结束后钻井液液柱的静压。在E点之后起出测试管柱，压力随管柱上提而逐渐减小，最后回到基线上。由于测试卡片是整个测试过程的缩影，它按时间顺序把整个工序过程记录在卡片上。因此，每次测试完毕都应对获得的压力卡片进行签别，这是判断测试是否成功，资料录取是否正确的关键环节，也是油气层评价重要的基础工作，一张合格的压力卡片应具备以下条件：1）压力卡片上记录的测试工序完整，曲线清晰；2）取得初、静液柱压力；3）压力卡片记录的最大压力应在压力计量程的50%～80%以内；－601－ 4）开关井压力曲线连续、完整、光滑，曲线无台阶；5）两支压力计相同点压力相对误差应小于0.3MPa，两支时钟走时误差相对误差小于4min/圈。6）压力卡片基线平直，其不直度小于0.15mm；7）下钻起点压力线起钻终点压力线与基线重合。二、定性分析采用的行业标准1.探井试油气测试技术规程本技术规程为1988年颁布的部级行业规范[(88)油勘字第143号]。是试油、测试专业主要的指导性文件。整部规程共分五章二十节，具体规范了：试油层位的选择、钻井中途测试、完井测试及要求、试油增产措施、试油有关规定等内容。本规程已纳入我公司HSE、ISO9002质量管理体系。2.钻杆测试技术规程本技术规程规定了钻杆测试层位的选择、测试规程、资料录取与处理和资料验收。标准代号为ZBE13003－90。本标准适用于油气勘探和开发阶段钻井过程中和完井后进行的钻杆测试，是钻井中途和完井测试的主要指导和应用性文件，为我公司HSE、ISO9002质量管理体系的核心文件。3.钻杆测试资料处理方法本标准规定了钻杆测试资料的验收、数据采集、测试资料解释、参数计算、成果报告格式及所应提供的各项地层参数数据。标准代号为SY5575－93。本标准适用于钻杆测试资料的处理和解释工作，是测试资料验收、处理和解释的主要应用标准，为我公司HSE、ISO9002质量管理体系的核心文件。4.钻杆测试资料质量评定标准代号SY5816－93。5.探井试油试采资料质量评定内容标准代号SY5968－94。6.探井测试资料解释及质量评定内容标准代号SY6392－1997。三、现场近似计算1.现场堵塞比（DR）计算现场测试结束后，可立即收集一些现场测试资料进行近似计算，并作必要的简单分析，使现场工程师能在测试后立即了解测试层的主要参数和钻井过程中（或完井）对地层的影响程度（污染状况），提出是否需要重新测试的依据（资料不合格），或改变钻井、完井工艺等。一般可依据下列近似公式分析计算：（5－12）－601－ （5－13）（5－14）式中：（终）（终）－（初）例：从现场数据已知：流动期45min，关井期115min，在114mm（41/2in）钻杆中采出水165m（回收高度），终恢复压力38.66MPa，初恢复压力31.4MPa，Δp=0.5MPa，产层厚度6.0m，水的粘度μ水=1mPa·s，B水=1m3/m3，求：K和DR。解：1）先求平均流量：∵114mm钻杆，每米体积为0.00739m3，∴2）求：K、DRDR值为2.66说明地层被污染。如果测试井未被污染，则其生产能力应为39×2.66=103.6m3/d。2.非自喷井地面求产方法简介非自喷井计算产量一般根据流动压差，采用压力折算法。1）当地层产出单相液体时（油或水），其计算步骤为：①由卡片上测取流动压差Δp(MPa)；②量取样品的液体密度γ（g/cm3）；③按H=102Δp/γ的关系，计算出井筒中液柱高度H（m）；④由液柱高度，按钻柱每米体积量计算出液量体积V（m3）；⑤按开井生产时间tp（min），求出一定回压下的产量g（m3/d）。2）当地层产出双相液体时（油和水），应先计算出流体的混合密度，再由压差计算出总液量。其计算步骤为：－601－ ①先根据油、水量折算油水比例；②据油水比关系计算混合液体密度；③按流动压差折算出总日产液量；④由总液量再分别计算出油、水日产量。例：某井二开二关井后三开抽汲作业，抽汲出油量q0=5.4m3，水量qw=0.96m3。二次开井tp=158min，B2=14.43MPa，C2=16.5MPa，r0=0.9309，rw=1，Vn=3.02L/m。求：日产q0、qw解：1）先按抽汲油水量折算油、水比例（若无三开抽汲，对油水同出层应按地面回收的油、水量计算）油：；水：。2）折算混合密度：3）按压差折算总日产液量：4）按总液量折算出：注意：在三开抽汲作业油水同出时，可相互验证两个流动（二开和抽汲）条件下的产量；无三开抽汲时，应准确计量地面的油、水量（回收高度要准），以油为准计算油水比和r混。3.平均流动压力计算1）自喷井：取对应于产量稳定阶段的流动压力值或流动压力平均值。2）非自喷井：①对于仅用终流动压力曲线计算产量时，相应平均压力为：C2－B2点压力值；②对于初、终流动均参与计算产量时，相应平均压力为：C2－B1点的压力值；③对于流动过程中，产量和井底流动压力变化较大时（流压曲线呈折线），可采用分段分隔加权平均的方法，计算平均流压。四、测试压力卡片定性分析－601－ 测试压力卡片是地层测试录取的主要资料之一。压力卡片曲线直观地反映了测试过程中任一瞬间的压力变化，它完整的记录了从工具入井、测试到工具起出的测试施工轨迹。进行压力卡片分析，找出影响测试卡片的非正常因素，判别记录的压力值是否准确地反映测试层的地层特性，是正确分析、解释测试资料，给测试层准确定性定量的基础依据。因此压力卡片是极其重要的原始资料。图5－71二次开关井测试压力卡片曲线展开图OF－基线（压力零线）；Aˊ－始静液柱压力；AB1－打开测试阀；B1C1－初流动压力曲线；C1B1－初关井压力曲线；D1B2－第二次打开测试阀；B2C2－第二次流动压力曲线；C2D2－第二次关井压力恢复曲线；E－终静液柱压力1.压力卡片曲线的组成一般地层测试，大多采用两次开关井测试工艺，即初开井、初关井、二次开井、二次关井四个阶段。初开和初关为一周期，二开和二关为另一周期。图5－71为一两次开关井压力卡片曲线。纵坐标为压力轴线，横坐标为时间轴线。（1）各测压阶段的作用1）初流动阶段：是为了释放由于钻井液浸入引起井底附近过高的压力状态，疏通地层通道，使地层恢复到接近天然流动状态。图5－72自喷井三次开关井测试卡片2）初关井压力恢复阶段：这阶段主要是在较短时间的初流动后，地层没有损失能量的条件下，获得原始地层压力。3）二次流动阶段：是为了让地层充分流动，录取地层的液性、产能资料。4）二次关井压力恢复阶段：录取满足定性定量分析的压力恢复曲线，求取地层特性参数，评价油气藏。5）对自喷井，需要观察稳产情况时（对气井为求产气方程和真表皮系数），进行三开三关测试，图5－72为其测试压力卡片。6）非自喷井需要增大排液量，消除压井液或钻井液滤液的影响，求得可靠液性时，可下入纳维泵进行排液或三次开井进行抽汲排液。图5－73为三开抽汲压力卡片。图5－74为非自喷井纳维泵排液测试卡片。（2）各阶段压力曲线的含义1）基线（压力零线）：基线是不受任何压力影响的一条直线，是衡量压力卡片曲线各压力点的基准线。2）工具起下线：是反映起下钻过程中工具所处深度的液柱压力线。正常状况下是一条随下入深度变化的阶梯状曲线。－601－ 3）开井流动曲线：反映了不同开井时间的液柱高度、测试层产出状况、产量大小、曲线幅度随产量大小曲线曲率发生变化。图5－75低产曲线A、中等产量曲线B和高产曲线（非自喷）C图5－73非自喷三开抽汲测试卡片图5－74非自喷井纳维泵排液测试卡片4）关井压力恢复曲线：是反映地层压力恢复能力、井眼和储层特性的一条光滑曲线。2.压力卡片曲线分类与鉴别（1）压力卡片曲线分类一次不受工艺、井眼、人为因素影响的成功测试，其压力卡片曲线直观地反映了储层的产出能力、流动特性、地层的压力恢复能力和储层特征。由于测试的地层各不相同，压力卡片曲线也是千差万别。正常实际测试中常见的、能够正确反映储层特性的非自喷产层的测试流动曲线和压力恢复曲线如图5－75和图5－76所示。A低压低渗透（干层）曲线D1D2地层污染堵塞曲线B低渗透曲线E高压低渗透曲线C能量衰竭曲线图5－76压力恢复曲线（2）压力卡片曲线鉴别测试压力曲线各井、各层的形态千变万化，但是根据不同类型储层的测试曲线特征，基本上可以分为以下六大类，在测试现场，可以快速地进行鉴别。对关井恢复时间短、未出现经向流的资料，亦可以按此进行定性解释。－601－ 1）低压低渗透层（干层）压力卡片曲线图5－77是测试地层为干层的压力卡片，曲线流动过程中基本无产出或产出少量的压井液，流动曲线平直，有低缓的压力恢复，但属缓慢的爬坡形，恢复压差随关井时间长短不等。2）低渗透层压力卡片曲线图5－77压力展开曲线图5－78压力展开曲线图5－78为低渗透地层测试压力卡片曲线的主要特征。测试开井流动曲线上升低缓，有较小的流动压差，产出量少，一般有少量的地层流体产出。压力恢复速度慢，出现径向流概率小，一般不能在测试有效时间内对储层进行确切的定性定量分析。图5－79属低压低渗透层范畴的第二种类型的测试压力曲线。流动过程中产出地层流体，流压曲线呈非自喷井直线上升或曲线上升，流压曲线呈45°或小于45°。关井期间反映出地层有压力恢复能力和孔渗能力。在测试的有效时间内，资料能满足定性定量分析（确定油、气、水层和进行参数计算）。3）高压低渗透层压力卡片曲线图5－79压力展开曲线图5－80压力展开曲线图5－80为地层渗透性差，压力高的高压低渗透层测试压力曲线特征。流动过程中产出量少，流压曲线上升缓慢，但地层具有一定的压力恢复能力，在测试过程中关井最高测点压力远大于初、终静液柱压力。由于地层渗透性差，虽然地层压力高于静液柱压力，但不会出现自喷。－601－ 图5－81压力展开曲线4）低压高渗透层压力卡片曲线测试中经常遇到地层的渗透性好，而地层压力相对较低，压力系数小于1的低压高渗透层，图5－81为这类地层的压力卡片曲线特征。开井期间井底的流压增加明显，液柱上升快，在测试开井较短的时间内，井底的流动压力达到或接近地层压力（流平曲线）。5）地层污染堵塞压力卡片曲线地层受钻井、完井阶段工程施工的影响，往往造成不同程度的地层污染堵塞。受污染堵塞的地层，经测试能够直观地在实测压力卡片曲线上反映出来，一类为井筒表皮污染类型，一类为地层深度污染类型。图5－82压力展开曲线图5－83压力展开曲线①表皮污染堵塞层压力卡片曲线。这类曲线在流动期产出量少，产出量远小于地层实际的产出能力，压力恢复快，恢复早期一般呈近似90°垂直于基线，拐点出现早，压力稳定快、斜率小。图5－82和5－83曲线反映了地层具有中高渗透特性的表皮污染堵塞曲线。造成这种产出量少，而压力恢复快的曲线特征的原因，主要是井筒或近井筒附近受污染造成。开井后由于污染给地层流体流动带来阻力，地层流体不能正常流入井筒，能量得不到充分释放，因而地层内的压力降很小，在不产出甚至产出很少时关井，使得封隔器以下口袋部分重新升压，地层的恢复压力立即在压力计反映出来。有时高产层亦会受到污染，使其没有达到真实的产能。②深度污染压力卡片曲线。图5－76中曲线D2为在中低渗透地层测试的具有深度污染的压力卡片曲线特征。流动过程中产出量少，甚至不产出，表现出低渗透性，由于产出量少，地层压降小，早期压力恢复缓慢，随着关井时间的延长，压降漏斗扩展到污染区以外，压力恢复速度加快，恢复曲线呈“S”型。造成“S”型曲线特征的原因，主要是钻井滤液浸入地层，对地层造成深度污染，使近井地层渗透性下降引起的。实践证明此类特征曲线的地层，措施效果最为明显。－601－ 6）能量衰竭型压力卡片曲线测试层虽具有一定的生产能力，由于供液范围小，能量衰竭快，曲线特征见图5－76曲线C，这类层在测试中地层有产出，有时能够自喷，但自喷期产量不稳，流压逐渐下降。判断衰竭的主要标志是终关井地层压力和初关井地层压力相比，有明显的下降。以上六种类型测试曲线在砂岩储层的测试中均可以见到。对于碳酸盐岩储层（冀中地区），除不存在高压低渗透这一类型外，其它五种类型测试曲线均可以见到。五、根据压力卡片鉴定测试质量有了准确地对测试层进行评价，必须保证测试质量，清除地层以外因素对压力卡片曲线的影响，达到各道工序质量优良。要做到：1）下井管柱及封隔器必须严密无漏失；2）起下钻及开关井操作无误，测试时间符合规定；3）时钟运行正常，压力计量程选择合适，压力点显示清晰，曲线连续完整光滑；4）各类资料录取齐全准确。根据实例压力卡片可以进行以下方面的测试质量检查。1.管柱密封性检查证明管柱密封不漏的关键是：1）测试开井过程中，环空液面保持稳定不降。2）坐封前的初静液柱压力和解封后的终静液柱压力相等，A=E。3）下钻过程中的停工段压力值稳定不降。4）测试层为低产层，不加液垫测试，初流动压力B1≈0；加液垫测试B1点与液垫回压接近；初流动末压力与二开初流动压力相等，C1=B2。以下为判别管柱密封性的实测压力卡片。图5－84实测压力记录卡片1）油管严密不漏。图5－84为一低产层测试，B1≈0；B2=C1，A=E，证实管柱密封无漏失。2）油管严重漏失。图5－85的卡片上，下钻停工阶段，压力值下降，说明环空液面下降，液体进入管内。测试前加水垫996m，而B1点压力=27.31MPa，证实开井前，环空液体已大量进入管内。－601－ 图5－86实测压力记录卡片图5－85实测压力记录卡片3）测试过程中管柱刺漏，如图5－86所示。本次测试初期管柱不漏，二次开井一段时间，环空液面突然下降，立即起钻循环，发现有一根钻杆接头处刺坏。测试卡片上二次流动曲线在管柱刺漏后，压力突然陡直上升。－601－ 当测试层为高产层，在初开井时，由于瞬间地层能量释放，有大量流体进入管内，造成B1＞0或大于液垫回压；在二次开井时，亦由于地层能量再次释放造成B2＞C1，这种情况有时不易和管柱漏失区别。现一般采用在测试阀上部带一支验漏压力计予以落实。位于测试阀上部的压力计在测试过程中，一直反映管柱内的液面变化和液柱回压，下钻中，未加液垫前，管柱内是空的，压力值等于零；加液垫时，压力上升等于液垫回压；继续下钻，压力又稳定不变。如已下管柱有漏失处，管柱液体进入管内就会造成压力上升。开井时，测试阀打开，地层液体流入管内，由于瞬间地层能量释放，压力突升（B1↑B1′），以后压力上升与测试卡片的流动曲线一致；当关井时，测试阀关闭，管内液面上升，压力又稳定不变。如管柱漏失，在关井阶段会出现压力上升。实践证实，这是检验管柱密封性最可靠的手段。由该卡片的压力变化亦可计算出漏失量。以下为多流测试器上贷压力计检验管柱密封性的实测压力卡片。图5－87实测压力记录卡片1）管柱密封－非自喷高产井的实测压力卡片，见图5－87。本次测试管柱是密封的。多流上压力卡片在下钻到800m处，压力接近于零。加水垫后一直到座封时压力平稳。－601－ 本层为一高产层。初开井时，由于地层能量瞬间释放，有大量液体进入管内，故测试卡片上，压力计指针只能下落到B1处，造成B1＞B1′；亦即B1=14.66MPa，高于水垫回压7.37MPa。由此看出，在高产层测试中，不能用B1和水垫回压的差值来检查油管漏失。图5－88实测压力记录卡片2）管柱密封－自喷井的实测压力卡片，见图5－88。－601－ 本层为一自喷层，管柱密封不漏。多流上压力卡片加水垫前后的下钻过程压力稳定。关井曲线C1′―D1′；C2′―D2′压力平稳亦证明管柱密封。图5－89实测压力记录卡片3）管柱漏失的实测压力卡片，见图5－89。本次测试管柱漏失严重。从多流上压力卡片可以准确计算出：下钻阶段漏失量、初关井阶段漏失量和二次关井阶段漏失量。二次开井阶段的漏失量可根据漏失速度计算。－601－ 2.封隔器密封性检查地层测试中，封隔器密封性亦是影响测试质量的关键。坐封不严造成的漏失和管柱不密封引起的漏失有时不易区别，如在测试阀上部带验漏压力计，可以根据该卡片的压力变化予以区别。环空液面观察可以发现封隔器的漏失，如环空液面迅速下降，表明封隔器胶筒破裂而失封。图5－90实测压力记录卡片图5－90为一实测压力记录卡片。从多流上压力卡片可以看出管柱是不漏的。下钻中仅由于中途两次开井造成压力有所上升。初关井曲线C1′―D1′，压力平稳不升，进一步说明管柱不漏。但二次关井后，C2′―D2′压力明显上升，这是由于二次关井后，坐封不严密，环空液体进入管内造成的。该压力上升值即为漏失量。－601－ 图5－91实测压力记录卡片图5－91为－测试中封隔器失效的实测压力记录卡片。本井为127mm尾管完成井，设计坐封在尾管内。测试时，下钻到尾管口遇阻，加压4.5t后进入，封隔器胶筒即受损，但初开初关一切正常，管柱亦密封不漏。二次开井时，封隔器胶筒损坏失败，造成环空与封隔器以下区间连通，环空液体大量进入管内，达到管内外压力平衡，C2=D2=E，以致测试失败。3.跨隔测试封隔器密封性检查自上而下逐层上返试油时，对下部已试层暂不封闭，可采用双封隔器式管柱测试，利用下封隔器将已试层隔开而单试上层，这就是所谓的跨隔测试。跨隔测试的优越性在于不仅可以减少注水泥塞、下丢手等工序，与常规的双卡封隔器试油相比，还可以根据压力卡片来检验下封隔器的密封性。测试管柱在测试导能上能下下的是剪销封隔器和卡瓦封隔器，在卡瓦封隔器以下带有下压力计。下压力计在测试过程中一直反映液柱回压。当下到预定位置座封测试时，其测得的压力值保持静液柱压力稳定不变；或与下部已试层的地层压力平衡，不反映测试开关井的压力变化，说明下封隔器密闭良好。如下压力计的压力值随测试层开关井同时变化，与对准测试层的内外压力计卡片形状一致，表明测试层下部的卡瓦封隔器不密封，没有起到分隔作用，跨隔测试失败。图5－92为跨隔测试成功的实测压力卡片。从跨隔下压力计卡片看，开关井测试过程中，压力值基本不变，证实下封隔器密封，测试成功。图5－93为跨隔测试失败的实测压力卡片。跨隔下压力计卡片上，开关井测试过程的压力曲线和测试层压力卡片完全一致，说明下封隔器失封，已不起作用。－601－ 图5－92实测压力记录卡片4.起下钻及开关井操作质量检查起下钻及开关井操作无误是保证测试成功的重要环节，要求起下钻中途不得坐封开井，管柱工具深度准确，开关井操作一次成功。如出现下钻中途开井、下钻遇阻造成中途坐封开井、油管深度下错、多流测试器打不开等均会造成测试失败；如开关井重复动作、关井未成、关井提松封隔器、起钻中途开井等均会靠官测试资料不全或不准。压力卡片可以准确地反映出起下钻及开关井操作中出现的问题。1）下钻中途开井，见图5－94所示。2）二次开井多次活动才打开，见图5－95所示。－601－ 图5－93实测压力记录卡片－601－ 图5－94实测压力记录卡片图5－95实测压力记录卡片－601－ 3）关井操作时，提开端面密封的压力卡片，见图5－96。图5－96实测压力记录卡片4）初关井提松封隔器，压力恢复曲线失真，见图5－97。图5－97实测压力记录卡片－601－ 图5－98实测压力记录卡片5）起钻中途开井，取样器样品漏失或失真，见图5－98。5.油管传输射孔质量检查油管传输射孔系采用油管（钻杆）将射孔枪下到预定射孔位置后进行点火发射。它的特点是可以在大斜度井、定向井、稠油井、高温高压井等复杂条件下做到负压射孔（即压井液静液柱压力低于地层压力），以防止压井液对油层的二次污染；亦可以形成一定的生产压差，疏通油层通道，减少油气进入井筒的阻力。图5－99为一油管传输射孔成功井在射孔前后的测试资料对比。在未射孔前测试，基本上为干层。坐封开井后，未射孔前流动压力曲线平直无产出。射孔点火后地层有产出，流动压力曲线上升，为一低产层，证实已射开地层。6.压力计、时钟质量检查压力卡片记录了测试过程每一瞬间的压力变化，是测试过程中有顺序事件发生的主要记录，是主要的原始资料。通过对压力卡片的阅读和计算以及测试中其他资料的综合计算，可以对测试层进行准确的评价。就是说测试的最终结果，除产量、液性外，就是要获得一张合格的压力卡片。因此，测试中都选择精度高、分辨率高的压力记录仪，对其质量要求是非常严格的。1）下井仪器必须定期进行校验检查。2）选择压力记录仪量程适中，预计地层压力为量程的30%～70%比较合适。3）仪器性能稳定，精度高，灵敏度高，压力点清晰，曲线无异常突变。4）选择时钟的运行时间要超过额定工作时间。5）时钟运行正常，无偷停、停走等。以下为因压力计、时钟质量问题造成曲线异常的实例。－601－ 图5－100实测压力记录卡片图5－99实测压力记录卡片1）图5－100为压力计灵敏度差，分辨率低，曲线呈台阶状上升－601－ 图5－101实测压力记录卡片2）图5－101为压力计灵敏度差，流压曲线出现小角度的压力卡片。图5－102实测压力记录卡片3）图5－102为二次流动阶段时钟偷停的压力卡片。从卡片上可以看到二次开井154min，但行距比初关井124min还要短。－601－ 7.工具堵塞造成测试失败或曲线异常图5－103实测压力记录卡片1）图5－103为工具堵塞及工具不密封，造成终流动曲线和终关井曲线异常。图5－104实测压力记录卡片2）图5－104为工具内有砂，多次关井关不住，没有取得完整测试资料的压力曲线。3）图5－105为多流测试器芯轴有砂，造成多流测试器以下工具某部位和环空串漏，关井压力恢复异常。－601－ 图5－105实测压力记录卡片六、各类地层测试曲线的测井响应规律及措施效果分析地层测试曲线能真实地提供测试层的产能太少和渗滤特征，而测井曲线亦反映了地层岩性和孔、渗特性，两者应该是有一定的响应规律。掌握其规律后，有助于对产层的正常评价，特别是在选择试油层位和编制测试设计时，可以根据已取得的测井资料对储层进行预测，使设计能更符合实际。不同类型的储层，其措施效果亦是不同的，在冀中地区，经过统计分析以后，亦具有一定的规律。对勘探过程中进行酸化、压裂措施的选井选层和措施设计的编制是非常重要的和有指导意义的。1.碳酸盐岩储集层收集、整理并分析了冀中地区碳酸盐岩储集层的地层测试资料，对测试曲线进行了分类，归纳总结出了不同类型储集层地层测试曲线和电性特征所具有的一定规律，以及不同的酸化措施效果，见表5－15。图5－15碳酸盐岩储集层各类测试曲线的测井响应和酸化效果分析储层储集类型电性特征地层测试曲线特征生产能力酸化效果电阻率中子伽玛自然伽码声波时差Ⅰ好储层缝洞复合型低低低高或跳高产高渗透层或污染堵塞型高产或酸后高产效果好风化壳缝洞型低低中高或跳Ⅱ中～差裂缝型中低中中高渗透层、中低渗透层或污染堵塞型中高产或酸后中高产，有时低产酸化有效，有的须大酸量酸化或深度酸化，少数低渗透层酸化无效孔洞型中中中中Ⅲ非储层臻密型高高低低低压低渗透层为主，少数低渗透层低产或不出大部分井酸化无效，少数井略有效，但达不到工业标准泥质白云岩层中－低低高高～低－601－ 2.砂岩储集层对冀中地区砂岩储集层地层测试曲线进行了分类，总结了各类测试曲线和电性特征的规律，并分析了在目前工艺条件下的酸化、压裂措施效果，见表5－16。表5－16砂岩储集层各类测试曲线的测井响应和酸化压裂效果分析储层电性特征地层测试曲线特征酸化效果压裂效果微电极自然电位自然伽玛声波时差电阻率好储层微电位大于微梯度，两条曲线呈低阻而且差异大幅度大中低值，含泥质低中高值，一般大于260相对高值中高渗透层有效差企层两条曲线差异小，呈中高阻非均质（含钙）幅度小低值低值，一般小于250相对高值污染堵塞型有效，部分井无效效果好，增油量高有效期长两条曲线差异小，呈中低阻非均质（含泥）幅度小中高值，含泥量高中高值相对高值中低渗透层少数井及深度酸化有效有效高压低渗透层无效有效，增油量低，有效期短非储层高阻钙尖平直低值低值，一般小于220高值低压低渗透层为主，少数低渗透层无效未进行低阻泥质层平直高值接近泥岩层高值高值无效无效利用测井资料划分储集层时，除依据以下规律外，尚需进行综合判断。我们认为，声波时差曲线反映储集层物性好坏是比较可靠的，但必须进行泥质含量校正。亦即有时声波时差值不高，但自然伽玛值低，说明岩性分选均匀含泥质少，储层的渗透性亦可以较好；而自然伽玛值高、含泥质重的层，虽然声波时差值很高，但仍为一低渗透层。为便于进行分析泥质含量的影响，除测井计算公式以外；可用γ比值直观地进行判断。自然电位曲线易受泥浆及地层水矿化度影响，只能作为参考。第五节气井产能试井方法及应用一、产能试井在气田勘探开发中所发挥的作用随着西气东输的启动，我国的天然气工业将有一个大的发展。在我国西部地区，蕴藏着丰富的天然气资源。除四川盆地原有的气区以外，在塔里木盆地，发现了克拉2、迪那2等千亿立方米级的大型气田；在柴达木盆地，有千亿立方米以上的涩北气田；在鄂尔多斯盆地，更发现了下古生界的靖边气田和上古生界的苏里格等气田，形成了特大型气区。气田的开发与油田不同。由于天然气不能象原油那样分散储运，因而气田的开发要做到上下游一体化。这样，对于气井产能的确定，开发方案的设计，提出了更高的要求。－601－ 气井的产气能力，只能通过产能试井来确认。要求通过现场测试，了解不同压差条件下的产气量，畅喷时的无阻流量、以及稳产能力从而为管网配置、长输管线的输气能力设计及下游用户的产销规模规划，提供依据。二、我国气田储层岩性的特殊性我国近年来通过勘探发现并投入试采和开发的气田，从岩性来说，可谓各具其特色。例如，有的是低渗透或特低渗透的砂岩，须经压裂改造才具有工业产量；有的是灰岩裂缝性地层，储层的渗透性发育部位具有方向性和局限性；有的是巨厚的异常高压气层，并在砂岩中发育有裂缝；还有相当多的储量储存在河流相沉积的砂岩地层中，从动态特征看，存在着明显的条带形不渗透或特低渗透边界。对于这些特殊的气层，给开发工作带来许多难题，单从地质、物探等静态资料难以对地层情况取得确切的认识。特别是有关气田在产能方面的表现和气田边界对气井生产的影响，主要是通过试井方法取得相关认识。例如，对于鄂尔多斯盆地的石炭二叠系地层来说，其储层的特殊性主要表现在：1）低渗透砂岩储层：气层的有效渗透率多数小于1×10－3μm2，部分产气量高的井，达到2～3×10－3μm2，最低的甚至只有百分之几×10－3μm2。2）井底具有压裂裂缝：由于渗透性低，必须进行先期压裂，才能进行正常试气。因此动态评价工作，基本上都是针对压裂井进行的。3）河流相沉积，具有条带形阻流边界。如何开发这种类型的气田，不但国内缺乏这方面的经验，就连一些国际上知名的石油公司，对此也没有成熟的方法。目前只有通过试井，特别是产能试井，来充实和加深对气田的认识，以便对下一步的勘探开发作好准备。作为西气东输的主要上游地区——克拉2气田，储层的特殊性表现在：1）巨厚的砂岩储层，顶底界达到300m。2）深井，高压。井深达到5000m，而且伴随着异常高压，压力系数达到2以上，从而造成高达近100MPa的地层压力。3）特高的产气能力。无阻流量可以达到近千万立方米。对于这样一个特殊的气藏，目前也正在通过产能试井，加深认识，以便作好下一步的规划。对于已经投入开发并向北京供气的长庆下古生界靖边气田，是一个碳酸岩盐裂缝气田。从已有的开发历程看，正是通过初期30余口试采井的产能和压力恢复试井，认识了储层的特征，落实了储量和产能，才得以顺利投入开发。三、气井产能试井的发展和三种常用的产能试井方法1.产能试井的发展气井的产能试井发展至今经历了大约70年的历史。最初由Pierce，Rawlines－601－ 和Schellhardt等人依据矿场配产需要而提出来，被称为是“回压试井法”（Bachpressuretest），产能方程表达为指数方程。到50年代，由Culender提出了“等时试井法”（Isotronaltest）。后来，又由Katz等人加以修改完善，提出“修正的等时试井法”（ModifiedIsotronalTest）。采用这些新方法，不仅可以节约测试时间，还可以减少放空气量。到了60年代，考虑到真实气体的压缩性，由Russell等人提出了求解偏微分方程时的压力平方表方法和由Al－Hussainy等人提出的真实气体的拟压力表示法，并在此基础上产生了二项式的产能方程。二项式产能方程更好地表述了气体在地层中流动时的湍流影响，从而可以更为准确地推算气井的无阻流量。2.四种产能试井方法（1）回压试井法图5－106回压试井产量和压力对应关系示意图最初对气井的评价，采取开井敞喷的方式，了解其产气能力。这样做不但会损失大量的天然气，而且极有可能造成气井的损坏。到1929年，产生了回压试井法，并于1936年由Rawlines和Schellhardt加以完善。具体做法是，用三个以上不同的气嘴连续开井，同时记录气井生产时的井底流动压力。其产量和流压对应关系如图5－106所示。对应的数据表列在表5－17上。表5－17回压试井压力与产量对应关系举例开关井顺序地层压力，pRMPa流动压力，pwfMPa产气量，qg104m3/d初始关井30开井127.91962开井225.60734开井323.05646开井420.22878把上述数据，画在如图5－107所示的产能方程图上，可以推算出无阻流量。图3等时试井产量和压力对应关系示意图在产能方程图中，纵坐标为以压力平方表示的生产压差，Δp2=pR2－pwf2。其中pR－地层压力，pwf——井底流动压力，qg——相应气嘴下的产气量。一般来说，四个测试点可以回归成一条直线，当取pwf=0.101MPa时，相当于井底放空为大气压力（1atm）时的情况，此时产气量将达到极限值。称这时的气井产量为“无阻流量”，表示为qAOF。一般来说，无阻流量qAOF是不可能直接测量到的，因为井底压力不可能放空到大气压力。qAOF只能通过公式加以推算。－601－ 回压试井在测试时的要求是，每个气咀开井生产时，不但产气量是稳定的，井底流动压力也已基本达到稳定。同时应该要求地层压力也是基本不变的。但是，现场实施时，达到流动压力稳定是很困难的，为了达到稳定，采取长时间开井，而长时间开井后，又造成地层压力也同时下降。这也就限制了回压试井方法的应用。（2）等时试井法由于回压试井存在着以上不足之处，到1955年，由Culleder等人提出了一种“等时产能试井法”。这种方法仍采取3个以上不同油嘴生产，同时测量流动压力。并不要求流动压力达到稳定，但每个油嘴开井前，都必须关井，使地层压力得到恢复，基本达到原始地层压力。在不稳定的产量和压力测试后，再用一个较小的油嘴延续生产达到稳定。其产量和压力的对应关系如图5－108所示。图5－107回压试井产能方程示意图图5－108等时试井产量和压力对应关系示意图在表5－18上举例给出实测的压力和产气量值。表5－18等时试井压力与产量对应关系举例开关井程序地层压力，pR（MPa）井底流动压力，pwf（MPa）产气量，qg（MPa）初始关井30/开井1/28.18732关井130/开井2/26.15754关井230/开井3/23.91536关井330/开井4/21.44408延时开井/25.50444等时试井法的采用，大大缩短了开井流动时间，使放空气量大为减少。但是，由于每次开井后都必须关井恢复到地层压力稳定，因此对于测试时间来说，并不能有效地减少。－601－ 对于每一个气嘴的产气量qgi，对应于生产压差Δpi2=pR2－pwf2，得到产气量与生产压差的对应关系。对于最后一个稳定的产能点，产气量为qgw，生产压差为Δpw2=pR2－pwf2。图5－109显示了用等时试井法测得的产能方程图。图中从四个不稳定产能点可以回归出一条不稳定的产能方程。为了找到稳定的产能方程，通过延续生产的稳定产能点，做不稳定方程的平行直线，得到稳定的产能方程，同样可以推算出无阻流量。（3）修正等时试井法Katz等人于1959年提出了修正等时试井法，这一方法克服了等时试井的缺点，从理论上证明了可以在每次改换油嘴开井前，不必关井恢复到原始地层压力，从而大大地缩短了不稳定测试的时间。它的产量和压力对应关系见图5－110。图5－109等时试井产能方程示意图图5－110修正等时试井产量和压力对应关系示意图对应的数据示例见表5－19。表5－19修正等时试井压力与产量对应关系举例开关井顺序地层压力，psMPa井底流动压力，pwfMPa产气量，qg104m3/d初始关井30（pR）/开井1/27.91452关井129.9139/开井2/24.77854关井229.7887/开井3/20.39506关井329.6372/开井4/14.05608延时开井/19.35456从图中看到，修正等时试井法不但大大减少了开井时间和放空气量，而且总的测试时间也可减少。这时在用测点数据作图时，对应产气量qgi的压差的计算方法是：－601－ Δpi2=pwsi2－pwfi2（5－15）具体的计算方法是：Δp12=pR2－pwf12对应qg1；Δp22=pws12－pwf22对应qg2；Δp32=pws22－pwf32对应qg3；Δp42=pws32－pwf42对应qg4；Δpw2=pws42－pwfw2对应qgw。应用上述的对应关系，可以作出修正等时试井的产能方程图，图的形式与等时试井（图5－127）类似。同样可以推算出无阻流量qAOF。结合我国的实际情况，国内在现场应用修正等时试井时，在测试程序及无阻流量计算方法上进行了某些改进。与经典方法不同之处是：1）在第四次开井后，增加了一次关井，可以多取得一个关井压力恢复资料；2）延时开井后，增加了终关井测试，不但可以了解储层的参数及边界分布，而且可以判断地层压力是否下降，用以校正延时生产压差。改进的修正等时试井见图5－111。（4）简化的单点试井图5－111改进的修正等时试井产量和压力对应关系图如果说对于一个已经进行了大量产能试井的气田，多数井作出的产能方程在图中具有大体一致的斜率，则只要测试一个稳定的产能点，即可得到大体正确的产能方程，并推算无阻流量，这样可减少测试的工作量及放空气量。这就是简化的单点测井。以上四种试井方法的适用条件、工作程序和要求见表5－20。表5－20产能试井方法对比表测试程序方法初始静压点开井1关井1开井2关井2开井4关井3延长测试压差计算适用地层常规回压稳定静压较长时间稳定/较长时间稳定/较长时间稳定//pR－pwfi无边界影响的高渗透地层等时稳定静压短时间不稳定点测恢复压力至稳定点短时间不稳定点测恢复压力至稳定点短时间不稳定点测恢复压力至稳定点长时间稳定压力pRi－pwfipRi应基本相同无边界影响的中等渗透地层修正等时稳定静压短时间不稳定点与开井间隔相同不稳定点与开井相同与一关井相同与开开井相同与一关井相同长时间至稳定压力pwsi－pwfi低渗地层单点稳定静压测稳定流压//////pR－pwf对产能方程中的系数n和B比较了解的地层－601－ 四、两种产能试井方程目前常用的产能方程有两种，即：指数方程，又称“简单分析”；二项式方程，又称“层流、惯性－湍流分析”或“LIT分析”。1.指数式产能方程分析Rawliues和Schellhardt于1936年经过大量的现场观察，根据经验提出了产量与压差的关系式：qg=C（pR2－pwf2）n（5－16）式中：qg——产气量，104m3/d；pR——地层压力，MPa；pwf——井底流动压力，MPa；Δp2——压力平方差ΔR2-pwf2，MPa2；C——产能方程系数，（104m3/d）/（MPa2）n；n——产能方程指数，0.5～1.0之间的小数。把方程双方取对数，则有logqg=nlog（Δp2）+logC（5－17）从上式可以看到，如果把产气量qg和压力平方差Δp2画在坐标中，则可得到一条直线，直线的斜率为n，截距为logC。按照通常的习惯，常把方程中的产气量qg取作横坐标（自变量），压力差Δp2取作纵坐标（因变量），因此方程（5－17）可改写作：（5－18）此时产能方程仍为直线，但斜率则为1/n，见图5－112。图5－112是在应用指数方程进行产能分析时常用的作图法。通过分析可以得到表示为式5－16的产能方程。当令pwf=0.101MPa时，则有Δp2=pR2－0.1012，代入方程可以计算无阻流量qAOF，即：qAOF=C（pR2－0.1012）n（5－19）图5－112产能分析的指数方程示意图现代试井分析软件中，多数都有产能分析部分，只要输入对应的产气量qi及流动压力值，软件即可自动产生分析图，并计算出qAOF值。方程中的指数n，被称为“湍流程度指数”。当n=1时，表明地层中气体流动完全呈层流状态；而当n=0.5时，则显示完全的湍流。一般来说，0.5＜n＜1.0－601－ ，表示地层中部分为层流，部分为湍流。2.二项式产能方程分析除北美洲以外，大部分地区都较侧重于使用二项式方程分析产能。二项式方程又可称之为LIT分析，即“层流、惯性－湍流分析”（Laminar－inertial－turbulentflowanalysis）。这是由Forchheimer和Houpeurt提出来的，是一种根据流动方程的解，经过较为严格的理论推导而得出的产能方程。具体表示为：（5－20）式（5－20）中的系数A、B是分别标明储层中层流和湍流流动部分的系数。为了进行直线回归，常常把公式（5－20）表示为：（5－21）式中左边的项又可称之为规整化的压力平方差，表示为ΔpN2。用ΔpN2与qg作图，可以得到直线方程，如图5－113所示。图5－113二项式产能方程示意图二项式产能方程建立之后，同样可以令pwf=0.101MPa，即Δp2=Δp2max，代入方程（5－20），得到无阻流量值，即：（5－22）3.两种产能方程的差别指数式或二项式产能方程，都是用数学表达式拟合实测点的压力/产率关系，然后用来予测其他生产条件下产率值的方程式。特别是当流动压力降为大气压力时，产气量即是无阻流量。由于二项式产能方程是从渗流力学方程推导而来，因而其对不同地层的适用性及准确程度要高一些；关于这一点在本文中还将专门讨论。相反指数方程式只是一种经验公式，准确度相对较差。两种产能方程计算差别如下：1）测点压力平方差超过总压差一半以上时，两种方程计算结果差别不大。－601－ 表5－212给出一组产能试井数据，这是一口在均质砂岩地层中的气井产能试井数据，用四个气嘴进行回压试井，选择的测试点产量是2、4、6、8×104m3/d。表5－21回压试井测试结果举例（1）开关井程序地层压力，pRMPa井底流动压力，pwfMPa产气量，qg104m3/d初始关井30开井128.3322开井226.4304开井324.3356开井422.0318从以上测试数据，得到指数式和二项式方程如下：qg=0.02469（pR2－pwf2）0.960（5－23）pR2－pwf2=47.95qg+0.4796qg2（5－24）式（5－23）还可改写为：（pR2－pwf2）=47.256qg1.04167通过方程分析得到：qAOF（二项式）=16.09×104m3/d；qAOF（指数式）=16.82×104m3/d。可以看到，不同的方程计算出的无阻流量值虽有差别，但差别不大。以上示例是均质地层，而且实测产气量达到了无阻流量的一半，压差也达到一半左右。图5－114画出两种不同的产能方程所表示的压力/产量关系图。从图中看到：①在测点范围内，两条曲线拟合得很好；②在测点范围以外，指数方程曲线开始偏离二项式曲线，但偏离不大；图5－114不同产能方程曲线对比图（1）③当Δp2=Δp2max时，图中虚线位置，对应无阻流量值。此时对于指数方程，取值qAOF=16.82×104m3/d；已偏离二项式方程曲线值（qAOF=16.09×104m3/d）约4.5%。2）测点压差较小时，指数方程产生较大误差。－601－ 表5－22列出的实例，测点最大压差不足最大生产压差（压力平方差）的15%，这样产生的指数式方程，在生产压差较大时，偏离了二项式产能方程。表5－22回压试井测试结果举例（2）开关井程序地层压力，pRMPa井底流动压力，pwfMPa产气量，qg104m3/d初始关井30开井129.6632开井229.1644开井328.5296开井427.7768从以上测试数据，得到指数式和二项式产能方程如下：qg=0.2122（pR2－pwf2）0.748（5－25）（pR2－pwf2）=8.1599qg+0.9961qg2（5－26）式5－25还可写作：（pR2－pwf2）=0.7946qg1..3369通过产能方程分析得到：qAOF（二项式）=26.17×104m3/d；qAOF（指数式）=34.64×104m3/d。明显看到差别非常大。图5－115画出两种产能曲线的差别情况。图5－115不同产能方程曲线对比图（2）从图5－115看到，在测点范围内，两条曲线重合得很好，说明方程的产生是正常的。但在压差增大时，指数方程明显偏离了二项式方程，以至推算的无阻流量，差别在30%以上。五、气井动态分析中的三种压力表示方法目前在进行气井动态分析时，常用到压力、压力平方和拟压力，其中压力和压力平方受到使用条件的限制，而拟压力则可较为准确地进行计算。虽然如此，由于拟压力在运算中要通过积分加以转换，所以在误差允许范围内，人们仍习惯用压力平方分析。天然气作为一种高压缩性气体，描述气体流动的方程可以表示为：（5－27）式中：p——储层压力；t——时间；φ——孔隙度；－601－ M——气体分子量；R——气体常数；T——地层流体温度；Z——气体偏差系数；k——地层渗透率；μ——气体粘度；δ——气体流动状态系数，层流时δ=1。为了简化分析，作如下假定：①地层中流动是等温的；②流动保持层流，即δ=1；如出现湍流，则用附加压降加以修正；③忽略重力影响；④流体是单相的；⑤地层是均质的，各向同性的和不可压缩的，孔隙度是常数；⑥渗透率与压力无关，是常数。在上述假定下，方程（5－27）可以简化为：（5－28）等式左方可以展开为：（5－29）等式右方的C为气体的压缩系数（5－30）从而式5－28可以化为（5－31）对于方程5－31仍可进一步简化：1）第一种简化——压力表示在第①～⑥条假定外，增加⑦或⑧条假定即：⑦在极高的地层压力下，例如p≥2000psi（14MPa），地层中的压力梯度很小，这时公式中的（▽p）2可以忽略不计。－601－ ⑧=常数此时方程（5－31）可以简化为：（5－32）方程（5－32）与一般的液体流动方程形式上完全一致，也就是说，可以直接用压力来描述储层动态。2）第二种简化——压力平方表示：注意到和，得到：（5－33）方程（5－33）还可以进一步简化，增加第⑨条假定，即：⑨μZ=常数，或很小则有（5－34）从方程（5－34）可以看到，正是当气体方程中以压力平方（p2）代替压力p以后，得到了与液体流动方程完全一样的表达式。3）拟压力表达式如果对于真实气体，以拟压力ψ代替压力p，把ψ表示为积分形式：（5－35）式中：po——某一特定的参考压力，于是有：（5－36）（5－37）这样式（5－31）可以改写为（5－38）－601－ （5－39）式（5－39）从形式上看完全与液体的流动方程（5－32）一致，区别在于拟压力ψ代替了p而已。这样所有用于描述液体流动的方程式及图版，均可毫无例外地用于描述气体的流动，而且拟压力的使用不受压力区间大小的限制，是一种较为准确地分析气井动态特征的表示方法。目前常用的试井分析软件，均具备将压力转化为拟压力的功能，因而在使用试井软件进行分析时，应尽量应用拟压力。图5－116画出拟压力与压力关系曲线。可以看到：①当p＜14MPa时，拟压力可以被压力平方的方程式近似，表达为：ψ=0.08311p2；图5－116拟压力在不同压力范围近似表达式示意图②当p＞14MPa时，拟压力与压力大致呈直线关系，可以被公式ψ=－14.102+2.1476p所近似，表达为压力的直线关系。以上的关系式，是与气体的性质有关的。对于不同的气体，拟压力ψ与压力p之间的关系，需要通过数值积分加以计算。六、影响气井产能的参数因素产能方程的建立，就是确认一口井产气量与生产压差之间的关系。通过现场测试，得到了产气量qg与流压之间的实际对应值，也就得到了两者之间的数值关系。这一关系从渗流力学理论上同样可以推导出来。并且从理论关系式中，还可以分析地层和流体参数对产能的影响。1.均质无限大地层的产能方程对于均质无限大地层，求解渗流力学方程（5－34），可以得到以压力平方表示的产量与压力关系式：（5－40）式中pRi——地层原始静压，MPa；pwf——井底流动压力，MPa；qg——气井井口产量，104m3/d；k——地层有效渗透率，×10－3μm2；h——地层有效厚度，m；－601－ ——气层平均状态下的参考粘度，mPa·s；——地层条件下的平均气体偏差系数和平均温度；psc，Tsc——临界压力和温度；φ——气层孔隙度；Ct——地层综合压缩系数，MPa－１；t——时间，h；St——总表皮系数，St=S+Dqg；S——真表皮系数；D——湍流系数，(m3/d)-1；rw——井的折算半径，m。若按已有的二项式产能方程表示，则上式可化为：（5－41）式中A、B表示为：（5－42）（5－43）在方程（5－41）中，系数A、B与产量值处于乘积位置，即：在相同的生产压差下，A、B值越小，则相应的产量值越大。因此对于一口高产能的井，A、B值必定是很小的。由此判断，如果式（5－42）（5－43）中的参数影响A、B值使其变小，则相应会使产能增大。1）从A值的表达式（5－42）可以看到：①（流动系数）值越大，则A值越小。②（导压系数）值越小，则A值越小。这与第①条似乎有所抵触，但注意到在对数符号下，因而影响相对较小。的影响，以第①条为主。也就是说，值越大，则气井的产能越大。③S值越小，即井的损害越小，则A值越小，从而使产能增大。④A值随时间变化。随着时间的加长，t增大，使A－601－ 值变大，从而导致产能值不断减小。这也说明，即使压力值不变，产能值也是随时间不断变小的。图5－117画出长庆下古地层一口气井的A值随时间变化的曲线。可以看出，不但A值随时间逐渐增大，而且在后期由于边界影响，使增大趋势加快，从而影响产能，使之进一步减小。2）从产能方程系数B的表达式（5－43）看到：图5－117产能方程系数A随时间变化图①B值与值成反比，即流动系数越大，B值越小，这一点与对A值的影响是一致的；②B值与湍流系数D值成正比，即D值越大，使产能越小。D值是与气体在地层中的流动状态有关的参数，储层的孔隙结构、打开程度等对D值都有影响。D值又是一个不易用通常方法估算的参数，只有经过现场产能测试，才能有效地估算出来。2.具有封闭边界，流动进入拟稳态时的产能方程对于具有边界限制的气区，当压力变化波及到边界以后，或者说地层压力变化进入拟稳态以后，压差与产量关系表达为：（5－44）式中：Sa=S+Dqg（5－45）把上式表达为二项式产能方程：则有：（5－46）（5－47）从以上两式看到：－601－ ①A、B值同样受流动系数影响，当值越大，则A、B值越小，从而在相同的压差下，可以获得较大的产气量和无阻流量；②A值受表皮系数S的影响，S值越大，则会降低产能值；③B值受湍流系数D的影响，湍流越严重，同样会降低产能，但由于D处于与qg2相乘积的位置，因而较之A值影响要小些；④由于已假定进入拟稳态生产，因而生产压差应不受时间的影响。所以产能的计算从公式中看与时间无关。但现场实际情况往往是，近距离的边界影响虽已起作用，但较远距的边界随着时间的推移，逐渐进入影响范围，因而测试井往往并未马上进入拟稳态，所以推算出的产能值仍会不断降低。以上分析，虽然借助压力平方的公式加以表达，如果改用拟压力形式，其结果是完全类似的。以下分别予以列出：1）对于拟稳态的圆形有界地层（5－48）（5－49）（5－50）2）对于非稳态的均质无限大地层（5－51）（5－52）（5－53）－601－ 以上的公式，都是针对相对较简单的均质地层的。对于压裂井，折算的表皮为负值。如果测试点时间足够长，已进入拟径向流，则以上的分析方法基本上是适用的。七、结合修正等时试井进行的气井试采目前在油田现场，经常把产能试井过程适当延长达到短期试采的目的，以检验气井生产稳定情况。1.试采井的压力模拟选取了一组与现场条件相近的参数进行压力历史的模拟，在模拟基础上进行分析研究。图5－118、5－119、5－120分别画出均质、均质压裂井和均质+条带形阻流边界的压裂井三种不同条件下的压力历史。图5－128均质地层产能试井压力历史图图5－119均质地层压裂井产能试井压力历史图图5－121把三种不同条件下的压力历史画在同一张图中加以比较。图5－120均质+条带形阻流边界压裂井图5－121三种不同地层条件下的压力产能试井压力历史图历史对比图从图5－121中看到：1）对于均质地层，由于渗透性较低，所以开井生产压差较大。在以8×104m3/d生产时，Δp达到15.5MPa，但是终关井500h后，井底压力基本恢复到原始地层压力水平，因而在进行产能计算时，地层压力可以应用原始压力，也可以用终关井推算的压力，差别不是很大。－601－ 2）对于均质地层压裂井，地层渗透性虽然很低，但由于井底条件得到了改善，因而生产压差大为降低，在以8×104m3/d生产时，生产压差仅为2MPa左右。当终关井500h时，压力已基本恢复到原始压力。因此在产能计算时，仍然可以应用原始地层压力。3）对于带有条带形边界的地层，情况大不一样。一方面井底裂缝使生产压差减小，与通常的压裂井的情况类似；另一方面，边界的影响又使井底流压持续下降，并且在生产一段时间后，关井恢复时，压力迟迟恢复不到原始地层压力的水平。对于带有边界地层的这种压力持续下降的情况，给产能计算带来两个问题：①不管花费多少时间进行延时测试，始终也测不到稳定的产能点，相反延时越长，流压越低，导致计算的无阻流量也越小；②从关井恢复测试看到，在长时间开井后，地层压力同时下降，用于产能计算的原始压力已不合适，而应代之以开采井影响半径范围内的平均地层压力；③针对这种特殊岩性地层，应用专门的产能分析方法。2.不稳定产能测试点的时间选择这里要指出的一点是，当进行修正等时试井时，不稳定的产能测试点测试时间，应达到必要的长度。根据已有的研究成果认为，均质地层应达到径向流，均质地层压裂井应达到拟径向流，对于具有边界的情况，尚无明确的标准。以上的判断，都需要通过作出压力加导数双对数图，以导数特征判断。（1）均质地层图5－122画出模拟压力的不稳定点关井恢复曲线图。从图中看到，24h间隔的开、关井，末期已达到径向流段，因而符合要求。（2）均质地层压裂井图5－122均质地层产能不稳定测试段压力双对数图图5－123画出这种地层的模拟压力不稳定点关井恢复曲线图。从图中看到，开关井24h时，已达到拟径向流的起始点，基本达到了要求。（3）均质带有条带边界的地层压裂井图5－124画出此种情况下模拟压力不稳定点的压力双对数图。－601－ 图5－123均质地层压裂井不稳定产能图5－124均质条带地层压裂井不稳定试井压力双对数图历史双对数图从图中看到，由于裂缝形成的线性流特征与边界影响形成的线性流彼此衔接，给时间段的确认带来困难，在没有产生更具说服力的判别界限以前，仍可暂时参考均质地层压裂井的条件加以选择。八、瞬时产能、延时产能和稳定产能1.目前的产能试井方法基本上是经验性的方法从产能测试方法的历史发展可以看到，目前现场中应用的一些方法，基本上还是源于现场实践经验的试验性的方法。在适用范围上，尚缺乏更严格的界定，理由如下：（1）产能试井中模糊的时间概念谈到一口井的产能时，或者具体到无阻流量的测算，并未明确指出其所包含的时间概念。但是显然，瞬间达到的能力，与长时间稳定条件所能达到的能力是不一样的。就如同一个人在举重竞赛中所举起的重量与负重竞走时的重量大不相同是一个道理。目前默认的无阻流量，一般是指生产达到拟稳态时的情况。如果不恰当地用瞬时开井的情况与之相比，就会发现具有很大差别。（2）产能试井的地域概念一口气井，由于所处的地层条件不同，产能的概念有原则上的差别。例如：1）在一个分布很广的无限均质砂岩储层中打头几口勘探井；2）在一个断层圈闭的小块面积上打井，或者是对于处在开发井网中的井。虽然两种情况下地层的k、h、μ等参数可能都相同，因此瞬间开井时两者的产能表现也大体一致，但延时开井时，两者的表现肯定不同，条件1）的井测算的无阻流量可能很高，而条件2）也许在测试期间产量就迅速下降。甚至在试采中就已停产。在国内某些古生代的裂缝性地层中的气井，在回压测试时流压迅速下降，虽然不断地缩小油咀，仍不能测到稳定的流压。个别短寿命的井甚至生产几天就已停喷，反映地质条件对产能试井方法的要求是各不相同的。（3）不同的资料测取方法，不同的产能计算方程取得的无阻流量也有很大差别前面一节已就测取方法和计算方法进行了分析和讨论，可见同一个地层同一口井，由于方法不同也会导致结果的差异。由此可见，根据具体的地层条件和不同的勘探或开发阶段对产能指标提出的要求，界定它们的含意，提供相应指标并加以应用，是目前的重要任务。2.瞬时产能和延时产能（1）产能指标的定义目前国外提供的试井软件中，已经给出了瞬时产能和延时产能的不同指标。结合我国的情况，可以作如下界定：1）瞬时无阻流量：－601－ 在开井后短时期内测得的不稳定的产能指标。这一指标，在加拿大的FAST试井软件中，称之为“不稳定的畅喷流量”（TransientAbsoluteOpenFlowPotential）。取得这一指标的方法是，可以采用等时试井法，选取不稳定点的产量和流压数据；也可以采用修正等时试井法，选取不稳定点的产量和流压数据；或者采用短时间的回压试井法，得到产气量和流动压力之间的相关数据。用这些数据作产能方程图，推算出的无阻流量即为瞬时无阻流量。2）延时无阻流量：指测试达到拟稳态时的产能指标。在FAST软件中称这一指标为“延时无阻流量”（ExtendedAbsoluteOpenFlowPotential）。这一指标的测取，可以用等时试井或修正等时试井方法，选取延时测试点达到拟稳定段；或者可以采用回压试井法，使测试间隔达到拟稳定段。得到产能方程，并推算无阻流量，即为延时无阻流量。（2）瞬时无阻流量和延时无阻流量量值上的差别表5－23列出三种不同的地质条件下，两种无阻流量的比较。表5－23不同地质条件下瞬时和延时无阻流量对比表（二项式方程计算，修正等时试井方法）模拟序号测试井条件瞬时qAOF104m3/d延时qAOF104m3/d相对差%6均质地层9.839.058.612均质地层压裂井34.5127.2226.818均质条带地层压裂井34.7215.61122.5从表5－23中看到：1）对于均质无限大地层，瞬时产能大于延时产能，虽有差别但差别不大，约为9%。2）对于经过压裂的均质地层，由于压裂极大地改善了井底附近的流动状态，因而大大提高了瞬时开井的产气能力。比起未经改造的情况，提高了约2.5倍。延时开井的产气能力也有很大提高，但由于地层本身并无改善，因而延时产能只提高了2.1倍。相比之下瞬时产能高出延时产能27%。3）对于均质+边界+压裂的地层，情况大不一样。瞬时无阻流量仍然达到34.72×104m3/d，与无边界时持平，但延时产能只有15.61×104m3/d，相比之下，还不足前者的一半。从以上分析看到，具有条带形边界的压裂井，瞬时开井时的产能，大大高于进入拟稳态时延时产气能力。这也就不难理解，为什么会出现开井产量反而会大于推算无阻流量的反常情况。－601－ 运用表5－23提供的数据，画成柱状图，见图5－125。图5－125瞬时产能与延时产能对比图3.稳定产能及稳定产能的确定所谓稳定产能，应指气井在稳定生产条件下的产气能力。确定稳产条件，有多种不同的标准，但大多都与开发方案的制订原则有关。有如下影响因素：1）井本身的产气能力；2）稳产年限的要求；3）停喷压力；4）下游用户的产量需求；5）经济指标等。因此，关于稳产能力，并非单从一口井可以确定。当确认一口井所能控制的动储量以后，可以根据采气速度的要求，确定一个稳产年限，通过试井模型进行压力历史的模拟，如果在稳产年限内模拟的流动压力仍未达到停喷能力，则在此采气速度下达到的产气量可以认为是稳产的产量。这种模拟可能要反复进行许多次，直到满足方案的要求，而井本身又可以承受，最后确认稳产能力。九、修正等时试井无阻流量计算方法的改进1.经典方法在应用修正等时试井测试无阻流量时，按照文献上介绍的方法，如图5－126所示。测试包括不稳定产能测试段AB和延时测试段BC。对于不稳定点的生产压差计算，采用下面公式：图5－126经典的修正等时试井压力测试曲线图（5－54）式中pwsi——第i次开井前的关井静压，MPa；pwfi——第i次开井末的流动压力，MPa；Δpi——生产压差，MPa。对于稳定的产能点（5－55）式中pR——原始地层压力，MPa；pwfc——延时产能点C的流动压力。由于经典的修正等时试井测试，在延时开井后，并无关井恢复测试段，因而在计算延时点的生产压差时，只能应用测试开始时的地层压力pRi。－601－ 这种分析方法，对于无限大均质地层，或者压裂后的无限均质地层，还是可以应用的，从图5－118看到，即使对于渗透率只有3×10－3μm2的地层，关井后500h它们的压力基本上恢复到原始压力pR。但是对于具有条带边界的地层，情况就不是这样了。从图5－120看到，对于均质+边界+压裂的地层，同样关井500h后，压力只恢复到27.48MPa，与原始压力比相差2.5MPa。因此在延时点计算时仍旧采用原始地层压力pRi显然是不合适的。2.改进的计算方法这里提出一种“改进的计算方法”，即在计算延时点生产压差时，地层压力值采用当时的实测地层静压。考虑到影响范围，关井500h后，影响半径可以达到ri≈630m，基本代表了供给边界上的压力。选择此点的压力为延时开井时地层压力进行生产压差的计算。3.两种计算方法的比较用经典方法和改进方法得到如表5－24所示的计算结果。表5－24不同计算方法下无阻流量对比表储层类型计算无阻流量值，104m3/d相对差%改进方法（用实测关井压力）经典方法（用原始地层压力）均质8.98498.92790.6均质+压裂28.299127.06434.6均质+压裂+边界20.686315.458733.8注：表中所列数据为二项式产能方程计算结果从表5－24中可以看到：1）对于均质地层或均质+压裂地层，用经典方法或用改进方法计算的无阻流量相差不多，误差在5%以内。2）对于具有条带边界的地层，经典方法计算值普遍偏低，两者相差30%以上。3）特别应指出的是，用经典方法计算的具有边界地层的无阻流量，随着延时测试点的延长，流压值不断降低，而静压仍取原始压力，因而计算值将是一个变量，随时间的延长而取值不断减少。4）用改进的计算方法，当测试接近拟稳态后，流压值虽仍然会不断降低，但地层压力值也会相应减小，从而将大大减少无阻流量计算时的误差。从以上分析看，今后对于具有边界影响的无阻流量分析，建议采用改进的方法计算。十、用回压试井法计算产能时存在的问题回压试井法（BackpressureTest）是现场最常应用的气井产能试井方法，例如壳牌公司在榆林地区即应用回压试井测产能。但是针对特殊岩性储层，回压试井却存在着难以克服的缺陷，对此专门进行了研究。首先，仍旧采用试井软件作出地层的模拟压力历史，并进行产能分析对比。－601－ 1.均质地层的回压试井储层模拟参数：k=3×10－3μm2，h=5m，S=0，D=1×10－5（m3/d）－1，C=3m3/MPa，pi=30MPa。（1）模拟回压试井模拟方法采用经典的回压试井法，以产量2，4，6，8×104m3/d，逐渐递增测流动压力。每个油咀又以24h，72h，240h，720h等不同的时间间隔，进行流压测试。得到的压力历史曲线如图5－127所示。根据模拟的流压，得到无阻流量qAOF。图5－127等时间隔24h回压试井压力历史图（2）修正等时试井的模拟采用相同的地层参数，不稳定间隔为24h开井和关井，延时时间300h和500h，得到的无阻流量值qAOF列于表5－25上：表5－25均质地层不同测试方法无阻流量对比表测试方法回压测试间隔或延时测试时间无阻流量qAOF，104m3/d参数二项式，拟压力指数式，拟压力回压试井24h间隔17.523819.8274K=3×10－3μm2h=5mS=0D=1E－5(m3/d)－1C=3m3/MPa72h间隔16.739718.7042240h间隔15.920717.5922720h间隔15.269316.7132修正等时试井延时300h17.647218.9752K=3×10－3μm2h=5mS=0D=1E－5(m3/d)－1C=3m3/MPa延时500h17.423718.6690（3）模拟结果的对比分析从表5－25中可以看到：1）对于低渗透的均质地层，应用回压试井或修正等时试井方法，都可以进行无阻流量的测试，取得的结果差别不大。2）用经典的回压试井法，采用24h或72h的间隔，即可得到接近分点稳定回压试井取得的qAOF值。开井间隔越长，计算的qAOF值反而越低。原因是供给边界上的地层压力随测试的延续逐渐降低，在此基础上不断放大油嘴，即可形成反常的低流压，从而使计算的qAOF－601－ 值偏低。3）用修正等时试井法，延时开井300h后，基本进入拟稳态，延时时间长短已影响不大，而且与分点稳定回压试井非常接近，误差小于3%。且随延时时间加长，误差会进一步减小，因而修正等时试井法应是首选的方法。2.均质并带有条带形边界的地层压裂井的回压试井在研究带有条带边界的地层时，除边界条件外，模拟时选用的基本地层参数与均质压裂井相同。具体值为：k=3×10－3μm2，h=5m，S=0，C=3m3/MPa，D=1E－6（m3/d）－1，pi=30MPa，Lb1=Lb2=70m；模拟时采取的产量序列为：qgi=5，10，15，20×104m3/d。在以上参数条件下，进行了回压试井和修正等时试井的产能试井模拟。（1）回压试井及修正等时试井的模拟和分析得到在不同时间间隔条件下（24h，72h，240h，720h）的压力历史。例如当Δti=240h时压力历史曲线如图5－128所示。图5－128均质+压裂+条带边界地层回压试井压力历史图从图5－128清楚看到，由于边界的存在，使开井流动压力以较快速度下降。利用模拟的流动压力，计算的无阻流量见表5－26，利用同样的参数，进行了修正等时试井的模拟，并计算了无阻流量同样列在表5－26上。表5－26均质+压裂+条带边界地层产能对比表测试方法回压测试间隔或延时测试时间无阻流量，104m3/d三项式，拟压力指数式，拟压力相对差(%)回压试井24h间隔45.871654.733719.372h间隔31.964835.04619.6240h间隔20.659621.16232.4720h间隔13.823314.23002.9修正等时试井延时300h37.565836.99251.5延时500h31.104030.46472.1（2）产能计算结果的对比和分析从上表看到：－601－ 1）用修正等时试井方法计算的无阻流量，虽然已应用了改进的方法，考虑了供给边界上地层压力的下降，但是随着测试时延时时间的加长，计算值仍然呈下降趋势。从37×104m3/d，下降到大约31×104m3/d，说明边界作用极大地影响了气井的产气能力，随着开井时间的延长，此种影响将越来越显著。2）用回压试井法计算的无阻流量，随着测点时间间隔的加长，计算值显著偏低。①当选择稳定72h时，计算值与修正等时试井结果相当。②当稳定时间240h（10d）时，计算值大约在20×104m3/d左右，只相当修正等时试井计算值的2/3。③当稳定时间达到720h/（30d），计算值只有14×104m3/d，只相当修正等时试井值的一半。这种现象主要是由于边界影响，造成地层压力下降引起的。因此，对于具有条带形边界的地层，回压试井法显然是不适用的。十一、单点法计算无阻流量的误差控制方法目前在探井试井时，普遍采用单点法进行无阻流量计算。应该说，由于这一方法现场操作简单，又可以提供一些有关产能的重要信息，今后还会继续被应用。但是，由于它忽略了产能计算中的一些重要影响因素，因而会带来一定的误差。以下将就这一方法对不同地层的适用性进行分析，并提出控制误差的建议。1.单点产能试井的类型（1）气田开发区中的单点产能试井对于一个具有一定数量探井和开发井的气区，气区内地质条件和井身结构条件有着均一的类型，多数气井进行了正规的产能试井，此时作为二项式产能方程中的系数B或指数式产能方程中的指数n，大致有一个数量上的范围，或可统计出一个具体的值，此时针对一口具体气井的产能方程，只有一个变量C或A，可以通过单一产气量加以标定，得到该井的产能方程，并计算出无阻流量。（2）新区探井的单点产能试井对一个新探区的新探井，或者说对于一个地层条件变化较大的气区，不存在全区一致的参数族，但的确又希望在气井刚刚被发现时，在考虑主要因素的条件下，估算气井的产量能力。为此，一些文献介绍了一些普遍适用的所谓“一点法”产能计算方法，例如：二项式一点法，其计算公式为：；或指数式一点法计算公式为：式中－601－ （3）新区借用老区的单点产能方程对于一些新的气区，在尚未产生本区的产能方程以前，暂时借用本油田其它气区的已有方程进行单点法产能计算。例如长庆上古地层，曾借用下古的公式进行产能计算。2.气田开发区中单点产能试井方程举例青海的台南和涩北气田，各有数十口井进行了产能测试，从已有的测试资料中，可以对指数式产能方程进行统计分析，如图5－129和5－130所示。图5－129涩北气田单点法产能系数回归图图5－130台南气田单点法产能系数回归图从图5－129和图5－130测点回归得到（5－56）（5－57）从公式（5－57）和（5－58）看到，只要对于一口气井，测得一个气咀的对应的压力pwf和产气量qg，代入公式后即可计算无阻流量qAOF。由于公式中的指数n来自实测资料，因而用这些公式计算该地区的qAOF时，精度是可以得到保证的。3.一点法计算无阻流量时的误差分析为了验证各种一点法公式计算无阻流量的精确度，针对均质地层各选取一组具有代表性的参数，在计算机软件上加以动态模拟得到了不同测试方法下的压力动态值。（1）均质地层选取的参数是：k=3×10－3μm2，h=5m，S=0，D=1×10－4（m3/d）－1，C=3m3/MPa，qg=6×104m3/d。在上述参数条件下，在试井软件上实际模拟了产能试井过程，一种过程是单点试井过程，另一种是修正等时试井过程。1）单点试井模拟－601－ 图5－131单一油咀开井试气压力历史模拟图模拟时间从10.0h到240h，用以验证单点产能试井计算的无阻流量随测试时间变化的情况，得到的压力随时间的变化情况见图5－131。从压力历史图中可以读出流动压力随时间变化值，表示在表5－27上。表5－27单一油咀开井试气流动压力变化值（均质）时间，h流动压力，MPa10.07421.078925.30520.514350.020.200770.020.0540100.019.9010150.019.7300200.019.6100240.019.5340由于流动压力随时间而变化，因此计算出的无阻流量也将会随之改变。2）几种常用的单点试井产能计算公式：①陈元千教授提供的公式二项式一点法产能计算公式（5－58）应用该式的前提是指数式一点法产能计算公式（5－59）以上两式中A、B——二项式方程系数；n——指数式方程指数；。②长庆油田井下用于下古气田的计算公式：－601－ （5－60）③长庆油田研究院公式根据长庆上古气田19口系统试井资料产能计算结果归纳得出:（5－61）3）一点法计算无阻流量：应用上述公式5－58～5－61，结合表5－28给出的压力模拟结果，计算无阻流量值见表5－28。表5－28不同计算公式推算无阻流量值（均质）测试时间间隔h计算无阻流量，104m3/d二项式指数式井下研究院10.0748.93269.00768.93908.952725.3058.66808.71408.65508.6859508.53318.56428.50868.5499708.47278.49718.44268.48901008.41148.42908.37548.42721508.34498.35508.30228.36012008.29948.30458.25198.31432408.27118.27318.22058.2858应用表5－28的计算结果画出不同计算方法推算的无阻流量值与测试时间间隔关系图。图5－132所示。4）修正等时试井模拟：应用同样的储层参数，可以进行修正等时试井的压力历史模拟，测试的程序为：①24h开井，24h关井进行四点的不稳定产能测试，产量序列为：2，4，6，8×104m3/d；图5－132不同方法计算无阻流量对比图（1）②开井500h进行延时测试，延时测试产量为6×104m3/d；－601－ ③关井500h关井压力恢复测延时测试末期储层压力。以上测试模拟得到的压力历史可以参见图5－136。从以上模拟的压力历史曲线可以计算延时无阻流量值。5）不同方法计算的无阻流量对比：以上不同单点产能计算方法得到的产能及修正等时试井测得的产能，画在同一张图上加以对比，见图5－132。从图5－132看到：①四种单点法计算的无阻流量，从数值上看彼此接近。说明提供公式的作者，在确定公式系数时，已照顾了它们之间的对比关系。②当测试时间超过2天（48h）以后，无阻流量值大致保持在一个常数值附近。就目前所举示例看，在8.3～8.6×104m3/d范围内。录取资料时间，对无阻流量值影响不大。③一点法计算的qAOF值，与修正等时试井所测结果相差较大，两条线明显偏离，相差约10％。偏差的原因是，该模型具有湍流系数值D=1E－4(m3/d)-1，因而从修正等时试井中得到的指数方程为：qg=0.040（pR2－pwf2）0.802也就是说，湍流影响决定了n=0.802。而一点法公式，不论针对何种地层，规定n=0.6594，显然会对计算结果带来误差。如果把一点法的指数方程的n指数值也改为n=0.802，得到的计算结果表示在图5－133上。从图中看到，此结果与修正等时试井结果趋于一致。（2）均质具有条带型边界的地层压裂井选取的参数是：k=3×10－3μm2，h=5m，Xf（具有无限导流垂直裂缝）=60m，Lb1=70m，Lb2=70m（L—系带边界距离），Sf（缝表皮值）=0.1，D=3×10－6（m3/d）－1，C=3m3/MPa，qg=6×104m3/d。在上述参数条件下，在试井软件上实际模拟了产能试井过程，一种过程是单点试井过程，另一种是修正等时试井过程。1）单点试井模拟：模拟时间从25.55h到300h，用以验证单点产能试井计算的无阻流量随测试时间变化的情况，得到的压力随时间的变化情况见图5－134。－601－ 图25－133单点试井与修正等时试井无阻流量图5－134单一油咀开井试气压力计算结果对比图（2）历史模拟图从压力历史图中可以读出流动压力随时间变化值，表示在表5－29上。表5－29单一油咀开井试气流动压力变化值（均质具有条带边界地层，压裂井）时间，h流动压力，MPa25.5528.903350.9728.480272.0028.1828104.0027.7889152.0027.2851200.0026.8490248.0026.4586300.0026.0723由于流动压力随时间而变化，因此计算出的无阻流量也将会随之改变。单点法计算无阻流量时，使用的公式仍为应用于均质地层的式（5－58）～（5－61），计算结果列于表5－30。表5－31不同计算公式推算无阻流量值测试时间间隔h计算无阻流量，104m3/d二项式指数式井下研究院25.5531.115631.429432.080731.521650.9725.027525.735124.894625.298772.0022.277423.055422.022122.4934104.0019.655720.433219.411919.8229152.0017.296318.014617.129317.4232200.0015.795816.447115.694115.8991248.0014.730415.320314.676714.8181300.0013.862014.393513.845313.9375－601－ 应用表5－30的计算结果画出不同计算方法推算的无阻流量值与测试时间间隔关系图。2）修正等时试井模拟应用同样的储层参数，可以进行修正等时试井的压力历史模拟，测试的程序为：①24h开井，24h关井进行四点的不稳定产能测试，产量序列为：2，4，6，8×104m3/d；②开井500h进行延时测试，延时测试产量为10×104m3/d；③关井500h关井压力恢复测延时测试末期储层压力。以上测试模拟得到的压力历史见图5－135。从以上模拟的压力历史曲线可以计算延时无阻流量值：3）不同方法计算的无阻流量对比以上不同单点产能计算方法得到的产能及修正等时试井测得的产能，画在同一张图上加以对比，见图5－136。图5－135与单点试气对照的修正等时试井模拟图图5－136不同方法计算无阻流量对比图从图5－135看到：①对于均质、具有条带形边界的压裂井，由于开井后流动压力持续下降，因此用单点法计算的无阻流量，随着测点时间的推延而不断降低，并非是一个常数值，因而测点时间的选择对无阻流量的计算非常重要。②通用的二项式、指数式、长庆井下及研究院针对下古地层所推导的计算公式，在图5－136上彼此重叠或相近，计算结果大体是一致的。③应用修正等时试井法计算的无阻流量为23.4×104m3/d，若以此为判别标准，则与通用的单点计算公式，当测点取70～80h，即3d左右时，产能计算结果是一致的。因此，在以上这种特定的地层条件下，若以单点法推算产能，应在试气产量稳定后，选择第三天的流动压力用来计算无阻流量，可保持与修正等时试井结果大体一致。第六节利用试井资料进行储层伤害评价－601－ 一、概述1.试井分析是钻井完井质量现场评价的主要方法油气层在钻井完井后，是否受到损害以及损害程度如何，最终都要通过现场评价来确认。对于受到损害的油气层，往往要采取强化措施来解除损害，以达到增产的目的。但是，需要采用什么样的措施，措施后的效果如何，也都要通过现场评价资料来提供依据。现场试井评价的作用和目的，不限于对油气层损害的评价。通过试井，还可以确定产层的性质、流体的产出量、储层参数及储层的边界分布等。通过探井的地层测试，可以确认储层的含油气性质，并初步判断钻井过程中的损害程度，同时粗略估计地层渗透率。完井试井时，除进一步落实上述参数外，还可以进一步分析储层是均质地层，还是双重介质地层，及相关的参数，如储能比ω，窜流系数λ等，对于测试时间较长的延长测试，通过压力恢复曲线的分析，可以了解储层的边界形成形状及距离。对于压裂过的井，可以求得裂缝半长Xf及裂缝中的导流能力。对于气井的试井，可以求得气井的产能，计算无阻流量QAOF。所以说，试井评价的用途是十分广泛的。但是，无论如何，从工程角度来说，对完井质量的评价，仍是试井评价中十分重要的内容，而且也可以直接而迅速地就现场施工内容做出决断。现场评价除试井法外，还可以使用测井分析法，但是迄今还没有一种测井分析法能直接测量钻井液或其他完井液损害油层的程度和深度，也没有另外的哪能一种方法测出的资料与损害程度参数有确定的关系。利用微电极系测井、时间推移测井以及深浅电阻率测井，都可指示油气层是否受到钻井滤液的侵入。微电极曲线上的幅度差，井径曲线上的缩径，时间推移测井曲线上的幅度差和感应曲线上的幅度差，都可以说明该层为渗透性地层。深浅双侧向和微球形聚焦测井，可以求侵入带直径，但这些都还不能最终判断油气层是否受到损害。应用不稳定试井资料，可以求出一个表皮系数S。对于水受损害的油气层，S层为0；对于受到损害的油气层，S＞0，而且S值越大，损害越严重；对于经过措施改善的油气层，S＜0，而且S值越小，改善效果越明显。因而S值就成为定量评价油气层损害程度的标准。在试井方法中，还定义了多种标志油气层损害的参数，常用的有：损害系数DF，流动效率FE，堵塞比DR，井底附加压降Δps，井底有效半径rwe，完善指数CI，条件比CR，完善系数PF等。这些参数从不同角度描述了油气层损害程度，不管是用何种参数表示，基本质与表皮系数S是一致的，而且都可以用S值来作定量表达。总之，试井法是目前现场评价油气层损害程度的唯一有效的方法。本节将区别不同类型的油气层，介绍评价方法，并举出应用实例加以说明。2.现场评价与实验室评价的对比从评价工作内容看，大量工作是在实验室完成的。因此有必要论述一下实验室评价与现场评价两者之间的关系。一些书籍和文章介绍了实验室研究油气层损害的一些方法。应用实验室研究结果，可以达到下面几个目的：（1）研究造成油气层损害的原因，包括入井流体以及工艺过程的原因；－601－ （2）筛选出合理的预防措施；（3）对已造成损害的油气层，找出补救措施；但是，出于室内实验条件与油气层实际条件的差距，因此实验结果在定量方面只具有参考意义。特别应提到的是，实验室给出的结果，对于一口实际井及钻井的油气层来说，只能给出可能造成损害的预测和造成损害原因的分析以及在模拟条件下损害程度的测定结果。因此，在评价其损害程度时，不能只靠室内评价，还应依靠现场评价。根据试井分析测定的S值，确定该油气层是否已受到损害，是否须进行措施改造；措施以后，再根据新的试井资料，判断改造的效果。因此，实验室的和现场的评价是相辅相承的，互为补充的。3.试井法评价油气层损害技术的发展用试井法评价的油气层损害，开始于30年代。最初，只是通过油气井产量本身的高低来认定油气层损害的程度。但是人们逐渐认识到，一些井在钻井中从岩心来看是很好的油气层却不能发挥出应有的产能，这说明，有必要研究钻井质量，而通过研究井底压力来判断钻井质量，无疑是最简便有效的方法。连续记录压力计，象阿美瑞达井下压力计的出现，推动了这种研究工作的进展。到90年代，已有数十种不同类型的压力计付诸使用。不稳定试井分析的麦斯盖特方法[3]、MDH方法[4]和霍纳法[5]相继出现，形成了现在所称的“常规试井解释”方法。1953年，艾·范弗丁根和赫斯特首先提出了“表皮带”的概念，他们假定，由于钻井完井过程中，井壁受到某种损害，因而形成一层渗透率降低的地带，称为表皮带，或者“趋肤带”。在这一地带，由于渗透性降低而产生的表皮效应，形成一个附加压降Δps，在达西单位下表达为：（5－62）式中S——表皮系数；q——井的产量，cm3/s；图5－137趋肤带附加压降示意图μ——地层流体粘度，cP；K——地层渗透率，D；h——地层厚度，cm；B——原油体积系数，cm3/cm3。注：1D≈1μm，1cP=1mPa·s至今，在试井分析中仍在使用着这一概念。式中的S值，可以通过不稳定试井分析——压降或压力恢复分析来求得。－601－ 附加压降的物理概念表示在图5－137上。以后，许多研究又对表皮系数S进一步加以研究，认识到S值包含了许多内容。首先是油气层本身的损害，可以引起附加压降，这是S值的主要内容。另外，由于油气层部分打开、射孔工艺的影响、井斜、井底附近的湍流区、溶解气的解释、凝析油的聚集等，都可以产生附加压降，并表现在S值上，从而使人们对S值的认识进一步加深。另外，也产生了其他的多种关于油气层损害的表示方法，下面将进一步介绍。1970年，不稳定压力试井分析中首次提出了图版分析方法，由阿格厄尔等人做出了解释图版。此图版以井筒储集系数C和表皮系数S为参变量，把图版曲线划分为多族，从而把井筒附近的地层损害，与不稳定压力曲线的形状之间，找到了明确的关系，见图5－138。图5－138阿格厄尔（Agarwal）图版曲线示意图在此之后，这类图版由格林加登加以改进，提出了影响曲线形状的组合参数CDe2S，把曲线并为一族，这也就是目前常用的图版曲线。从参数CDe2S可以看到，表皮系数S处于形状参数的指数位置，从而更加明确地反映了油气层损害对曲线形状的影响。从上述分析不难看出，既然S值直接决定了不稳定试井曲线的形状，反过来，从不稳定曲线的形状特征，也就可以明确地和十分有效地确定地层损害的情况。这也是现代试井的核心内容和重要组成部分。4.现代试井分析方法现代试井一般包括三个内容：（1）用高精度的井下压力计录取压力数据：（2）以图版法为中心的一整套资料分析方法；（3）使用先进的试井解释软件。现代试井分析的基础是高精度的压力资料。原因是，在分析方法中使用的双对数图版拟合法，使用了包迪特（Bourdet）的压力导数图版[11]－601－ ，这是分析方法中的核心部分。而低质量的测压力数据，是求不出可用于解释的导数曲线的。目前国外发展的各种高精度电子压力计其测压精度可达0.02%FS，即满量程的万分之二。分辨率0.01psi，即0.00007MPa。仪器量程可达200MPa，使用温度200oC。这类仪器可在几乎任何油气井中进行测压。从解释方法看，适用于各类地层条件的双对数图版已被研究者相继完善。从解释中继续使用着过去几十年发展的所谓常规方法，即霍纳法、MDH法等单对数方法。同时发展了一整套拟合检验方法，以尽量避免多解性带来的误差。上述解释不稳定试井资料的过程，最后全部在计算机上，通过运行试井软件来实现。试井软件可以直接输入电子压力计取得的全部压力数据，并进行编辑加工以用于解释。软件可以提供各类地层的各种形式的解释模型图版，并以人机对话形式进行图版拟合，求出参数。最后，软件可以输出用于试井报告的各类成果图和数据表。整个测试、解释都可以在现场进行，可及时提供必要的资料。二、试井法评价油气层损害的原理1.储层损害的类别用试井法评价储层损害时，应区分不同的情况加以评价。（1）钻井完井造成的损害评价1）钻开油气层时形成的损害。由于钻井液与储层不配伍，泥浆比重控制不当，泥浆浸泡时间过长，循环钻井液时流速过大，快速起下钻及钻具刮削井壁等，都会使固相物质进入井壁附近储层，堵塞孔隙通道，或者由于液体进入地层，形成水锁，引起粘土膨胀，造成储层损害，由于这些损害大都在井壁附近，因而可以用S值评价。2）固井时形成的损害。固井时水泥浆滤液浸入地层，有可能造成粘土膨胀分散，或者由于滤液中氢氧化物与地层中的硅化物形成粘结性化合物，造成储层损害，这些也大都发生在壁附近，可以用S评价。3）射孔时形成的损害。射孔不完善，例如孔密、孔深不够，或形成压实带，都可能形成井壁损害，可以用S值评价。（2）酸化施工造成的损害评价酸化作业本来是为了解除井底损害而采取的措施，但酸化作业本身却也有可能造成次生的损害。例如：酸反应物产生的沉淀、酸化过程中固体杂质的携入等。如果酸化施工时作业半径不是很大，一般仍可用表皮系数S来评价。但是，对于深度大型酸化，或者在灰质裂缝性地层进行的酸化，则有可能形成一定范围的措施改造带，只用S值已不能全面反映措施效果。（3）压裂施工造成的损害评价压裂施工时，如果造缝的长度较短，例如Xf只有几米，则对井底地层的改善仍可以用S值来评价。如果采用了大型加砂压裂，压出的裂缝长度达到数十米，则作为井的表皮系数S值，均可达到负值，这时除去用S值评价压裂后的效果外，还须通过裂缝半长Xf－601－ 和裂缝的导流能力FCD对压裂结果加以描述。另外，压裂过程在对井底附近的渗流通道加以改善的同时，也会在造出的裂缝表面形成二次的污染，即形成所谓的裂缝表皮Sf，应用试井方法可以对Sf值进行分析评价。（4）采油、采气和注水过程中对地层的损害评价首先，这种损害除井底附近外，还发生在距离较产远的部位，象采油时地层脱气，采气时产生反凝析，都会在井底周围一定范围内形成两相流区，从而大大增加流动时的阻力。对于注水的油层，还有可能由于水敏使储层内部的粘土膨胀，或使固体颗粒在储层深部运移，堵塞孔喉，形成储层深部的损害。这种损害已不仅包括表皮区，因而用S值评价是远远不够的。（5）三次采油中造成损害评价三次采油中采取的措施对地层造成的损害不能用表皮S评价。2.用表皮系数S值衡量油气层损害程度及S值的分解图5－137和公式5－62表明了由于井壁附近地层损害所引起的附加压降Δps。式5－62是在达西单位制下表达的，当改用法定单位时，公式变为：（5－63）式中Δps——附加压降，MPa；μ——地层流体粘度，mPa·s；q——产量，m3/s；K——渗透率，10－3μm2；h——地层厚度，m；B——原油体积系数，cm3/cm3。按照图5－137显示Δps的定义，在损害区边界（r=rs）上，压力分布未受到影响；而在井壁（r=rw）处，则因井筒附近地层受到损害，渗透率从正常的K值下降到Ks，压力降大于正常的压降。从rs处到井壁（r=rw），无损害时的地层压力降表达为（在达西单位下）：而受到损害地层的压力降为：两者相减，正好是地层损害造成的附加压降Δps，从而结合公式（5－62）有：（5－64）化简后得到－601－ （5－66）从公式5－65看到，如果地层受到损害，则Ks＜K，S值为正值；如果井壁附近地层得到改善，则Ks＞K，S值为负值；若Ks=K，则S=0。而式5－64又可写做：式中m——单对数直线斜率，MPa/cycle，cycle指一个对数周期。（5－65）和（5－66）两式在不同单位制下表达形式相同。这里要指出的是，试井中所求出的S值，是一个综合的参数，它并非都是由于前面提到的钻井完井过程地层损害造成的，通常还有下列因素会引起附加压降，形成所谓拟表皮Sp，拟表皮包含以下几项：1）由于地层部分射开引起的拟表皮。对于有底水或气顶的厚油层，为避免底水和气顶的锥进，常常只打开部分地层，这使得在射孔段附近产生汇流，而引起附加压力降。2）由于射孔工艺引起的拟表皮。射孔时，孔密、孔眼深度、相位角不完善和孔壁形成的压实带等都会影响油气流动，形成附加压降。对于不同类型的射孔装置，上述参数有很大差别，要查图版进行计算，得到射孔拟表皮。3）井斜形成的拟表皮。4）井底脱气引起的拟表皮。5）气体湍流引起的拟表皮等。试井方法求出的表皮系数，扣除上述的拟表皮Sp，才是反映地层损害的表皮影响。有一些资料介绍上述拟表皮的计算方法。事实上，一些用于节点分析的计算机软件，也具有计算拟表皮的功能，读者可以参考。此外，不同的完井方式产生的拟表皮是不一样的，因此表皮系数的分解还是很复杂的，限于篇幅，在此不做深一步的介绍。3.其它表示地层损害的参数除S值以外，还有一些描述地层损害的方法。（1）流动效率FE流动效率定义为实际采油指数与理想采油指数之比：（5－67）其中（5－68）－601－ （5－69）式中p*——地层压力，可以用压力恢复曲线推算，也可以实测。可以看出，J实际为实际采油指数，J理想为扣除因地层损害形成的附加压降后的采油指数，即地层无损害时的采油指数。这样，（5－70）即流动效率等于无损害压差与存在损害压差之比。从式中可以看出，FE=1时，地层无损害，FE＜1时，地层有损害；FE＞1时，地层被改善。也有一些研究者把流动效率叫做产率比PR，或条件比CR，或完井系数PF，这些只是名称上的区别，其含意是一致的。（2）堵塞比DR定义流动效率的倒数为堵塞比，表示为：（5－71）结合公式5－70看到，DR为有损害压差与无损害压差之比，即（5－72）（3）损害系数DFDF定义为：（5－73）即损害造成的附加压降与总的生产压差之比。结合公式（5－70）可以看到，DF=1－FE（5－75）（4）完善指数CI童宪章院士曾提出完善指数，并给出“7的法则”判别井筒损害。定义为：（5－75）式中m——为压力恢复曲线径向流直线斜率。童宪章院士在“压力恢复曲线在油气田开发中的应用”－601－ 一文中认为，判别地层损害的标准，可以用的值来表示，CI＞，油井是受到损害的；油井是完善的；CI＜，油井是未受损害的。式中A值为供油面积。这是作者在统计了当时已开发的油田供油面积后，确定大约为7。因此又以7作为判别的标准，故称为7的法则。同时作者认为，对供油半径约0.5km的油藏是适用的。把式5－66和式5－73代入式5－75后，可以得到：（5－76）也可改写为：（5－77）或（5－78）等等。就是说，上述能数均与表皮系数S存在确定的关系式。5.有效半径rwe有效半径定义为：rwe=rw·e-S（5－79）该半径的物理含意可参见图5－137。当S=0时，rwe=rw，即实际完井半径；当S＞0时，rwe＞rw相当于井径小于实际的完井井径，这意味着缩小的井径；相反，当S＜0，rwe＜rw意味着扩大的井径。一般来说，评价一口井是否损害，使用S值即完全可以表达了。一般的试井报告，也只给出S值来表明损害程度。但为了从不同的侧面分析损害情况，也可应用上面提到的其他参数。为此列表如表5－31。表5－31均质地层损害情况评价标准－601－ 序号评定指标符号损害正常改善1表皮系数S＞0=0＜02附加压降Δps＞0=0＜03损害系数DF＞0=0＜04流动效率FE＜1=1＞15产率比PR同上6条件比CR同上7完井系数PF同上8堵塞比DR＞1=1＜19完善指数CI＞8=7＜610有效半径rwe＜rw=rw＞rw三、用图形特征判别均质地层的损害情况试井资料的分析，自从40年代使用了自动记录压力计，研究不稳定压力变化以后，一直与图形分析密切联系。50年代由霍纳（Horner）发现，地层中的径向流动，对应单对数图中的直线段。提出用这一直线段求地层渗透率。这是图形分析的很好的应用。60年代由阿格厄尔等人提出双对数图版法，后经格林加登（Gringarten）等人加以发展，形成了目前的图版拟合求参数方法。试井软件的应用，无疑给资料解释提供了一个极为得到的手段。但是，由于试井解释应用的解题方法在信息论中被称为反问题，在求解过程中存在多解性，因而在使用软件时需要试井工程师结合物探的、地质的、测井的等等各方面的资料，首先进行“图形诊断”，确定地层模型类型，成为人机对话中的一个重要的部分。图形诊断不仅对试井工程师是很重要的，对于油藏工程师、勘探开发现场技术人员和管理人员，同样是很重要的。基于上面的原因，这里特别把图形特征的分析研究突出出来，形成四节，统称图形分析方法，力求做到：1）分别介绍每一种参数，特别是表皮系数S对试井曲线形状特征的影响，以便从图形特征马上可以辨认地层的类型及参数的大小范围；2）用比较简单的而且具有典型参数的“模式图形”来表征某一类地层的特征；3）介绍一些简单的、方便易行的估算方法，从图形特征，不须应用试井软件，马上可测算出地层参数，特别是地层损害程度（S值）的大致范围。这不但可在现场直接指导生产，而且对一个由试井软件做出的解释结果，还可及时做出鉴别。目前在试井分析方法发展过程中，研究者创造出许许多多类型的图形，为了方便实用，我们在这里只选用两类图形，即：1）由格林加登（Gringarten）和包迪特（Bourdet）所提出的压力和导数双对数综合图；2）压力的单对数图（压降单对数图、压力恢复的MDH图、霍纳图、叠加函数图等）；－601－ 其他的图形类型，在文献[4]中有详细的分类介绍，这里不再重复。1.均质地层的图形特征我国东部地区第三系的大部分砂岩地层，以及西部的白垩系、侏罗系的砂岩地层，均呈现出均质地层的特征。某些具有天然裂缝的碳酸盐岩地层和砂岩地层，当裂缝发育为很均匀的单一类型缝时，常常也表现出均质地层的特征。所谓均匀介质，是指试井解释过程中假定的一种理论模型，它表示在测试的影响范围内，地层中各点的渗透率是相同的，具各向同性。从这点出发，可以用一定的数学方程式来表达渗流过程。（1）双对数综合图这个图是识别均质地层的典型特征图。它的纵座标是压力Δp和压力导数Δp·Δt，横坐标是时间。坐标刻度都已取了对数。它的形状象一把“两齿叉子”，可以分成三段来分析，见图5－139。图5－139均质地层压力双对数图1）第Ⅰ是“叉把”部分。这一段双对数和导数曲线合扰到一起，呈45°的直线，表明续流段的影响（即井筒储集效应影响）。2）第Ⅱ段为过渡段。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。在参数组CDe2S中，CD为无因次的井筒储集常数，S为表皮系数。由于S值处于指数位置，所以受S值的影响更大些。CDe2S值越大，则峰值越高，下倾越陡，而且出现峰值的时间较迟。图5－139所表示的导数峰值与0.5水平线的差值和S值关系可以表示为下式：（5－80）－601－ 式中HD=H/Lc，Lc——对数周期长。例如，从实测曲线图上量得导数峰值与0.5水平线的纵坐标差值为16mm，所使用的双对数坐标纸Lc=15mm，则HD=16/15=1.07。另外从关井初期的Δp－Δt资料，得到CD=100，代入上式得到，S=12.61。3）第Ⅲ段出现导数水平段。这是地层中产生径向流的典型特征。在无因次坐标中水平线纵坐标值为0.5。用它可以确认单对数（霍纳图、MDH图、叠加函数图等）中的径向流直线段。出现导数水平段之前，压力双对数线与导数线已经分开形成叉状。导数水平线与压力线张开的距离A与CDe2S有关，它们的关系式表达为：（5－81）式中AD=A/Lc从上面的例子中，同样可以量得A=30mm，代入（8－81）式同样得到S≈12.58。从以上分析看到，公式（5－81）、（5－82）中含有参数CD，称为无因次井筒储集系数，表达为：（5－82）式中C——井筒储集系数，m3/MPa；φ——孔隙度；Ct——综合压缩系数，MPa－1；h——地层厚度，m；rw——井筒半径，m。可以看出，上式中除C值外，均为已知参数，有关C值的估算方法，将在后面加以介绍。（2）单对数图一旦从双对数综合图确认了地层类型为均质地层，并且划分出流动阶段以后，进一步的分析主要靠单对数图。单对数图有多种画法。这里主要用压力恢复的MDH图加以说明。1）形状特征：单对数图的形状象一把“勺子”，作为续流段和过渡段的第Ⅰ和第Ⅱ段，在单对数图中形状象“勺头”，作为径向流段的第Ⅲ段，在单对数图中形成直线，可以比喻作“勺把”。－601－ 图5－140均质地层压力恢复单对数图单对数图的特征如图5－140所示。单对数曲线形状特征示意图中：①具有斜率m的径向流直线段；②具有最大斜率m′的续流晚期段。从大多数实测曲线看，这一段的实测点很接近斜率m′的直线，我们称之为“视直线”（但不是绝对的直线）；③以m和m′为斜率的直线具有交点D，D的时间坐标为Δt*；④以m和m′为斜率的直线，具有交角β；⑤当Δt很小时，实测压力与按径向流直线向前推的井底压力之间存在一个差值，这个值代表了由于表皮S的影响而形成的压差Δps。下面将分别讨论不同的参数对这些形状特征的影响。2）直线段斜率m：m值与地层参数间满足下面公式：（5－83）从上式看到，m值与流度K/μ成反比，与单位厚度产量qB/μ成正比。公式（5－84）也是计算渗透率K值的常用公式。3）斜率比m′/m和夹角β：－601－ 图5－141CDe2S值对单对数曲线形状的影响示意图m′/m和和夹角β主要受参数CDe2S的影响。一般来说，CDe2S值越大，则m′/m越大，而且β角度接近90°。相反，若CDe2S值越小，则m′/m接近1，而且β角度接近180°，如图5－141。在CDe2S＞1情况下，一般来说，1＜＜20，90°＜β＜180°。公式（5－84）表示了S与的关系：（5－84）从图中量得值，同样可以计算S。4）拐角时间Δt*：Δt*大致相当于直线段起始时间，比后者提前约0.5对数周期。影响Δt*值的因素主要是井筒储集系数C，与S值及其余地层参数也有一定关系。表达为：（5－85）当CD值很大而值很小时，即对于低渗透地层且采用井口关井，Δt*会大于录取时间限（时钟走时限），从而只能测到续流段；相反，当CD值很小而值很大时，测试的初始点即可能大于Δt*－601－ （特别对于低分辨率的机械式压力计），这时只能测到径向流直线段而无续流段，华北油田的任丘古潜山油井即出现过此种情况。5）表皮S引起的压力降Δps：Δps的表达式见式（5－63）。从5－63式可以看到Δps主要受S值的影响。同时反比于值，正比于值。总结以上各点，归纳如下：①径向流直线段率m反比于流度，正比于单位厚度产量；②续流视直线斜率m′与径向流直线段斜率m之比m′/m及拐角β，在CDe2S＞1时，主要受S值影响，同时受CD影响，但影响不大；③拐角时间Δt*主要受C值、K/μ值影响，与C成正比，与K/μ成反比，S值对其影响不大；④续流段偏离直线段下倾幅度（Δps值）取决于S值，与S成正比。不同的K/μ值，S，C及qB/h值的组合，将形成一系列形状各异的曲线。（3）K/μ值，S及C值的分类为了更清楚地讨论参数的影响，把上述三个参数按大小分级。1）流度K/μ的分级：K/μ值反映流体在地层中流动性的好或差，为了讨论方便，暂分为七级[单位10－3μm2/（mPa·s）]：特高——K/μ＞104；高——104＞K/μ＞103；较高——103＞K/μ＞102；中——102＞K/μ＞10；较低——10＞K/μ＞1；低——1＞K/μ＞0.1；很低——K/μ＜0.1。2）C值的分级：井筒储集系数受多种因素影响，例如关井阀的位置、井筒中流体性质、有无自由液面等等。因此，除去用试井资料计算外，估算C值是比较困难的。但是仍然可以根据井的情况，大致对C值做出估计。这有助于压力资料的鉴别和分析，而且也可用于试井设计。参见表5－32。表5－32井筒储集系数C值分级表分类级别C值的量级，m3/MPa井的情况描述特高3～10深气井，井口关井高1～3高含气井或油套管液面同时恢复井较高0.1～1含气柱井，井口关井或油管液面恢复井－601－ 中等0.05～0.1油管井口关井，中低气油比较低0.01～0.05油管井口关井，井内为纯油、水或采用井下关井工具关井，但口袋较长低0.001～0.01采用井下关井工具关井很低＜0.001井下关井，口袋特别短如果通过试井曲线分析求出C值，与上面描述的井的情况相符，则结果是正确无误的；如果相差很大时，则要么是分析过程出现错误，要么是某些未加考虑的因素（例如封隔器漏失）或地层因素（例如存在未被认识的气夹层）所引起的。因而对C值的分析，是与鉴别测试分析结果及发现油气井和地层中新问题有密切关系的。而且如前所述，C值对曲线形状及径向流的发生时间都有很大的影响，因此C值是一个非常重要的参数。3）S值的分类：S值表明地层被损害的情况，但也常常与射孔打开地层的程度、高速气体形成的湍流及酸化压裂形成的裂缝等有关。但这里不再区分这些因素，只从数值大小大致做如下分级，见表5－33。表5－33表皮系数S值分级表分类级别S值数量级CDe2S大约值特高＞20＞1015高5～20103～1015中1～510～103低（－1）～15～10较低（－3）～（－1）0.5～5很低＜－3＜0.5由于Δps正比于S和qB/h，反比于K/μ，所以S值的大小不完全决定堵塞造成的压差。对于高渗透层，虽然S值可能大，但Δps却可能只有不足1MPa。2.均质地层的曲线定位分析方法（1）定位分析的含义均质地层的实测压力单对数图，由于参数K/μ，S，C，qB和h不同而演化成多种图形，使辨识、分析及鉴别资料带画困难。图5－1420画出均质地层的无因次单对数图。实际上，实测的资料其单对数图应该是图5－142中某条曲线的某个特定的部分。确定这个部分后，可以根据实测地层的参数把曲线图返回到有因次坐标中去。－601－ 图5－142均质地层压降试井无因次单对数图这里特别要指出的是，把无因次坐标返回到有因次坐标时，曲线的位置是有限制的。原因是：1）录取时间具有下限。由于仪器录取压力数据点间隔的限制，初期点，或者说第一点只能以秒计（电子压力计），或者分计（机械式压力计）；2）录取压力数据的时间有上限。对于机械式压力计，一般一次下井只能工作几个小时或几十个小时。电子压力计时间要长些。直读式的电子压力计原则上虽然可以无限期地在井下工作，实际受现场工作条件的限制，也不过工作数百个小时；3）压力录取具有下限。由于仪器分辨率的限制，压力变化的最小值也是有限的。电子压力计可达0.00007MPa到0.00014MPa；机械压力计一般只有0.01到0.001MPa。根据井下仪器实际录取能力的限制，确定实测曲线在图5－142上的位置，并以有量纲的坐标刻度加以表示，从而确认实测曲线的形状，我们把这种做法称之为“定位分析”。（2）时间定位－601－ 首先进行初始时间定位。一般来说，电子压力计记录第一个数据点为1～3s，考虑到关井操作尚需一定的过程，一般取第一点为10s。机械式压力计比较可靠的初始读点暂定为1min。这样，对于特定的地层和油井，初始点的无因次时间由下式计算：（5－86）终结点的（tD/CD）终的计算公式与之相同，但Δt初以Δt终代入。例如，当K/μ=0.1μm2/（MPa·s），h=10m，C=0.1m3/MPa，qB=10m3/d，Δt初=1min时，（tD/CD）初=3.77。同时当Δt终=4h时，（tD/CD）终=904.8。（3）压力定位不同类型的压力计，分辨率不同。假定全用机械式压力计，分辨率0.01MPa，初始压力点按下式计算：（5－87）终结点的压力，一般不受限制。按以上设定的数据，计算（pD初）：（pD）初=542.87××10××0.01=0.543（4）曲线定位根据完井资料和测试时井身结构情况，可以估计一个S值和C值，从而可计算一个CDe2S值。结合前面计算的定位时间和定位压力，可以确定实测曲线的形状。用这种定位分析，可以进行试井设计，也可以用定位分析进行实测资料的辨识和鉴别，那时S，C值是从试井曲线实际解释的参数。（5）定位分析举例图5－143，5－144表示了几个不同实例的定位后的曲线形状。图5－144把各个实例分别画出，表示得更加明显。表5－34列出实例参数。图5－143中线段（b－e）表示序号1示例的定位情况。从图中看到，这是一条完整的压力恢复曲线，具有续流段（b－d），径向流直线段（d－e），可以用来计算地层参数。－601－ 图5－143定位分析方法示意图图5－144定位分析举例示意图表5－34定位分析举例序号实例参数曲线位置CDe2SK/μhmCΔt初minΔt终hΔp初MPaqBPD初11060.1100.1140.01103.77904.80.54321061.5300.5140.0110033.938.14×10-32.4431060.0510.1140.01100.18845.240.027－601－ 41030110.5140.01107.51.5×1030.543序号2示例相当于高渗透层、高气油比、井口关井测试的情况。例2的曲线为定位框中的（c－f）段。这一段曲线缺失了续流段，但有较长的径向流直线段，可以计算参数。序号3示例是一种中等流度地层，采用井口关井情况，定位曲线为图中的线段（a－d）。这是一条只有续流段而无直线段的曲线。不能用一般的常规方法计算参数。序号4示例是一种高渗透、高损害地层的情况，井筒储集系数C也比较高。从图5－143的定位曲线看到，出现了所谓“厂”字形曲线。某些中低渗透性的气层，由于气体的粘度值很小，也会出现“厂”字型曲线。表明β角接近90°，这种曲线一般都预示着严重的损害，须对地层进行改造。（6）定位分析的应用1）对试井解释结果进行鉴别分析。2）用定位分析法进行试井设计。选定参数后对测试做出定量模拟，画出模拟的单对数图。步骤是：①从测井资料和相邻井的情况，估计K，μ值，并计算出K/μ值；②从取心及电测资料，得到孔隙度φ；③从完井资料估计S值的rw值；④从测试井井身结构估计C值；⑤利用公式（5－82），结合参数Ct、h、rw计算CD值及CDe2S值；⑥设定qB/h值，并利用定位分析方法计算（tD/CD）初，（tD/CD）终及（pD）初，从而框出在（tD/CD）终和pD坐标下的模拟曲线（图5－143）；⑦用tD/CD和pD的表达式（5－86）及（5－87），把定位后的模拟曲线转化为有因次的坐标刻度，即为设计的模拟曲线。如果得到的曲线符合资料分析的要求，具有明确的径向流直线段，则可按原计划施工；相反如果模拟曲不符合资料分析的要求，则须改变测试计划，调整测试时间，改换测试仪表或改变关井方式等，以期达到预期的要求。（7）均质地层的试井模式图把影响不稳定试井曲线形状的参数组合成两个参数组，即：CDe2S——图形参数，无因次；——位置参数，。各分成7个档次，对均质地层的标准曲线进行定位分析后，得到49幅模式图，其分类情况见表5－35。表5－35均质地层模式图参数组合及实例井分布表－601－ Kh/μc编号图幅CDe2S0.1（很低）0.3（低）0.8（较低）2（中等）6（较高）20（高）70（很高）0.1（很低）M－1M－8M－15M－22M－29*M－36M－431（低）M－2**M－9***M－16**M－23**M－30M－37M－4410（较低）M－3☆☆☆M－10☆☆☆M－17****M－24****M－31*M－38M－45104（中等）M－4M－11☆☆M－18☆☆M－25****M－32***M－39***M－46*1010（较高）M－5M－12M－19☆☆M－26**M－33**M－40**M－47*1020（高）M－6M－13M－20M－27M－34*M－41*M－48*1030（很高）M－7M－14M－21M－28M－35M－42*M－49*注：M―XX——模式图号；*——实测井例；☆——电子压力计延长测试。表5－35中用粗实线把模式图分为左右两类。右方一类，在一般条件下用机械式压力计可以测到具有径向流直线段的曲线，顺利地用来进行图形分析并解释参数；在分隔线的左方，用数小时时间测压，得不到径向流直线段，表中用*号所表示的成功的实例，全部是用电子压力计延长测压得到的。从表5－35中还可看到，实测例多集中于M－9到M－49对角线附近，用虚线分出范围。有两部分无对应实测例：1）左下角位置。这部分模式图全部位于粗实线的左方，难于录取到合格的资料。即使被操作者录取到，也常被弃之不用。2）右上角位置。这部分曲线对应Kh/μC值很高而CDe2S又很低的情况。Kh/μC高意味着K/μ值高，CDe2S低意味着S值低。这在通常工艺条件下是矛盾的，因此难以见到实例。从表5－35还看到，通过改变测试工艺，可以改变录取资料的类型。对油井来说，采用井口关井时，C值大约是0.1～0.5m3/MPa；改用井底关井后，可降到0.01～0.001m3/MPa，下降了2～3个数量级。这样对于原来处在M－5、M―13、M―21等条件下的测试井，则可右移到M―33、M―41和M―49等位置。从测不到径向流直线到顺利地测到径向流直线，用来解释地层参数。－601－ 图5－145均质地层模式图双对数图部分汇总示意图图5－145示意性地画出均质地层模式图中的log―log图部分。这种模式图，可用做图形诊断的对比模式，也可做测试设计时的工具图。用电子压力计测得，取5h＜Δt＜20h一段进行分析。图5－146实例1图形分析实例实例1，见图5－146。－601－ 图5－147M－32模式图从曲线形状及从图中量得的AD，HD和来看，与模式图M―32相近，如图5－147所示。从实例资料的初期p～t关系中，计算C值为0.1m3/MPa，得到CD=197。C值也可以根据井的情况粗略估算。把HD代入公式（5－80），求得S=2.1。把AD代入公式（5－81），求得S=2.24。把=4.36代入公式（5－84），求得S=2.12。以上几个S值相近，且与试井软件解释所得S=1.9也一致。另外从M－32图的参数=6，推算K≈19×10－3μm2。图形分析主要是给出定性结果，从定量方面看，不能代替试井软件分析。但它却能对井的情况及时做出判断。四、双重介质地层的图形特征双重介质地层又称天然裂缝性地层，它是指地层在漫长的地质年代中，由于地应力作用形成的缝隙，再经过风化和淋滤，形成网状的裂缝系统。在由裂缝分割的岩块中往往也具有一定的渗透性，但其渗透率极低。因此在岩块中储存的油气，虽然占大多数，也只能通过裂缝流向井底。其结构示意图见图5－148。这种地层，最初由巴兰布拉特研究，后来经过许多作者完善，现在已形成了比较完整的理论。定义下面几个参数组：裂缝系统图形参数（CDe2S）f总系统图形参数（CDe2S）f+m弹性储能比窜流系数－601－ 图5－148双重介质地层单元体结构示意图曲线位置参数介质间不稳定流参数上述参数中，ω及λ又可表示为：（5－88）（5－89）式中（CDe2S）和（λe2S）可以从图版拟合中求得。由上面的参数可看到，影响双重介质曲线的几乎每一个参数组，都与标志地层损害的表皮系数S值直接有关。但是，这种影响比起均质地层来说要复杂得多。这里特别要指出的是，双重介质地层，裂缝作为与井底的连通通道，总是使井筒际近有更好的连通性，因此以S值判断井底附近地层损害时，通常以（–3）为划分标准。当S＜–3时，地层改善；当S=–3时，地层未损害；当S＞–3时，地层损害。－601－ 我们将结合后面的实例加以说明。1.双重介质地层模式图——具有两个径向流段的情况这里介绍一种典型的参数组合，其条件和数值范围如下：1）双重介质地层，介质间拟稳态窜流，具体井筒储集C和表皮S的影响；2）例如（CDe2S）f=102，（CDe2S）f+m=10。形状参数值较小，或者说表皮系数S值较小；3）ω=0.1，表明弹性储能比较大，即裂缝中储存有一定数量的流体；4）λ=10－7，该值较小，说明从基质孔隙向裂缝过渡受到较大阻碍。符合上述条件的双对数综合图参见图5－149。图5－149双重介质地层具有两个径向流段的双对数模式图按图中划分的流动线，描述如下：（a－b）段为续流段，与均质情况类似，曲线形状由（CDe2S）f确定：（b－c）段为裂缝径向流段，导数为0.5值的水平线；（c－d）段为基质—裂缝过渡段，导数曲线向下凹后再上升到0.5值水平线。这是标志双重介质地层的主要特征线。曲线下降部分由参数确定，上升部分由参数确定；（d－e）段为总系统径向流段。符合上述条件的单对数图参见图5－150。华北油田详88井在奥陶系3927.5～3990.0m测试中霍纳图终关井压力恢复曲线具有斜率相等的两条互相平行的直线段，表明产层具有双重介质特征。2.双重介质地层模式图——只出现总系统径向流的情况这是一种在油气田现场最常见的典型情况。形成这种曲线的典型参数如下：－601－ 图5－150双重介质地层具有两个径向流段的单对数模式图1）介质间拟稳态窜流，具有S，C影响；2）例如（CDe2S）f=104，（CDe2S）f+m=102。一般来说CD值较大，续流影响掩盖了裂缝径向流段，使第一段径向流显示不出来；3）弹性储能比数值较小，例如ω=0.01，说明流体主要储存于基质岩块中，从而使裂缝流动段很短，易于被续流段掩盖；4）窜流系数λ数值中等，例如λ=10－6，既可使续流段掩盖裂缝径向流，又可保留过渡流段。图5－151双重介质地层只具有总系统径向流的双对数模式图符合上述条件的双对数综合图参见图5－151。－601－ （a―b―c）段为续流段加基质—裂缝过渡段，其中（a－b）段以续流为主要影响因素，（b－c）段则以过渡流为主要影响因素。在（b－c）段，导致曲线向下凹，低于0.5水平线，主要表现窜流影响。图5－152双重介质地层只具有总系统径向流的单对数模式图（c－d）段导数为0.5值水平线，表明达到总系统径向流。图5－152为相应的单对数图。（a＇－b＇－c＇）为“S”形的过渡段加续流段。与均质地层的区别是，在b＇点凸起于径向流直线段延长线的上方。（c＇－d＇）段为总系统径向流段，可以用来计算地层参数。实例2①试井条件：该井打开地层为震旦系白云岩，井深3090m，地层厚度19.5m，产出干气，日产气量为9.9×104m3。②试井成果见图5－153。可以看到，图形特征与模式图是一致的。解释参数如下：裂缝渗透率Kf=1.97×10－3μm2，表皮系数S=–2.3，井储系数C=2.5m3/MPa，图形参数（CDe2S）f=30.05，（CDe2S）f+m=1.8，弹性储能比ω=0.06，窜流系数λ=0.96×10－6。表皮系数S=–2.3，接近–3，对于双重介质地层属于基本上未受损害的情况。实例3①试井条件：该井打开奥陶系灰岩地层，井深3431～3484m，地层厚度13m，产出干气，日产气量8.3×104m3。用电子压力计进行井下测压，井口开关井。②测试成果见图5－154。－601－ 图5－154实例3压力双对数综合图图5－153实例2压力双对数综合图从上图看到，测得曲线与模式图基本上是一致的。不足之处是，如果测试时间再延长一些，可测到形态更明确的总系统径向流段。解释地层参数如下：Kf=1.0×10－3μm2，S=－1.0，C=3.01m3/MPa，（CDe2S）f=7500，ω=0.285，（CDe2S）f+m=2138，λ=0.285×10－8。从以上参数看，S=–1.0，地层属于地层受到轻微损害的情况。实例4①试井条件：－601－ 该井打开奥陶系白云岩地层。岩心观测存在天然裂缝。井深3660m，地层厚度156m，日产原油340m3。该井用DST工具，采用井底关井方式进行钻井过程中测试，续流影响小。图5－155实例3压力双对数综合图2）试井成果见图5－155解释地层参数如下：Kf=0.27×10－3μm2，S=－0.77，ω=0.08，λ=9.4×10－4，C=7.18×10－2m3/MPa，（CDe2S）f=37.5，（CDe2S）f+m=3。可以看到，S值为－0.77，对于双重介质地层来说，是一种受到损害的情况，有可能通过酸化措施进一步加以改善。另外，作为双重介质地层，我们给出一个从压力双对数图中简单估算ω值的方法，表示为：（5－90）式中LD——无因次的导数过渡段下凹深度：Lw——导数曲线下凹深度；Lc——双对数坐标每一个对数周期长。图5－156水力压裂裂缝形状示意图例如实例4中（图5－155），Lw大致等于0.5个对数周期长，因此LD=0.55，从而ω=10－2×0.55=0.079，这与试井软件解释结果（0.08）是一致的。五、具有压裂裂缝地层的图形特征具有压裂裂缝的层，又称人工裂缝地层，它是与天然裂缝完全不同的地层模型。压裂裂缝是指采用高压液体注入地层进行水力压裂时，在井底附近形成单一的、导流能力很高的大裂缝，如图5－156。－601－ 对于进行水力压裂的地层，可以是均质的（例如致密的砂岩地层），也可以是双重介质的（例如具有天然裂缝的白云岩），但形成的裂缝往往只有一条，原因是当高压液体压入地层时，总是选沿着最大主应力方向推进，即裂缝面总是垂直于地应力较小的方向，压出单一的缝。一旦裂缝产生，则会沿着初始开裂方向继续延伸。在浅层，由于地层上覆压力较小，会形成水平裂缝；而在深地层，则会形成经常遇到的垂直裂缝。但是，不可能通过压裂把均质地层压成双重介质。相反，在双重介质地层进行压裂，却有可能在地层中形成大裂缝，使压力恢复曲线失去原有的双重介质特征。对于在井底有一单一大裂缝与之相交的井，从1937年开始，即有许多研究者加以研究，至今做出了四十余种理论模型。归纳起来有如下几类情况：1）由于采取水力压裂措施而形成的无限导流垂直裂缝；2）形成均匀流的垂直裂缝；3）在水力压裂时，加砂充填而形成的有限导流垂直裂缝；4）在浅层水力压裂形成的水平裂缝；5）高能气体压裂形成的放射状缝。1.具有无限导流及均匀流垂直裂缝时的模式图具有无限导流和具有均匀流的图形相似，仅在线性流出现时间上稍有差别。图5－157具有无限导流及均匀流垂直裂缝井的均质地层压力双对数模式图如图5－157所示，这种曲线的形态与前面介绍的双重介质地层的完全不同。可以分成下面几段分析。（a－b）段为续流段，类似一般均匀介质地层的续流段形状。此时无因次井储系数表达为（5－91）－601－ 式中Xf——垂直裂缝半长。CDxf——数量级比均质地层的CD值约小104到106倍。（b－c）段为线性流段，压力及导数同为1/2斜率的平行直线。两线间纵坐标距离为0.301对数周期。在这一段中，压力的表示式为：（5－92）双方取对数后（5－93）可知为1/2斜率的直线。此段上限为tDxf≤0.016（无限导流）和tDxf≤0.16（均匀流）。对于这一段的导数线，表达为：（5－94）可见也是1/2斜率的直线，且与压力线的间距为：0.24857+0.05246=0.301这是无限导流（均匀流）垂直裂缝井的最主要的特征。（c－d）段为过渡段。横坐标区间大致为：0.016≤tDxf＜3；（d－e）段为拟径向流段，导数呈水平线，在无因次坐标上数值为0.5。以上曲线在单对数图上表现为不断向上翘起的曲线，并以（a＇－b＇），（b＇－c＇）（c＇－d＇）和（d＇－e＇）与双对数图上的相应段对应，见图5－158。对于压裂地层，井底附近地层得到极大的改善，做为井的表皮系数一般都是负的，按照公式：（5－95）例如，当rw=0.07m，Xf=0m时，用公式（5－96）可以计算出：但是，用公式（5－95）计算的S值是近似的，它没有考虑裂缝表面的污染。在进行压裂措施时，压裂液在挤入地层造缝的同时，也会对裂缝的表面形成污染，形成所谓裂缝表皮，用Sf来表示。参见示意图5－159。从图5－159看到，在压裂裂缝表面，有一层厚度为bs的污染区，在污染区内，渗透率从原来的地层渗透率K值降低为Ks，由此形成的裂缝表皮系数值Sf可以表达为：（5－96）－601－ 图5－159压裂裂缝表皮损害区示意图图5－158具有无限导流及均匀流垂直裂缝井的均质地层压力单对数图式中Sf——裂缝表皮系数；K——地层渗透率，×10－3μm2；Ks——表皮区渗透率，×10－3μm2；bs——表皮区厚度，m；Xf——压裂裂缝半长，m。由此看来，经过压裂的井，虽然作为井来说，由于裂缝的形成而得到了改善，但是并不排除由于裂缝表皮的存在，而仍然存在的对产能的影响。由于Sf的存在，也会对井的表皮有所影响。在应用试井解释软件进行分析时，将会考虑上述因素。实例51）试井条件：该井打开三叠系砂岩地层，深度1900m，厚度11.0m，日产原油26m3。在试采40d－601－ 后，用电子压力计在井下测压力恢复曲线，采用井口开关井。试井前曾进行过压裂施工。2）试井成果见图5－160所示。图5－160实例5压力双对数图从上图看到，实例5的图形特征与模式图是很相象的。初始存在一个续流段，类似均质地层的情况。在续流段后，有一个很长的1/2斜率段。两线间距离与纵坐标的对数周期刻度长相比，近似为0.3。这一段很长，表明裂缝是很长的。没有测到拟径向流段。无法用单对数图计算地层参数。利用双对数图版拟合，求得参数如下：K=0.753×10－3μm2，=7.06×10－3，Xf=339.2m，Sf=0.642，S=－6.9，C=2.12m3/MPa，FCD=5000，表明为无限导流缝。从这个实例看到，压裂施工进行地层改造，效果是很明显的，形成了一条长度超过300m的大裂缝，完全改变了地层的渗流情况。如果同时测到措施前后的曲线，对效果的评价会更加量化。2.具有有限导流垂直裂缝的模式图压裂裂缝中充填入砂子，而且砂子的粒度配比达到某种合适程度时，裂缝的导流能力成为能与地层的渗透性相比较的有限导流能力。关于导流能力的定义，不同作者设定的稍有区别。按照阿厄尔（Agarwal）的定义，导流能力定义为：（5－97）－601－ 式中Kf，K——裂缝的和地层的渗透率；W——裂缝宽度；Xf——裂缝半长。图5－161FCD值较小时有限导流垂直裂缝井压力双对数曲线模式图FCD的值不同时，压力曲线的形态有所不同。当FCD较小时，例如FCD=5，曲线形状如图5－161所示。（a―b―c）段为续流影响段，曲线形状大致与均质地层CDe2S值较小时的情况相似；（c－d）段为双线性流段，即沿裂缝的流动为线性的不稳定流。此时压力及导数均为1/4斜率的平行直线，两线纵坐标距离为0.602对数周期。关于这一特征，其数学表达式有如下推导：（5－98）求对数后（5－99）可以看出，这是一条1/4斜率的直线。式（5－98）求导数再取对数而得到：（5－100）从上式看到，这也是一条1/4斜率的直线，而且式（5－99）与式（5－100）相减得0.602。（e－f）段为拟径向流段，导数呈水平线。在无因次坐标上为0.5值。－601－ 图5－162FCD较小时有限导流垂直裂缝井压力单对数图这种模式图的单对数图见图5－162。上图中各流动段与图5－161相对应，是一条不断上翘起的曲线。除（e＇－f＇）拟径向流直线段外，没有明显的特征。实例61）试井条件：该井打开三叠系砂岩，深度1370m，厚度4.5m，日产原油10m3。射孔后压裂改造，加砂8m3，试采21d后进行井度测压，采用井口开关井。图5－163实例6压力双对数图2）试井成果见图5－163－601－ 从上图看到，实例曲线与模式图极为相似。而且与理论模型拟合得也很好。参数如下：K=9.8×10－3μm2，=18.68×10－3，Sf=0.28，S=－6.0，C=0.30m3/MPa，Xf=93.34m，FCD=5。从这个实例看，措施效果也是很明显的。压出了长93m的裂缝，所以在渗透率很低的情况下，K不足10×10－3μm2，仍然获得10m3/d的产量。该井同样未取得措施前的测压资料。3.几点讨论（1）对于具有有限导流裂缝的情况，当FCD较大时，例如FCD=500，理论上认为双线性流段以后，当裂缝中不稳定流转化为稳定流时，还会出现1/2斜率的线性流段；理论上还认为，在有限导流裂缝的双线性流段以前，当地层线性流还未出现时，还有一段更早期的裂缝线性流段。这样对于有限导流裂缝就会存在如下几个流动段：更早期的裂缝线性流、早期双线性流、地层线性流、拟径向流，有时还有井筒续流和晚期边界反映等诸多的流动段。但是，如果想要实现测到这样多的流动段是极为困难的，须使用高精度的电子压力计，进行很长时间的连续观测，也许需要延续几个月甚至若干年。这样做对于研究地层和了解油井生产，也许并无多少实际意义。（2）对于本段开头提到的均匀流裂缝，一般认为多发生于天然的大裂缝中。但是目前看来，这种裂缝遇到的机会不多，即使有，也是完井后通过措施贯通了原有的天然裂缝而形成的，因此前文中与无限导流垂直裂缝一并做了介绍。（3）对于水平裂缝，理论上认为应出现于浅井，其形态与垂直裂缝相仿。从我国情况看，还没有收集到真正典型的实测资料，因此未做深入介绍。六、用图形特征判别措施效果目前，在油田越来越广泛地采用各种压裂酸化措施，提高油气井的产量。但是，如何确切地评价措施效果，在进行压裂酸化措施设计前，应了解是哪一种原因造成油气井低产。可利用压力恢复曲线求得原始地层渗透率K和地层损害的表皮系数S来判断油井低产的原因。以下分三种情况对比措施前后的图形特征，评价措施效果。1）措施后，改善了井筒附近地层损害情况，使S值降低；2）措施后，不但改善了井筒附近的损害，同时提高了地层渗透率；3）措施后，形成了与井筒连通的长裂缝，改变了流动状态。1.措施后解除油层损害的图形对比如前几节所述，油层的损害，用S值来表示。当解除或部分解除油层损害时，则表现为S值降为0（均质），或者S值有所降低。在图形特征下表现为：－601－ 1）双对数综合图中，导数峰值的高度H降低（图5－139）；2）压力与导数在双对数图中的径向流段张开距离A减小（图5－139）；3）单对数曲线的斜率比m′/m值降低，转折角β增大（图5－140）。图5－165措施后改善S值的单对数曲线对比图图5－164措施后改善S值的双对数曲线对比图符合这种情况的典型曲线模式对比，参见图5－164和图5－165。从图中看到，H、A值均有所降低。其中A值从1.25降为1.0，H值从0.6降为0.19。图中酸化前的条件中：A=3.1，CDe2S=104，油层轻度损害；酸化后，S=－0.35，CDe2S=10，已解除损害。措施前后其余参数保持不变。从图5－165看到，转折明显增大，m′/m值减小。实例7：措施后解除井底损害的测试例某气井，井深3500m，打开奥陶系6m－601－ 地层，岩性为泥－粉晶云岩，具有网状微裂缝。中途测试日产气量1.87×104m3，不具备工业价值。进行酸化措施改造。措施后产量提高到8.35×104m3/d。这口井对该地区评价具有重要的意义。措施前后双对数曲线对比图参见图5图5－166实例7井措施前后双对数曲线对比图－166。从图中看到，措施前的导数峰值H和压力及导数张开距离A远大于措施后的值，对比情况见表5－36。图5－36实例7井措施前后曲线特征对比项目措施前措施后HDADm′/m2.092.224250.51.020.1图5－167显示了措施前后单对数曲线的对比情况。从图中看到，β2远大于角β1，而且斜率比也大大减小（表5－36）。从以上两图，已可定性地确定措施效果是明显的。但具体的S值变化，还须通过试井软件加以定量解释。表5－37为解释结果。表5－37实例7井措施前后参数对比表测试时间渗透率×10－3μm2流动系数表皮系数产气量104m3/d井筒储集系数m3/MPa酸化前0.559418471.870.0208酸化后0.420354－1.4338.3544.9－601－ 图5－167实例7井措施前后单对数曲线对比图从表5－37看到，酸化前后测得的渗透率基本一致，而表皮系数S明显降低。酸化前为严重损害井，而酸化后损害已完全解除，并有所改善。相应地产气量也大幅度上升。从S值来看，已无进一步提高余地。至于井筒储集系数C的差别，在于酸化前用DST工具测试，C值很低，而酸化后改用井口开关油管测试，因而C值很高。2.措施后表皮系数和渗透率均有改善的图形对比一般来说，压裂酸化措施只能改善井筒附近油层的损害情况，不能改造全部地层。酸化注入的酸量是有限的，而压裂只能压出单一的裂缝，裂缝长度同样是有限的。至于大型的酸化，特别是针对存在网状裂缝系统的地层，也有可能进一步疏通作为渗透通道的裂缝系统，使测试渗透率有所提高。有关这类改善的典型曲线对比图，参见图5－168和图5－169。图5－168K，S值同时改善时双对数曲线对比模式图从上两图中看到，由于S值降低，使H，A值减小；由于K值增大，使曲线左移，从而缺失了早期段。－601－ 图5－169K，S值同时改善时单对数曲线对比模式图从图5－169上更清楚地看到了，从续流段到径向流段曲线向左方移动的特征。显示了K值提高的影响。以上模式图所取参数为酸化前：S=10，CDe2S=1010，K=10×10－3μm2，qB=1.7m3/d，为受损害的低产井；酸化后：S=1，CDe2S=1.5×102，K=50×10－3μm2，qB=10m3/d，为基本完善井，K值提高4倍。实例8：酸化措施后，S值及K值均有所提高的测试例。该井位于中元古界的古潜山头上。打开井深3200m的45m灰岩地层。岩心观测裂缝很发育。初期试油测得产量258m3/d。虽然是高产井，但从压力恢复曲线形态看，具有明显的损害显示：m′/m值很高，呈“厂”字形（图5－1708）。因而进行大型酸化。注入30%的盐酸60m3。措施后明显增产。接着进行测试，测试曲线同样画在图5－170上。从图中看到，曲线明显下移，井底损害形成的较深的附加压差（Δps）消失了。由于缺少酸化后的早期资料点，因而无法用斜率比m′/m及转折角β等特征进行对比。解释所得参数对比见表5－38。表5－38实例8酸化前后参数对比表项目产油量m3/d生产压差MPa表皮系数S渗透率×10－3μm2采油指数m3/(MPa·d)酸化前2603.6511.97871.23酸化后12150.4123.811272949从上表看到，该井酸化后，S值明显降低，一定程度上解除了损害。K值相应也有所提高，从78×10－3μm2上升到1127×10－3μm2，提高13倍，从而使产量也大幅度提高。－601－ 图5－170实例8井酸化前后单对数曲线对比图3.措施后形成大裂缝的图形对比进行水力压裂的地层，如果形成了较长的裂缝，则曲线形态会发生很大的变化。措施前，表现为均质或双重介质的曲线特征。措施后，出现了线性流，在双对数图上表现为斜率1/2的平行直线；或双线性流，表现为1/4斜率的平行直线。而且裂缝越长，这种线性流或双线性流直线延续时间也越长。这两类不同的流动特征，在前面都有叙述。图5―171措施前为均质或双重介质地层特征曲线图5―172措施后具有压裂裂缝地层特征的曲线图5－171和5－172表明了这种曲线对比模式图。－601－ 以上模式图参数为：措施前：均质地层，K=2×10－3μm2，S=0.16，CDe2S=10；双重介质地层，Kf=2×10－3μm2，S=－2，ω=0.1，λ=1×10－5。措施后：出现无限导流垂直裂缝，Xf=10m，K=2×10－3μm2。实例9：措施后出现压裂裂缝的测试例测试井为震旦系气井，地层井深3000m，岩性为白云岩。曾进行酸化作业，泵压30MPa，井底压力约60MPa，对地层具有压裂作用。挤入酸量75.8m3。酸化前气产量9.99×104m3/d，酸化后增至12.8×104m3/d，但同时产水69.3m3/d。图5－173实例9措施后形成人工裂缝压力双对数曲线图措施前压力双对数曲线参见图5－153（实例2），措施后曲线参见图5－173。可以看到，这与此类井的措施改造的模式图非常一致，这也是进行这类措施效果的有力的现场评价方法。七、油气层损害程度的定量解释利用不稳定试井资料进行油层参数解释，目前已发展为人们通常说的“现代试井解释”。这一方法，主要应用了双对数图版拟合分析和以单对数分析为主的所谓常规分析。以这些方法为基础，编制了试井解释软件。现在，由于试井软件的普及，已很少有人再用手工方法做定量计算了。因为试井解释软件，除了应用这些方法进行具体计算外，还有一套检验过程，以保证解释结果的可靠性。这些检验过程用手工是很难执行的。用手工方法也不可能随时得到合适的图版来保证拟合精度。但是，对于每一个使用试井软件进行定量解释的人，应该对于这些解释方法和解释公式有基本的了解，本节简要介绍用来评价油层损害的各种主要的方法及有关的公式。由于本文的宗旨是评价油层损害，以下仅就围绕表皮系数S有关的公式加以介绍。－601－ 1.双对数图版拟合法求油层参数及S值（1）图版拟合法求油层参数原理双对数图版法求油层参数，是近来发展的一种试井定量解释方法，是现代试井解释的主要内容。它的主要原理如下：1）把各种类型的油、气藏简化为“试井解释模型”，这种模型包括均质、双重介质、多层等基本模型及各种内外边界条件，这当然也包括考虑井筒附近地层的损害（即S值）和井筒容积C等的内边界条件。2）把上述试井解释模型用数学方程式加以表达，其中压力p为方程的未知变量，时间t为自变量，而各种参数，如产量q，渗透率K，表皮系数S，井筒储集系数C，流体粘度μ，体积系数B，压缩系数Ct，油层厚度h，还有ω，λ，Lb，Xf，Re等等均为参变量。方程常表达为无因次形式，例如对于均质地层，内边界具有井筒储集C和表皮影响S，外边界无穷远处保持恒压时，其数学模型为（5－101）初始条件：pD（rD，0）=0外边界条件：pD（∞，tD）=0内边界条件：3）用解析方法或数值方法解出这些方程，把压力p表达为时间t及各种参变量的函数。并在双对数坐标上画成关系图。这就是所谓的图版。由于油层模型是各种各样的，因而这种图版也是各种各样的。4）为了使用的方便，图版坐标一般采用无因次变量，即纵坐标：（5－102）横坐标：（5－103）这样，作出的图版具有广泛的适用性。例如最常用到的格林加登的均质地层图版，如图5－174所示。5）把实测的压力Δp与Δt时间关系的数据，画在同样刻度的双对数坐标上，如图5－175所示，常常把图5－175画在透明纸上，以便于下一步拟合。－601－ 图5－174格加林加登（Gringarten）均质地层图标图5－175实测压力资料双对数示意图注：图版具有参变量CDe2S。图5－176双对数图版拟合示意图6）把图5－174与图5－175叠合到一起。如果说图版模型是适合于该地层的，则总有一条图版曲线与实测数据点能够拟合，做这种拟合时，要把两者之间，在保证纵、横坐标平行的条件下彼此移动。拟合好的叠合到一起的图形，表示在图5－176上。此时在图上选择一个拟合点M，M点在图版上的读数pDM，（tD/CD）M）在实测坐标上读数（ΔpM，ΔtM），而且根据式（5－102），（5－103）具有下面关系：（5－104）（5－105）－601－ 从而由式5－102得到地层参数值（5－106）（5－107）应该特别提出的是，图版上的每一条曲线都带有参变量CDe2S，因而在拟合过程中，立即确定了唯一的（CDe2S）M值。这样不难看出，可从（CDe2S）M立即求出S值：（5－108）而式中（5－109）可结合式（5－108）得到的C值求出CD。这就是用图版法确定油层损害S的方法。（2）常用的试井解释图版自从1970年由阿格厄尔等人首次给出不稳定试井解释图版以来，针对各类地层及各种内外边界条件，做出了许许多多的图版，并在图版的坐标取值上，也进行了许多新的尝试。图5－139曾给出阿格厄尔、胡赛尼和雷米的图版。图5－174给出了格林加登的均质地层图版，这是常常要用到的图版。1982年包迪特做出导数图版，如图5－177所示。图5－177均质地层导数图版（Bourdet）－601－ 导数曲线把地层特征表现得非常明显，因而成为图版拟合中的主要手段。由于导数图版所取坐标与压力双对数图版一致，因而常与压力图版组合成综合图版，我们在前几节中的图形特征，就是以综合图版表示的。图5－178双重介质地层拟合过程示意图图5－179不稳定过渡流的双重介质图版对于双重介质油层，格林加登等人采取分流动段使用图版的方法，其中第一段——裂缝流动和第三段——裂缝加基质岩块总系统流动，均采用均质地层的图版，而第二段——过渡流动段，则采用专门的过渡流（稳定的或不稳定流）图版。拟合过程中图5－178，过渡段不稳定流图版见图5－179。－601－ 对于具有S，C影响的无限导流垂直裂缝的地层，其图版如图5－180。图5－180具有S、C影响的无限导流垂直裂缝图版以上这些图版，在具体使用时，尚须参考一些专门的书籍，如刘能强编著的《实用现代试井解释方法》等。2.单对数法求表皮系数S使用单对数法求地层参数，目前常称之为“常规方法”。在1950年由米勒―戴斯―哈钦森给出的MDH法和1951年由霍纳给出的方法，至今仍在被人们应用。这里仅就表皮系数S的计算公式。介绍如下：在径向流段，表现为斜率m的直线，此时表皮系数在法定单位下可表达为：对压降曲线（5－110）式中pi——原始压力，MPa；pwf1h——在径向流直线或其延长线上的任意点，常取1h的pwf1hMPa；m——直线斜率，MPa/cycle。对压力恢复曲线，MDH法求S值的公式为：（5－111）式中pws1h——关井后1h直线段或其延长线上的压力。对压力恢复曲线，Hormer法的公式为：－601－ （5－112）式中tp——开井流动时间，其余参数意义相同。3.利用实测压力双对数图估算均质地层的S值一般来说，使用电子压力计，在现场资料录取时即可画出双对数综合图。从图中量出实测数据点的H值和A值，代入公式（5－80），（5－81）即可得到表皮S值。式中CD是未知量。CD为无因次井筒储集系数，它的表达式见公式（5－110），式中φ，Ct，h，rw值，均可以从地质资料、完井资料查得。一般来说，大致有如下的取值范围：1）孔隙度φ值：砂岩地层0.1～0.3；碳酸岩地层0.01～0.1；大部分井可直接从岩心分析资料查到。2）综合压缩系数Ct；对于油层，Ct大致在10－3MPa－1左右；对于气层，Ct大致为地层压力的倒数。例如，地层压力为30MPa时，Ct≈0.03MPa－1。3）油层厚度h，可查完井资料得到；4）井底半径rw，对于常用的51/2in套管，取rw为0.1m；5）井筒储集系数C值，确定时稍有困难，有两种方法估算C值。①利用压力恢复曲线的早期直线段资料计算C值。若压力恢复曲线在双对数图上出现早期斜率为1的直线段，则在笛卡尔坐标上，该段仍为直线，从图上计算其斜率为mws，单位MPa/h。从而得到C值为（5－113）②利用表5－32的分级表确定。求得CD后，即可用公式（5－80），（5－81）求S值。4.早期段（未测到径向流）的解释方法对于压力恢复或压降曲线，当未能测到径向流直线段时，被认为是不成功的曲线。对于未能测到径向流直线的资料，前面论述的评价地层损害的方法都无法应用。油层损害虽发生于井壁附近，表现在早期资料上，但只有得到能与之比较的中期段（径向流段）资料后，方能确定损害值。造成早期资料无法应用的主要原因是续流的影响。正如表5－32所介绍的，对于深井、气油比高的油井或纯气井，使用井口开关井方法测压时，C值很高。而高C值井，同时又是低渗透地层时，关井后的续流时间会很长，有的可达数天甚至数十天时间。－601－ 处理这类井的资料，基本思路是找出关井后续流量的变化，从而把续流段直线校正到径向流直线，再用前面的公式5－111或5－112来求值，具体做法如下：（1）经验方法假定关井时（即Δt=0）产量为Qo，当Δt时刻流量为Q，令：（5－114）则（5－115）只要找出某一时刻Δtn时的续流量Qn，或各个Δtn时的续流量Qn，即可确定n值。这时，把续流段压力值Δp修正为Δp＇，得到（5－116）或表示Δt时刻的压力为：（5－117）此时，在单对数坐标上，作Δp＇～Δt关系曲线，在作图时，调整n值，直到表现为直线为止，此时认为修正后的直线即为径向流直线，算出斜率m值，按公式（5－111），（5－112）可计算出表皮系数S值。在上面的修正方法中，如果可以用仪器直接测量出Δt时刻的Q值，则可直接代入式（5－115）进行压力的修正。（2）拉塞尔法这是一种试凑方法，不要求测量续流量，定义一个压力修正系数A，从而使修正后的压力Δp＇用下式表达：（5－118）作Δp＇～lgΔt图，调整A值，使数据点成为直线，认为此时的A值即是真值。作单对数图，计算直线斜率m，代入式（5－111）和（5－112）求S值。5.气井的损害评价（1）气井的拟压力－601－ 气井的不稳定压力变化与油气井有很大的不同，这是由于气体的状态方程与油水井有显著差异。在油、水的基本方程推导时，曾作了流体是弱可压缩的，其压缩系数为常数的假定。但对于气体则是不正确的。对于气体，它的粘度和压缩系数都是压力的函数，由于是真实气体，还涉及到气体偏差因子Z，它也是压力的函数。1965年由胡塞尼和雷米等人引入了“拟压力”的概念，表示为（5－119）式中p0——任意选取的参考压力点，常取p0=0这时基本方程表达为：（5－120）这与油水介质情况的压力方程在形式上完全一致。因此，如果把气体压力ψ换算成拟压力，则可象油井试井解释那样解释气井资料。拟压力与压力的关系表现为如图5－181的样式。图5－181拟压力ψ与压力p关系示意图（2）应用双对数图版求S值应用格林加登、包迪特等人图版，可以如解释油井一样进行拟合求参数，但此时实测压力用拟压力ψ替代作图。当选定了拟合曲线后，确定了CDe2S值，从而求得但是此时的S值，称为拟表皮，表示为Sa，它是地层损害造成的真表皮S与湍流形成的影响的总和，表示为：Sa=S+Dqg（5－121）式中qg——气体产量，104m3/d；－601－ D——惯性－湍流系数，单位是（104m3/d）－1。可以用下面的方法确定S和D值。图5－182惯性－湍流系数D确定图选择三个不同的产量进行试井，得到的Sa和qg画在图5－182上。从图中看到，回归后得到直线方程S=－5.43+0.0406qg从而确定S=－5.43，D=0.0406（104m3/d）－1（3）单对数直线求参数同样利用气体拟压力的单对数径向流直线段斜率m可以求表皮系数S值。对压力恢复情况，（5－122）式中pwf——关井前流压，MPa，即pwf=pws（0）；pws1h——在半对数直线段或其延长线上对应于t为1h的压力读数。（4）拟压力的简化在整个测试过程中，如果压力在某一范围内变化，则常可把拟压力ψ简化。当p＜13.8MPa（2000psi）时从而形成所谓压力平方法，这时计算公式变为：－601－ （5－123）（5－124）（5－125）图版拟合中无因次变量化为：（5－126）当p＞20.7MPa（3000psi）时，几乎是一个常数，因此：（5－127）此时，把公式（5－122）中的ψ（p）替换为压力表达式，即可进行参数计算。此时，（5－128）（5－129）（5－130）第七节电缆地层测试技术电缆地层测试技术最早由斯伦贝谢公司于50年代首先研制成功。由于由该项技术所取得的资料及成果在地质上有重要的使用价值，使得这项技术发展迅速；先后由多家公司研制出了多种地层测试器，相继在60年代和70年代投入工业使用。许多年来，电缆式地层测试器一直为油气工作者提供重要的储层信息。使用该技术取出的地层流体样品可以在地面进行识别和化验分析，地层压力测量结果可用于确定地层条件下的地层所含流体的类型及计算地层的渗透率。－601－ 由于电缆地层测试器具有快速、一次下井能进行多层测试和测试费用便宜的优势，它的一个发展趋势是代替钻杆地层测试，但现在还有一些技术问题需要解决。各公司开发的电缆地层测试器可分为：1）斯伦贝谢测井公司的电缆地层测试器称为重复式电缆地层测试器，简称RFT；2）阿特拉斯公司的仪器称为多次测试器，简称FMT；3）哈里伯顿公司的仪器称为选择式电缆地层测试器，简称SFT；4）90年代初斯伦贝谢公司推出了一种仪器，称为选择式电缆地层测试器，又称模块式地层动态测试器，简称MDT，它是井眼成像测井车MAXIS－500上的一个重要下井仪器，代表了当代电缆地层测试技术的最高水平，具有许多独特的功能。5）哈里伯顿公司有在套管井测试的地层测试器，简称CWFT，是80年代推出的一种新仪器，只是在国外应用，它正处于发展时期。在前四种裸眼测试仪器中，RFT重复式地层测试器最具有代表性，它是目前国内油田测量井数最多的仪器；FMT测试器的性能、价格有一定的竞争性，在国内测量的井数越来越多；SFT测试器在国内使用的很少；MDT测试器在2001年国内已推广应用。一、RFT重复式地层测试器1.工作原理RFT重复式地层测试器井下仪器由三部分组成，即电子线路、液压控制系统和地层压力测试、取样系统。电子线路部分的主要作用是接受地面面板的控制信号，实施对RFM机械部分各继电器、电磁阀、马达等的控制；以及把RFM测量的压力信号和仪器工作状态信号以调频的方式发送到地面。液压系统主要包括液压泵、液压油路、液压控制电磁阀、程序阀、液压活塞等。在地面控制命令信号的控制下，按照一定的先后次序打开或收拢各支撑臂、推靠器和采样系统的部分。压力测试、取样系统包括封隔器、推靠活塞的推靠板、地层液体流管、两个预测试室（容积为10cm3）、压力计、取样筒等。记录液体进入预测试室过程的压力即开关井地层压力，获得时间－压力曲线，并可以采集两个点的地层流体样品，见图5－183。2.测试过程井下仪器下到指定的层位后，操作员通过地面面板控制，井下仪器的液压系统工作，伸出一个支撑臂和一个推靠活塞，再伸出另外一个支撑臂和推靠活塞，在封隔器紧贴地层的同时，使仪器整体离开井壁而定位于被测试层位。仪器定位后，封隔器中间的采样管紧贴到地层上。当压力达到一定值（3500psi）时，流路中的泄压阀关闭，采样管中的活塞收进，同时预测试室中的活塞亦先后打开。地层中的液体在预测试室中活塞的抽汲作用和地层压力的作用下，由采样管经过滤器、流体流路，然后进入到两个预测试室，容积均为10mL。先进入低速预测试室，再进入高速预测试室（两个活塞移动速度的比值为2.5－601－ ：1）。两个预测试室全部打开后，压力恢复并达到平衡状态（连续个读值不发生变化）时，就可以根据压力曲线的变化情况来断定封隔器与地层之间的密封情况。如果密封，就可以认为该点的地层压力测试有效。每次预测试室的流体不保存，随着仪器的回收，仪器内的流体流路上的平衡阀（泄压阀）打开，活塞回收将液体排出。这样进行一次测试时，预测试室又可以重新打开抽取液体，以此可以进行多个点的重复测试。图5－183RFT取样系统原理图如需取得地层样品，下井时带上容积分别为4.546L和11.365L的取样筒，在地面面板的控制下，在预定的深度打开流体流路上的采样阀门，让地层流体流入到取样筒内。取样同时可测得时间－压力曲线。仪器提出地面后转入PVT分析。为了保证测试安全、成功和测试结果可靠，对井眼条件和钻井液性能的要求比较高，要求井眼规则，钻井液性能稳定、失水小，在选择测试点时尽可能选择渗透性较好、岩性均质而且井眼比较规则的井段。尽可能避免长时间的取样工作，防止在裸眼中发生粘卡事故。3.时间－压力曲线的识别测试过程中，井下仪器的压力计记录了测试全过程压力变化，获得时间－压力曲线。时间－压力曲线包括泥浆柱压力曲线、压降及流动曲线、地层压力恢复曲线三部分。图5－202中压力曲线的A、F段是泥浆柱压力段；Δp1是慢速测试室的压降值，Δp2是快速测试室的压降值，对应的t1、t2为流动时间；E段是地层压力恢复曲线（由于测室容积很小，流动时引起压降的范围小，地层压力很快恢复）。根据压降曲线形状和压降值，可以定性分析测点部位地层渗透性的好坏，并计算出有效渗透率。图中所示四条典型曲线分别代表了不同渗透条件的地层。Δp值越小，地层渗透性越好，见图5－184。－601－ 图5－184RFT测试典型曲线图5－185RFT封隔失败压力预测记录图测试中，由于井眼太大或井眼不规则，造成封隔器坐封不严，测试失败，其测试曲线为反映泥浆柱压力的一条直线。图5－185为测试中，开始坐封成功，以后封隔失效的测试曲线。测试中，由于泥浆不好，造成探测器堵塞，使测试曲线异常。图5－186为探测器部分堵塞的实测曲线，图5－187为探测器完全堵塞的实测曲线。前者压力恢复数据仍可作为进一步分析用，后者有可能误解为致密层。4.解释原理（1）流体密度的解释在RFT测井解释中，常把RFT测得的压力和深度画在一张图上，就可得到深度对压力的关系曲线，我们称之为压力剖面。从压力剖面上，可以获得压力梯度。把以psi/m为单位的压力梯度转换成公制的流体密度（g/cm3）。其换算公式为：－601－ 图5－186RFT探测器部分堵塞压力预测记录图图5－187RFT探测器完全堵塞压力预测记录图流体密度（g/cm3=）压力梯度（psi/m）/1.422利用泥浆柱压力，在压力剖面上，就能得出泥浆压力梯度，应用上面的公式可以计算泥浆密度。利用同一压力系统的地层压力，可以在压力剖面上获得地层压力梯度。同样，利用公式可以计算地层中流体的密度。在RFT的解释中，泥浆密度可以核对井队提供的泥浆密度或作其它计算之用。利用地层压力梯度计算的流体密度，可以判断流体的性质。从而确定流体界面。（2）渗透率的解释预测中抽吸的地层流体是通过RFT探测器进入预测室的，使得在地层中产生一个确定位置的液体流动，它的模式在特征上基本上是球形的。因此，预测压力响应的分析是根据在均匀介质中可轻微压缩流体的球形理论。当流体进入预测室时，压力下降，这个压降取决于地层对流动液体的有效渗透率。当预测室充满，压力下降结束时，流体流动从地层未扰动部分向着RFT探测器附近的低压范围，压力扰动以相似的模式连续前进。这个时期，为压力恢复期。探测器中测量的压力连续增大，直到接近地层压力。这个压力恢复所需要的时间基本上是未侵入地层对地层中可动流体的渗透率的函数。因此，有两种方法从预测中获得渗透率：1）压降分析：由于球形液体流动发生在围绕探测器的一个小体积中，通常在压力下降期间，可以非常迅速地达到稳定状态。因此，压降可以描述如下：式中Δpss——压降，psi；q——流量，cc/s；μ——流动液体的粘度，cp；c——类型因子；rp——有效探测半径，cm；－601－ re——压力扰动的外层半径，cm；Kd——压降渗透率，md。通常，有效的探测半径rp可以认为比压力扰动的外层半径re小得多，因此上式可以简化为：为了实际应用的方便，利用计算机模拟稳定状态液流进入探测器，以获取公式中的常数。因此，渗透率方程可写为：应用压降方法有两点限制：①在非常高的渗透率时，压降太小以致不能由压力计测量；②在非常低的渗透率时，压降可能落在泡点以下。这两种情况都会给解释造成困难。2）压力恢复分析在预测中，当两个预测室充满时，地层中的流体停止流过探测器。压力增加以球形传播，连续传播直到最后达到一个非渗透性隔层。在两条平行夹层的情况下，球形传播就变成径向的圆柱形传播。在向外传播时，探测器附近的压力梯度迅速接近于零。因此，所有液体流动发生在地层较深处。探测器附近的情况不影响以后的压力恢复。①球形压力恢复根据球形流动在无限均匀介质中的理论，球形压力恢复的计算可以表示为：其中式中pi——原始地层压力，psi；ps——探测压力（球形压力恢复），psi；q1——在第一次取样期间的流量，cc/s；q2——在第二次取样期间的流量，cc/s；μ——流体的粘度，cp；－601－ φ——地层孔隙度；Ct——流体的总压缩系数，psi-1；Ks——球形压力恢复渗透率，md；T1——对应于q1的取样时间，s；T2——对应于q2的取样时间，s；Δt——关井之后经过的时间，s。若令m＝则上式变为：pi＝m·fs(Δt)+ps在ps对fs(Δt)的图（Horner图）上，理论上将得出斜率为m的直线。直线外推，对于fs(Δt)＝0，即Δt→∞，将得出静地层压力。对于斜率为m的球形压力恢复曲线，球形压力恢复的渗透率Ks为②圆柱形压力恢复在地层上下部为非渗透性地层时，球形液流变成径向圆柱形液流，尤为在薄夹层中，更为明显。圆柱形压力恢复方程为其中：式中pc——探测压力（圆柱形压力恢复）；Kr——圆柱形压力恢复渗透率；h——层厚。在压力对圆柱形时间函数fc(Δt)＝0。因此，将得出静地层压力，从而可得出圆柱形压力恢复渗透率，即5.测试资料的解释和应用－601－ 从测得剖面上不同深度的地层压力值，建立压力－深度剖面以及时间－压力曲线，可取得以下方面的地质认识：1）在新区勘探中，确定各层段的原始地层压力数据，并作为确定层界的辅助资料。2）从建立的压力－深度剖面，可以得到不同流体性质的压力梯度曲线，可确定地层内的流体性质。不同液体的压力梯度线的斜率不同，不同斜率的交点则是流体的分界面，以此来确定油水界面、气油界面、过渡带等。3）根据时间－压力曲线计算储层的有效渗透率，有助于划分储层的有效厚度。从曲线的形状，对储层渗透性进行快速鉴别。4）通过对压力剖面的分析，可以取得压力系统、油藏类型、储层物性、断层分析等地质认识，在勘探阶段进行油藏早期评价。5）在油田开发中，可以帮助我们了解小层动态和压力水平，判断油层动用程度和能量补给；落实井间、层间连通状况和注水开发效果，是了解油衰竭或注水响应的最好方法；从层内小层压力分布，了解层内开采的均质程度等，为调整注采系统，制定油层改造措施提供可靠信息，尤其是在开发调整过程中，它起着其它动态资料所不能替代的作用，是一项极为重要的基础资料。二、MDT模块式地层动态测试器标准的MDT仪器由电源、液压源、单探针和取样筒等组成，它们是该地层测试仪器系统的核心部分，它在现有仪器（RFT）的基础上进行了多个方面的改进，模块式的设计可为特殊的应用提供最佳的仪器配置，可选模块增加了仪器功能。特别是新开发的石英压力传感器，可以快速、准确地反应压力和温度的变化，在高度非均质地层中，通过在地面实时控制流体的流速和体积以最佳的方式逐点测试地层压力值；而用这些精确的地层压力测试值所做的地层压力剖面能够确定油－水和油－气界面。在开发井中，用这些压力值能够弄清楚储层中的流体流动情况。更尖端的出液点指示方法是光学流体分析（OFA）模块，该模块利用光谱测量记录通过流线中流体的光的颜色。这些光学测量可以区分淡水、油基钻井液、地层中存在的油及其他非导电流体。电缆式地层测试器可用于确定地层渗透率；根据所记录的地层压力响应（已知流速）可计算出压降渗透率和压恢糁透率；MDT测试器的另一个重大的改进是多探针测试器，使其能够直接测量较深部地层的渗透率，包括横向渗透率和纵向渗透率。所以，根据沿井眼依次测量的地层压力数据就能得出渗透率的空间分布图。MDT测试器通过使用井下流体分析技术可采集高质量的PVT流体样品，它能够在取样前先排出污染的流体，并且用精确的流动控制方法限定测试和取样时的压降差。为解决当取样筒到达地面时由于取样筒内温度的降低造成筒内压力下降，而影响样品分析，斯伦贝谢公司又开发了油相多功能取样筒MDT的多取样筒模块；该取样筒可以通过两个活塞（高压氮气驱动），给取样筒内加压，以补偿由于取样筒到达地面时筒内温度的降低而造成的压力下降，以保持取样器类似于其在地层中的条件。目前，标准的MDT测试器是由电源、液压源、单探针及取样筒等几个模块组成。可选模块包括多探针模块、多取样筒模块、流动控制模块、泵出模块、光学流体分析模块和双封隔器模块。模块式的设计可使我们能够对用户提出的特殊作业提供最佳的仪器配置。－601－