边底水火山岩油藏试井分析技术研究.pdf

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分类号TE319学号151010055密级全日制学术型硕士学位论文题目边底水火山岩油藏试井分析技术研究作者姓名薛帅帅导师姓名、职称林加恩教授学科(专业)名称油气田开发工程提交论文日期2018年5月31日 学位论文创新性声明本人声明所呈交的学位论文是我个人在导师指导下进行的研究工作及取得的研究成果。尽我所知，除了文中特别加以标注和致谢中所罗列的内容以外，论文中不包含其他人已经发表或撰写过的研究成果；也不包含为获得西安石油大学或其它教育机构的学位或证书而使用过的材料。与我一同工作的同志对本研究所做的任何贡献均已在论文中做了明确的说明并表示了谢意。申请学位论文与资料若有不实之处，本人承担一切相关责任。论文作者签名：____________日期：____________学位论文使用授权的说明本人完全了解西安石油大学有关保留和使用学位论文的规定，即：研究生在校攻读学位期间论文工作的知识产权单位属西安石油大学。学校享有以任何方法发表、复制、公开阅览、借阅以及申请专利等权利。本人离校后发表或使用学位论文或与该论文直接相关的学术论文或成果时，署名单位仍然为西安石油大学。论文作者签名：__________日期：__________导师签名：__________日期：__________Ⅰ 中文摘要论文题目：边底水火山岩油藏试井分析技术研究专业：油气田开发工程硕士生：薛帅帅（签名）导师：林加恩（签名）摘要试井分析技术作为油气田勘探开发过程中了解地层特性的一种应用技术，广泛应用于油田现场。相比测井等解释手段，试井能够反映较大范围内储层宏观物性，但是目前针对火山岩油藏边底水、断层复杂非均质性特征，运用常规方法效果不好，应用历次对比和井组对比的方法，在定性分析认识基础上辅助于一定附加模型加以计算，综合解决效果较好。本论文以新疆准噶尔盆地A油田典型区块火山岩储层为例，该区块具有储层物性变化快，油藏开发效率差；其次单井产量差异很大，产量递减快，火山岩岩性和裂缝预测精度还很低，准确的油藏建模非常困难。为得到良好的试井解释效果，在已有静态资料和动态资料的基础上，绘制出不同模型条件下的火山岩油藏试井理论曲线，并分析各参数敏感性，为合理选择试井解释模型提供依据。针对区块复杂地层情况，运用数值试井方法正演出边底水试井响应；并综合利用试井与生产动态相结合的方法计算了底水上升的速率；运用常规试井与数值试井相结合的方法明确了断层的存在性和封闭性。通过对实测数据进行试井解释，通过典型曲线拟合，得到储层渗透率、表皮因子和平均地层压力等参数。结果表明，本文的研究在丰富和发展试井理论的同时，为边底水火山岩油藏领域测试资料的分析提供了良好的借鉴，对精确掌握火山岩油藏开发过程中所遇到的一系列问题具有重要意义。关键词：边底水火山岩储层试井分析论文类型：应用研究II 英文摘要Subject：ResearchonWellTestingAnalysisMethodofEdge-bottomWaterinVolcanicReservoirsSpeciality：Oil&GasFieldDevelopmentEngineeringName：ShuaishuaiXue(signature)Instructor：JiaenLin(signature)AbstractWelltestanalysisiswidelyusedinoilfieldasanapplicationtoknowtheformationcharacteristicsintheprocessofoilandgasexplorationanddevelopment.Comparedwithwelllogging,thewelltestcanreflectthemacroscopicphysicalpropertiesofthereservoirinalargerange,however,atpresent,theconventionalmethodisnoteffectiveforthecharacteristicsofthecomplexheterogeneityoftheedgeandbottomwaterandfaultofthevolcanicreservoir.Themethodofusingthepreviouscomparisonandthewellgroupcomparisonareusedtoassisttheadditionalmodelonthebasisofqualitativeanalysis.Theresultsarebetter.ThispapertakesthetypicalblockvolcanicreservoirofoilfieldinabasinofXinjiangasanexample.Thisblockhasfastchangeofreservoirphysicalpropertyandpoorefficiencyofreservoirdevelopment,followedbylargedifferenceinproductionofsinglewell,fastproductiondecline,lowpredictionaccuracyofvolcanicrock,itisverydifficultforaccuratereservoirmodeling.Onthebasisofthedata,thewelltesttheorycurveofvolcanicreservoirunderdifferentmodelconditionsisdrawn,thesensitivityofeachparameterisanalyzedtoprovidethebasisfortherationalselectionofwelltestinterpretationmodel.Inviewofthecomplexstrataintheblock,thenumericalwelltestmethodisusedtoperformtheresponseofthesideandbottomwater,therateofwaterrisingiscalculatedbycombiningthemethodofwelltestandproduction,theexistenceandsealingofthefaultisclearlydefinedbythecombinationofconventionalwelltestandnumericalwelltest.Throughthewelltestinterpretationofthemeasureddata,theparametersofreservoirpermeability,skinfactorandaverageformationpressureareobtainedthroughtypicalcurvefitting.Theresultsshowthatthisstudyprovidesagoodreferencefortheanalysisoftestdatainthefieldofwaterandfirerockreservoir,whileenrichinganddevelopingthewelltesttheory,andhavingagreatsignificancetoaseriesofproblemsencounteredinthedevelopmentofvolcanicreservoir.Keywords：Edge-Bottomwater,VolcanicReservoirs,WelltestanalysisThesisType:ApplicationStudyIII 目录目录第一章绪论..................................................................................................................11.1研究目的及意义..............................................................................................11.2国内外研究现状..............................................................................................11.2.1火山岩储层研究....................................................................................11.2.2边底水研究............................................................................................41.2.3数值试井技术研究现状........................................................................61.3本论文的研究内容、技术路线......................................................................71.3.1本论文的研究内容................................................................................71.3.2本论文的技术路线................................................................................81.4本论文创新点..................................................................................................8第二章火山岩油藏研究动态分析方法......................................................................92.1问题的提出......................................................................................................92.2物质平衡分析方法..........................................................................................92.3递减规律分析方法........................................................................................102.4数值模拟分析法............................................................................................122.5常规试井与数值试井分析............................................................................122.6试井分析及储层评价....................................................................................132.7历次测试资料分析........................................................................................132.7.1压力恢复曲线形态分析......................................................................132.7.2试井边界现象在诊断曲线上特征......................................................142.7.3探边试井解释方法..............................................................................162.8小结................................................................................................................17第三章试井模型及正演应用....................................................................................183.1试井分析理论基础........................................................................................183.2常规裂缝型火山岩油藏模型........................................................................183.2.1均质无限大模型..................................................................................183.2.2两区复合模型......................................................................................203.2.3无限导流垂直裂缝模型......................................................................243.2.4垂直裂缝+两区复合模型....................................................................263.2.5部分打开+底水模型............................................................................293.2.6双重孔隙介质模型..............................................................................313.3数值试井正演模拟分析................................................................................343.4小结................................................................................................................36IV 目录第四章实例应用........................................................................................................374.1平面油水边界分析研究.................................................................................374.1.1典型井分析..........................................................................................374.1.2平面油水分布规律..............................................................................414.1.3油水运动规律......................................................................................474.2底水上升研究................................................................................................484.2.1试井KH法计算底水上升距离..........................................................484.2.2公式法计算底水上升距离..................................................................494.2.3参数敏感性分析..................................................................................514.2.4两种计算方法对比..............................................................................534.3试井技术判断火山岩断层............................................................................544.3.1生产动态分析......................................................................................554.3.2常规试井分析......................................................................................564.3.3数值试井应用......................................................................................584.4小结................................................................................................................60第五章结论与建议....................................................................................................615.1结论................................................................................................................615.2建议................................................................................................................61致谢..............................................................................................................................62参考文献......................................................................................................................63攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果......................................................66V 主要符号表主要符号表K：渗透率，mD；：综合压缩系数，：孔隙度，%；：油的粘度，h：地层有效厚度，m；：原油体积系数：油井井筒半径，m；s：表皮系数：原始地层压力，；：初始油相体积系数KH：地层系数；t：关井前生产时间（h）：油相体积系数；：试井中的无因次时间u：拉普拉斯变量；：生产时间，d：一类零阶虚宗量贝赛尔函数；：一类零阶虚宗量贝赛尔函数：一类零阶虚宗量贝赛尔函数；：二类零阶虚宗量贝赛尔函数：井底压力，；：无因次压力：井底流压，；C：井筒储集系数ω：弹性储能λ：窜流系数VI 第一章绪论第一章绪论1.1研究目的及意义随着世界油气需求的不断增长和常规油气区块的逐渐减少，具有很大开采潜力的火山岩油藏再次受到石油业界的重视，自世界范围内美国、墨西哥、俄罗斯[1]以及巴基斯坦相继发现了火山岩油气藏，我国从20世纪90年代也进入研究火42山岩油藏的行列之中，我国火山岩储层分布面积广，勘探面积大致为36*10km，8[2]预测的火山岩地质储量为60*10t。显然，火山岩油层的勘探开发将会对我国未来能源结构产生巨大影响。[3]虽然火山岩油气藏的基础研究和勘探开发方法技术取得了很大的进步。然[4-5]而，由于火山岩物性变化快等原因往往导致火山岩勘探开发效果不佳，如何预测边底水分布，以及边底水水淹情况，这一方面前人展开的研究较少，从而延缓了该区的油气勘探快速发展。本文通过试井技术针对目前火山岩开发中所面临的问题，综合常规裂缝性火山岩油藏试井模型，并优化现有的试井模型，并运用数值试井模型正演边底水分布规律，为其它火山岩油气藏勘探开发提供经验，提高火山岩油气藏勘探开发利用效率。1.2国内外研究现状1.2.1火山岩储层研究火山岩油藏的研究历程划分为三个阶段：1949年以前，火山岩的勘探大多是在勘探浅层常规油气藏时，偶然发现深层仍然存在着一个火山岩油气藏，但是鉴于当时的勘探开发技术，在不能形成工业开采价值的基础上，未能进行相关的[6]储量计算与评价；随之1949年-1982年之间，研究进入了一个漫长的低迷期；1982年-1990年，随着常规砂岩储层的研究进展变缓，人们把目光重新转移到这些火山岩油气藏的研究，人们逐渐发现之前被大家忽略的火山岩油气藏可能意味着另外一种高产油气藏，从此火山岩油气藏的研究又进入了一个逐渐升温时期[7-9]；进入21世纪，随着成像测井技术，核磁共振技术的应用，完井等相关技术的推广应用，火山岩油气藏的勘探开发也迎来了大机遇，技术的成熟使得火山岩油气藏的勘探开发再次达到一个高潮。近年来，随着国内外火山岩油气藏的不断发现，我国现已把火山岩油气藏作为重要的新领域进行全面勘探，也在各个方面开展研究，通过调研文献，火山岩油气藏的开发现状概括起来主要有以下几个特点：（1）产能分布不均匀，单井产量差异大，火山岩分布在纵向和横向上都不均匀，且在同一层位、不同井位产量相差甚至在一个数量级；（2）油气藏天然能量不足，产量和压力递减过快，生产1 西安石油大学硕士学位论文稳定期较短或通常无生产稳定期，通常表现为油田投产后迅速达到最大产量，随后更换油嘴，产量均会下降很快；（3）火山岩油气井见水块，且一般未打开的油气藏伴随着大量边底水的存在，油井投入生产后一般会在两年内见水，带来勘探开发中的诸多问题；（4）火山岩油藏系统中垂向裂缝发育，当油井见水后，会造成区块暴性水淹，造成油井产量急剧下降；（5）火山岩油气藏中裂缝具有高导流能力，当地层水动力系统相互联系的时候，这些高导流裂缝极易使得联通性变好，造成井间干扰。目前火山岩油气产量主要集中在巴西、越南、日本等国家，产量大致为[10-11]1370~3425，详细数据见表1-1。表1-1世界火山岩油气田产量统计表产量流体气国家油气田名称盆地名岩性性质油（）（）Cuba克里斯特北古巴油3425/玄武岩伊加拉佩亚马逊油68-3425/辉绿岩Brazil巴拉博尼塔巴拉那/19.98辉绿岩Georgia萨姆格瑞/油410/凝灰岩Vietnam15-2-RD1X九龙江油1370/花岗岩Argentina维嘉格兰德内乌肯油/气2241.1安山岩西洛则北部盆地油296/玄武岩U.S.A利顿泉德克萨斯气//蛇纹岩Venezuela拉图莫马拉开波油288/火山岩New克拉塔拉纳基油160/凝灰岩ZealandJapan古井柏崎新潟气/49.5流纹岩Australia斯科舍鲍恩苏拉特气/19.38安山岩在试井研究方面，目前业界普遍应用的裂缝性火山岩油藏渗流模型，都是基于单一介质或者Warren和Roots双重介质模型的理论方法，有些学者如冯文光[12][13]、葛家理、程时清等也考虑了非达西渗流效应和应力敏感效应等裂缝性油藏渗流特性。但是这些模型难以把握裂缝性油藏真实特征，非达西效应和应力敏感效应均基于均质油藏或等效为均质油藏，这点与实际油藏情况不符，在很多裂缝性火山岩油藏中并不适用，导致目前各种基于这些流动模型的油藏数值模拟软2 第一章绪论件都难以有效地模拟设计裂缝性火山岩油藏的方案，基于上述理论方法所形成的油藏工程方法，其应用效果也不明显。因此，现有宏观尺度的常规渗流模型均难以有效地描述裂缝性油藏的渗流特征。[14]国内外学者如Doe，T.W，姚军等对有关微观方面的渗流模型和规律进行了一些研究，得到了一些裂缝性油藏渗流模型和理论方法的研究进展，但仍没能很好地解决油藏规模或者大尺度的注水开发问题。造成上述问题的根本原因是：微观渗流理论缺少描述储集层宏观或者大尺度非均质性的渗流模型，大尺度流动与微观流动相结合的数值模型难以建立。大量实践表明不同尺度的非均质性对油藏渗流特征都有重要影响，所以细观微尺度的研究成果难以有效解决裂缝性油藏开发的各种关键工程问题。现在，国内外学者研究裂缝性油气藏裂缝系统的重心，基本上表现为“离散裂缝”的特征，如Kuchuk，F.Biryukov，D和姚军等，而以往学者如Warren，Root和国内的陈钟祥，姜礼尚，刘慈群等所建立的油藏模型都是基于连续分布的理论，缺少描述分块连续分布裂缝系统的渗流模型。裂缝系统的分块连续分布对油田开发各种措施有重要影响，从钻井直到各种提高采收率措施。因此，研究“毫达西级”油藏的局部分块连续渗流模型对于提高采收率具有重要意义。现场实践经验表明，火山岩储集层压力系统分布和含水上升规律均指示了裂缝系统分布具有强烈的局部分块性和各向异性，不同地区裂缝分布不同，裂缝连通程度不同，不同方向渗透率或者流动的难易程度不同，裂缝系统普遍存在压力敏感效应，而基质岩块存在非达西流效应。Weber认为对裂缝性油藏描述的最主要手段是在垂向和横向上使用不稳定试井技术。同一个储层裂缝性质和流动特性不同尺度是不同的，空间和时间上都是变化的，包括裂缝的应力敏感效应和基质的非达西流效应。已知的描述裂缝系统的渗流模型主要是基于油藏的静动态信息，静态信息包括地面露头、岩心分析、测井识别、地震识别等，动态信息主要为试井分析和生产动态资料分析等。裂缝储集层渗流模型的一类简化模型DeSwaan模型等，其中代表性的就是Warren-Root双重介质模型（1963），后来也有学者不断改进这[15][16]个模型，例如：Kazemi(1969)等人。国内早期学者将继光（1977）、陈钟祥[17][18][19]（1980）、刘慈群（1981）、吴玉树和葛家理（1981）等人都在国外研[20]究基础上深化了天然裂缝储集层渗流模型的研究。吴玉树和葛家理（1984）[21]研究了三重介质裂隙油藏中的渗流问题，杨坚等人（2005）研究了三重介质[22]复合油藏渗流模型。Kuchuk和Biryukov（2012，2013）认为三重介质模型实际上都可以简化为双重介质模型。双重介质模型是一种孔隙介质和裂缝介质均匀连续分布的模型，如果其中孔隙介质不存在流动，这种模型的动态就会与常规3 西安石油大学硕士学位论文均质油藏模型动态完全一样。虽然分形介质模型（FractalReservoir）应用自相似性原理可以通过基于双重[23]介质模型描述裂缝系统，这部分的文献通过Acuna等人(1992)和同登科等人[24]（2001）的论文可以得到，但是分形介质储层模型仍然是一种裂缝连续分布的模型。最新发展起来的离散裂缝网络模型，不考虑基质和封闭裂缝的流动，只考虑连通裂缝里的流动，可以说是基于裂缝连续分布理论的模型方法，难以直接描述[25]裂缝分块连续的火山岩油藏。例如：Doe等人（1990）研究的双孔介质离散网[26]格模型，Karimi-Fard等人（2004）研究的油藏数值模拟器的离散裂缝网络模[27]型，姚军等人(2010)研究的离散裂缝网络数值模拟方法。冯建伟等人（2011）研究了低渗透砂岩储层裂缝参数和应力场的相互关系，并建立了理论模型。离散裂缝网络模型技术虽然比以往模型方法更大程度地考虑了油藏裂缝系统的非均质性，但大尺度上仍然没有脱离裂缝连续分布模型方法的特点。最近三年，Schlumberger公司首席油藏工程专家Kuchuk提出了一个描述裂缝性油藏的模型，将各裂缝内的流动统一计算流量，更加重视裂缝内的流体对整个流动场的贡献，Kuchuk认为裂缝性油藏是由周期性或者任意分布的有限导流或者无限导流裂缝组成，目前描述裂缝系统的Warren和Root(1963)模型实际是一个不能有效描述裂缝的假想均质孔隙介质，对于大多数裂缝储集层都是根本无法通过基于WarrenandRoot(1963)的不稳定试井模型来解释的。[28]Kuchuk和Biryukov（2012，2013）在双孔介质模型的基础上，提出了“连续的个体裂缝油藏模型”（ContinuouslyandDiscretelyFracturedReservoirModel)，并应用该模型得到了直井的不稳定压力半解析解，该模型对裂缝内的流动建立了数学模型，但仅在常规达西渗流储层中有比较好的试井解释结果，对于低渗透油藏和非达西现象均没有描述，并且该模型试井解释结果并不充分，到底是个别现象还是普遍的科学问题未能描述清楚，没有体现个体裂缝对井组流动方向性问题的规律性总结，与低渗透油藏大尺度线性流动规律的研究还有较大的差距。目前已经发表的大量有关裂缝性油藏的流动模型研究成果，主要都是基于WarrenandRoot模型(1963)等裂缝连续分布模型的方法，而基于真实裂缝系统的模型成果还很少见到。虽然Kuchuk-Biryukov模型对裂缝系统有较新的研究理念，但目前只考虑了达西流的情况，没有考虑基质系统的非达西流效应以及裂缝系统的应力敏感效应。这与低渗-特低渗透裂缝性油藏的实际情况偏差较大。1.2.2边底水研究油气藏多孔介质中多相流体同时流动的现象十分普遍，尤其是在火山岩区块的勘探开发过程中，火山岩储层垂向裂缝发育，试井模型多包涵双重孔隙度、双4 第一章绪论重渗透率、裂缝型孔隙度等等试井模型，这些模型反映出火山岩不同于常规储层的特征。除此之外在火山岩储层中大量存在边底水，对边底水的研究将会使储层的认识更精确。基于对单相流体渗流机理的研究，人们又开始研究进行多相流试井分析的基础复合油藏试井模型研究。[29]1936年，Maskat提出了油气水三相流体渗流的数学微分方程，自20世纪50年代提出多相流渗流理论及其试井方法均是依据此微分方程作做转换。[30]1962年，KeithH.Coats针对实际储气库设计情况，基于垂直渗透率等于水平渗透率的假设条件下，考虑到垂直方向上的压力梯度，并以无量纲压降量的形式求出储层压力，得到底水油藏含水层油水渗流数学模型的建立和求解方法。[31]1989年，Olarewaju等人提出了两区复合油藏试井分析模型，并研究了井筒压力动态的影响因素。[32]1994年，刘义坤根据注水、注气、注聚合物、井筒污染等因素对油藏的影响试井资料分析，建立了多重复合油藏试井分析模型，并求出其拉普拉斯空间解。[33]2003年，刘启国等人在油水两相渗流理论研究的基础上，建立了考虑含水率影响的油水不稳定试井模型，并绘制出随含水率变化的试井曲线图版。[34]2004年，李成勇等人求解了各向异性无限大地层水平井的拉普拉斯空间解，着重分析了表皮和井筒储存系数对压力特征曲线的影响。[35]2006年，王建平等人运用Laplace变换、Fourier变换及Stehfest反演等数学手段建立了并求解出部分射开直井渗流数学模型的空间解，并对能影响压力曲线特征变化的因素开展了敏感性分析。[36]2007年，InemS.Ekong等人利用传统的试井概念和径向流系统扩散方程的数学公式，建立了考虑不同储层内部边界的含垂直水流底水的储层含水层系统的数学模型以及含水层的外部边界条件。利用拉普拉斯变换求解得到的扩散方程并用Stfhest算法将其导入真实空间，得到无量纲压降、无量纲率和无量纲累积流入的无量纲时间，用于研究底水运动规律，求解出给定的水入流速率或累积流入量和流入速率/累积流入量条件下的地层压力。[37]2009年，王海涛等人运用镜像反映公式及Poisson求和公式，得到无限大油藏中的连续点源解，求解出油藏不稳定渗流的均匀流线源解，运用有效平均压力点理论和Stehfest数值反演，分析曲线特征影响因素。[38]2011年，徐文斌等人通过压力导数曲线在后期对边界的诊断,初步识别合理的边界解释模型,鉴于传统的边界典型曲线只适用于单相均质油气藏,但是实际情况要复杂很多。针对边水或底水油气藏,试井的压力导数曲线在油水过渡带5 西安石油大学硕士学位论文表现出异常现象,导数曲线上翘或下掉,这对边界模型的判断产生重要影响的特征，根据达西定律和Thompson公式,理论分析和总结了油水系统过渡带的不稳定压力导数规律。1.2.3数值试井技术研究现状按照渗流方程的求解方法来分类，试井可以分为解析试井和数值试井。解析[39-40]试井是指基于渗流方程解析解的试井分析方法。数值试井是指基于渗流方程[41-42]数值解的试井分析方法。图1-1试井解释流程图目前广泛适用的解析试井面临着一系列的问题，主要问题如下所述：（1）油藏的复杂边界问题：针对复杂边界条件下，难以求出渗流方程的解析解；（2）多相流动问题：多相流在油藏中普遍存在，如油气两相、油水两相等。对于多相流动，没有严格意义上的解析解。现有的方法是将其简化为单相流，解释的结果存在较大误差。（3）多层油藏问题：多层油藏中存在着层间差异，不能再用传统的方法来对油藏进行简化。6 第一章绪论（4）非均质性问题：解析试井将地层参数的非均质分布简化为径向复合或线性复合，这显然不能真实反映油层复杂多变的地质特征。近年来，国内外很多油田已经进入油田开采中后期，油井见水严重，且储层非均质性，以及复杂的边界条件导致了试井技术的重大发展，但是直到20世纪90年代才被提出来。数值试井虽然是用来解决多相流问题，但是其作用远远不止于此。按照目前发展趋势，有限元与边界元数值试井技术是今后数值试井发展的方向。具体地说，数值试井解释技术是在试井分析领域内采用了数值分析技术，通过对复杂区域进行网格划分，基于网格对渗流方程继续离散化、线性化并得到了线性方程组，通过求解线性方程组便可得到某时间下的井底压力，将计算压力与实测的压力数据进行拟合，便可得到相关地层与井筒参数，完成对复杂油气藏[43-44]的评价。解析试井是在不同的油藏边界、井筒类型、井筒条件、地质模型等条件下，推导出渗流方程解析解的数学表达式，因而计算速度快，可用鼠标拖动进行辅助[45]拟合或快速自动拟合。同时，对解析试井软件，组合模型的数目较多，说明[46]其技术含量越高。除在计算速度方面处于劣势外，数值试井在多方面优于解[47]析试井。随着流动性能好、有效厚度大的主力油层得到充分的开发，剩余的油气田勘探开发难度加大，充分验证了数值试井在我国的油田有广泛的应用前景，其不仅能够提高解释资料的准确性，提高资料的利用率，而且能够拓宽测试资料的应用[48]范畴，更能充分发挥测试资料在油田开发中的作用。1.3本论文的研究内容、技术路线1.3.1本论文的研究内容本文研究内容如下：（1）针对目标区块所存在的问题，研究了目前针对火山岩边底水、复杂断层情况可以应用的分析方法，成功实施了共计3井次试井设计任务，并对取得的试井资料进行分析总结。（2）针对A区块复杂火山岩储层物性，建立了适合于该区块的试井解释模型及理论图版，并对井筒储集系数、表皮系数等参数进行了敏感性分析及参数解释。（3）完成火山岩油藏边水、底水试井模型的建立，最终在数值试井中建立了试井理论图版及理论曲线。7 西安石油大学硕士学位论文（4）利用建立的试井模型，对A区块开展油水运动规律及分布规律研究，并分别利用试井KH法与公式法研究底水上升速率、预计见水时间，为区块综合治理提供了依据。（5）利用saphir数值试井技术，导入所建立的理论模型，验证火山岩油藏断块存在性，为同类油藏提高开采效果提供重要的理论和技术指导。1.3.2本论文的技术路线图1-2技术路线图1.4本论文创新点本文以新疆某油田A区块为例，为改善火山岩区块的开发效果，研究边底水的分布以及断层存在性问题，建立了针对A区块石炭系火山岩油藏边底水模型，利用数值试井技术进行实例验证。8 第二章火山岩油藏研究动态分析方法第二章火山岩油藏研究动态分析方法2.1问题的提出本文的研究目标是针对火山岩油藏边底水的存在以及断层复杂性以我国典型火山岩油藏-新疆某油田石炭系火山岩油藏A区块为研究背景，开展边底水及断层研究。目前该区域存在以下几点问题：储层非均质性和油水界面认识不清，部分油井投产后含水迅速上升，亟待确认储层非均质性与油水分布规律关系；油藏开发时间短，储层断层存在性不明确，剩余储量大，油藏潜力认识不清。A区块构造位于新疆准噶尔盆地西部隆起，油藏属典型的古潜山地貌，局部鼻状构造发育。含油层为石炭系C层，油藏埋深在3500-3900m，属于低孔特低渗储层。原油性质为稀油，平均孔隙度值7.7%，渗透率值在0.01~31.2，地层压力为41.1MPa，饱和压力为39.2MPa。火山岩储层具有低孔低渗、储层非均质性严重、边底水在储层中的分布具有散点式布局、断层分布不均匀等特点，由此造成火山岩储层的研究方法不同于常规储层，到目前为止，研究火山岩边底水及断层分布方法大致有：物质平衡分析方法、递减规律分析方法、数值模拟分析方法以及常规试井与数值试井结合的分析方法，本章着重介绍了各研究方法的基本原理，以及利用试井分析火山岩储层边界响应特征。2.2物质平衡分析方法[49]1936年，RJSchilthuis利用物质守恒定律建立了平衡方程，通过不断地改进和完善，目前已经在国内外得到了广泛的应用。其主要功能为确定油藏的原始地质储量、判断油气藏的驱动机理；计算油藏天然水侵量大小等。物质平衡方程的建立是按照体积平衡进行推导的，即地下条件下表示的地面累计产量应等于油藏中因压力下降引起的流体膨胀量与侵入的流体量之和。在油田开发动态中，随着油藏地层压力的下降，就必须引起边底水入侵、气顶膨胀、溶解气的分离和膨胀，考虑这些参数下建立的物质平衡方程即为通式。NEoNmEgN(1m)EfmWeWiBwGiBig1(2-1)FFFFFNEo其中：F-溶解气驱动指数；NmEgF-气顶驱动指数；N(1m)EfwF-弹性驱动指数；9 西安石油大学硕士学位论文WeF-天然气驱动指数；WBGBiwiigF-边底水、气驱动指数。物质平衡方程可以用来分析天然能量、计算水侵量、储量计算以及动态预测。2.3递减规律分析方法油气田开发是一个从兴起，经过成长、成熟到衰亡的全过程，表现在油气田产量的变化上必定要经过产量上升-产量稳定-产量下降的全过程。当油气田开发进入产量递减阶段以后，无论人们采取何种措施，都无法改变产量下降的趋势。产量递减阶段不同的递减规律对产量和最终采收率的影响也不同。研究它们的递减规律，对预测油田未来产量变化和最终的开发指标及以后开发措施的调整，都有着重要的意义。依据递减分析方法的不同，可将其分为ARPS递减分析、FETKOVICH递减分析、BLASINGAME递减分析等类。ARPS递减曲线法是假定井在恒定井底压力、渗透率和表皮系数下产生的，如果井底压力、渗透率或者表皮系数改变，井的递减特征也相应地改变。并且ARPS递减曲线只能运用于分析边界确定的已达到稳定流动的数据。传统的（APRS）分析使用速率和时间作为主要工具来进行分析。它包括三个子分析模块：指数递减、双曲递减和调和递减分析。FETKOVICH递减曲线法考虑了瞬态流动状态以及边界控制流动状态等因素，克服了ARPS递减曲线法仅能够用于拟稳定流动下的生产数据的不足，不仅可以计算储量、预测油井生产动态，还可以计算地层参数，但是FETKOVICH递减曲线法和ARPS递减曲线方法一样，是假定生产井在恒定井底压力、渗透率和表皮因子下生产的，不能分析存在多次关井以及井底压力或进行过酸化或压裂的井的生产数据。BLASINGAME递减曲线法的基本思路是以采油指数形式综合表示压力、产量生产数据，并且通过引入拟等效时间屏蔽产量、压力波动影响，将其等效为定流量生产数据，因此它没有定井底压力的限制，应用范围更广。该曲线分析是RTA软件的主要分析模块，输入的数据绘制在归一化速率与物质平衡时间图上。物质平衡时间是当前累计产量与日流量的比值。对于压裂直井或水平井，为了得到所用的具体参数，选择压裂方案并进行自动型曲线选择，得到Re/XF值，然后计算出Re/XF、K、XF、面积、OOIP和EOR的数值。这类的瞬态流动和边界流动部分，为了使其与已经选择的自动拟合类型曲线匹配的瞬变和边界流线一致。要充分考虑表皮因子影响，值得注意的是，由于表皮因子不是裂缝区域中的分析选项的一部分，所以BLASIGAMEM型曲线不能给出裂缝的值。10 第二章火山岩油藏研究动态分析方法生产数据分析可以追溯到20世纪20年代，它最初是以经验为基础的分析工具，目的是找到适合历史匹配的正确递减函数。在20世纪80年代和90年代，BORDE衍生品和PCS的引入极大地改变了PTA（生产动态分析）软件，这在生产分析中并没有发生得很快，其中大部分工作继续使用ARPS和FETKOVICH方法来完成，通常作为与生产数据库相连的副应用程序。虽然分析方法与压力瞬变分析不同，但是经典的生产分析方法并没有被淘汰，并且生产分析方法一直保持不变。以下是利用生产动态分析软件RTA的界面截图。结合对静态地质资料所取得的认识，对井所处储层进行评价，评价的参数主[50]要包括储层渗透率、表皮系数、动态储量、断层封堵型、边底水推进距离等。而作为油气藏动态描述的两大手段，现代产量递减分析方法与试井分析方法各有所长，两者异同如表2-1。表2-1产量递减分析与试井分析异同项目试井分析产量递减分析理论基础渗流理论传统压力恢复分析小时、天、周时间范围天、月、年全生命周期分析小时、天、周、月、年传统压力恢复分析关井阶段分析阶段生产阶段全生命周期分析全生命周期数据源压力恢复试井、地层测试、永久式压力计井口计量或永久式计量探测范围关井期间探测范围井或井组井控范围早期手工拟合MDH,HORNERARPS发展阶段经典典型曲线RameyFETKOVICH现代曲线拟合BOURDETBLASINGAME,A-G,NPI要求径向流拟稳态、边界控制流数据诊断能力高一般地层系数，表皮系数，传统压力恢复分析井控范围与储量、地层分析结果边界情况等系数、表皮系数等全生命周期分析还可计算井控储量传统压力恢复分析较高结果可靠性较高全生命周期分析高两种方法都是基于经典的渗流理论，均采用图版拟合的方法获得参数，对于复杂边界、多相流、多井干扰等情况，可以通过建立模型采用数值求解方法；但是两种方法在分析过程中采用的评价数据精度不同，现代产量递减分析法只需采用每日计量的产量、压力数据即可进行分析，试井分析需要高精度的压力不稳定11 西安石油大学硕士学位论文测试数据进行分析。不同质量的数据源决定了评价结果的可靠性，产量递减分析法采用日测试产量、压力的数据量多但数据精度相对偏低，尤其井底流动压力数据多通过井口压力进行折算，会存在一定的误差；试井分析的压力恢复数据精度高且数据量大，因此分析结果精度较高。2.4数值模拟分析法数值模拟即依靠电子计算机，结合有限元或有限容积的概念，通过数值计算和图像显示的方法，达到对工程问题和物理问题乃至自然界各类问题研究的目的。作为估算油田前景的一种方法，油藏数值模拟技术从20世纪60年代就开始在实践中应用。特别是进入80年代以来，计算机技术的发展，以及有效的试井分析新方法的提出，极大地丰富了分析结果的准确性。操作步骤首先要建立反映问题(工程问题、物理问题等)本质的数学模型，具体说就是要建立反映问题各量之间的微分方程及相应的定解条件。数学模型建立之后，需要解决的问题是寻求高效率、高准确度的计算方法。由于前辈们的努力，目前已发展了许多数值计算方法。计算方法不仅包括微分方程的离散化方法及求解方法，还包括坐标的建立，边界条件的处理等。在确定了计算方法和坐标系后，就可以开始编制程序和进行计算。实践表明这一部分工作是整个工作的主体，占据了绝大部分时间。在计算工作完成后，大量数据只能通过图像形象地显示出来。现代概念的油藏模拟的诞生是与快速的数字计算机以及能够描述二维非均质体积和三维非均质体中多相流体特性和求解大量有限差分方程的数值计算法的发展是分不开的。其理论研究的主要方法是选用正确的参数进行拟合，合理地[51]进行网格划分，严格地控制拟合精度，从而求出目标参数。2.5常规试井与数值试井分析对试井方法而言，数值试井与解析试井没有任何变化。二者都是基于GRIGGARTE-BOURDET双对数图版进行测试资料的解释。但由于采用数值解，数值试井可以对井组同时进行解释，并能考虑沉积相、多层、平面非均质、开发井网、生产历史及措施情况等，使试井解释能力大大增强。数值试井的一般过程为：（1）建立渗流偏微分方程。（2）渗流偏微分方程的离散化。（3）建立线性方程组。（4）线性方程组求解。与常规试井相比，数值试井的主要特点如下：（1）数值试井所描述的油藏特征更真实。数值试井无需对油藏边界、储层12 第二章火山岩油藏研究动态分析方法属性、流体性质与流体组分进行简化，可对井组、井网、生产历史进行模拟，具有类似油藏数值模拟的计算能力。（2）应用面更宽。常规试井主要是对单井解释，而数值试井可对注采井组进行解释，除了能够提供常规试井解释所能提供的成果外，数值试井还能够确定压力分布、饱和度分布等，为注采结构的调整或注采动态调配提供科学依据。数值试井技术的应用，实现了试井测试、资料分析及成果应用从单井到井组转变。（3）研究难度大，但前景广，解析试井是将一般的渗流方程进行种种简化，从而推导出数值解。2.6试井分析及储层评价基于以上所述分析方法，不能完全满足油田现场应用需求，本文采用常规试井与数值试井结合的新方法研究火山岩油藏中的边底水情况。因为在试井解释中，试井的多解性导致所应用的模型的差异性，因此除了对新井进行试井设计外，还需要对已测试过的井模型进行二次解释。对A区块进行试井井位选择，部署金龙并进行试井作业，试井频次如下图所示10断块历次试井频次分布图。金龙10断块试井井次统计86%712年测试7618%13年测试12%56%14年测试43315年测试317%2216年测试11141%17年测试012年测试13年测试14年测试15年测试16年测试17年测试图2-1A井区历次试井频次分布图统计图2-2A井区历次试井井次统计截止2017年12月底，A区块石炭系油藏取复压资料17井次，运用Swift试井分析软件，同时结合成像测井解释资料、试油试采等动态资料进行了综合对比研究，不断加深对储层裂缝、基质孔隙特性认识和理解，为产能评价、储层分类奠定基础。2.7历次测试资料分析2.7.1压力恢复曲线形态分析除去测试压力计掉下去的A1-6与卡在井筒中，未提上来的A1-37井之外，A井区石炭系油藏共测试成功17井次压力恢复测试资料，针对A1储层的压力恢复测试，除A1-1、A1-3井有两层中途测试时间较短外，其余9井次复压时间在355小时～922小时，各井双对数曲线均表现出较明显的裂缝特征。实际油层13 西安石油大学硕士学位论文压力特性、流动形态等与典型的Warren-Root理想模型有一定的相似性。另外6井次针对A2储层的压力恢复测试时间设计在350小时～950小时，裂缝特征明显。A1井区石炭系油藏试井解释结果呈现四种类型（见表2-2）：表2-2A1井区油藏压力恢复测试双对数曲线分类统计表分类参数及标准曲线类型流动特征-08第A类：λ>e第ⅠA类初期产量较高，基本稳定第Ⅰ类：ω>0.10-08第B类：λe第ⅡA类初期产量中等，基本稳定第Ⅱ类：ω<0.10-08第B类：λ60%等级井名AH1-4AH1-5AH1-6AH110A110A106含水率%72.6391.0798.9996.99水淹水淹井名AD1-32A1A1-1A1-2A1-8A1-7含水率%64.3395.969996.089573.79井名A1-3含水率%77.1从下边图可以看出含水率与构造关系不大，含水较高的位于构造高部位，且分布无规律，推测该断块垂向裂缝发育，导致底水沿裂缝上升，导致油井水淹，因而与构造关系不大。图4-10A井区平面油水分布图根据边底水上升井的试井曲线分析，依据双对数曲线曲线形态及油水分布关系，将这些井的测试曲线分为3类。（1）底水直接上升型42 第四章实例应用水平线ⅠⅡⅢⅣⅤⅠ井储段；Ⅱ过渡段；Ⅳ球形流段；Ⅴ径向流段；Ⅵ底水响应段。图4-11底水上升3D示意图图4-12井底底水上升剖面示意图底水直接上升型特点是：位于井筒底部的底水上升，储层部分水淹，造成部分打开特征，在压导曲线上显示为井储段之后出现下掉，如果测试时间足够长，则压导末端在径向流段之后再次出现下掉。图4-13典型试井曲线特征图图4-13中，井筒底部底水直接上升在双对数压导曲线上表现为井储段之后，压导出现下掉，这是由于底水上升，造成出现部分打开特征导致。如下图A1-38井双对数曲线图所示。图4-14A1-38双对数曲线43 西安石油大学硕士学位论文A1-38井测试双对数图压导为过渡段之后出现下掉，说明该井底部底水出现上升。该井目前含水64.33%。（2）远端边水侵入型图4-15远端边水侵入型模型图图4-16远端边水侵入型剖面示意图远端边水侵入型试井曲线特点：油井通过井附近的裂缝与厚度较大的储层联通，压导曲线表现为裂缝线性流之后下掉，出现部分打开特征，这种曲线预示油井有可能通过裂缝远距离与底水联通。油井通过井附近的裂缝与厚度较大的储层联通，压导曲线表现为裂缝线性流之后下掉，出现部分打开特征。如下图4-17所示。图4-17A2-4双对数图A2-4井2013年5月测试双对数图压导为裂缝线性流之后出现下掉，出现部分打开特征，说明该井通过井附近的裂缝与厚度较大的储层联通。44 第四章实例应用2015.05图4-18A1-4双对数图双对数图边水响应特征为压力导数曲线经过一段地层响应后才下掉，出现定压边界特征。A1-4井测试双对数图压导为裂缝线性流之后出现下掉，为定压边界，说明该井以边水影响为主。（3）裂缝特征型裂缝特征表现为：油井附近存在裂缝，压导曲线表现为井储过渡段之后出现线性流，表现出明显的裂缝特征。图4-19A1-24双对数图油井附近存在裂缝，压导曲线表现为井储过渡段之后出现线性流，表现出明显的裂缝特征。A1-24井2017年08月测试双对数图压导井储过渡段之后出现线性流，说明该井附近存在裂缝。综合上述曲线特征分析，所有边底水分布规律可以均列为为下列类型。45 西安石油大学硕士学位论文2015.10含水（0.82%）2015.07含水（1.5%）A1-38A1-8底水直接上升型底水直接上升型图4-20底水上升例子图2012.052015.032013.052015.062015.102017.082016.03A1远端边水侵入型A1-5金龙10远端边水侵入型图4-21远端边水侵入例子图2017.08JL1024裂缝特征型图4-22裂缝特征例子图A区块历次共测试9口井，从历年测试双对数图来看A1-1、A1-2、A1-7、A1、A1-4、A1-5井属于远端边水侵入型，而A1-8、A1-38井为底水直接上升型，A1-24井表现出明显的裂缝特征。通过上述边水以及底水上升的分类，在Geomap地质图上标出每口测试井遍地水分布示意图，如图4-23所示，红色箭头代表远端边水侵入，即储层向内有效厚度变薄，远端有效厚度变厚的边水类型，蓝色箭头代表是由储层底水造成储层46 第四章实例应用含水率上升的类型，黄色箭头代表由压裂产生诱导裂缝或者是天然裂缝造成的储层含水率上升的类型。图4-23油水分布种类示意图通过在Geomap软件绘制的地质图件上绘制三种边底水类型，可以清楚地看出区块所在区域是边水、底水或者是储层裂缝导致的含水率上升，再通过上述地质图件的含水区域分析，得出预计未来该井水淹风险等级，如表4-9。表4-9A区块各井距离水淹风险评级井名水的来源目前含水是否符合模型风险等级A1-24沟通小水体1.04是低A1-8底水直接上升24.41是中A1-38底水直接上升3.54是A1-1远端边水侵入型93.83是高4.1.3油水运动规律依据油井水淹的先后顺序，绘制目前平面上的油水分布图，从整体上看，A断块中A1井最先水淹，随后水体向东AD1-27，AD1-32以及AH1-10先后发生水淹，与此同时，A1-2水淹，之后水体向西侵入，AH1-4，AH1-5、AH1-6先后水淹，水淹顺序如图4-24中箭头标号所示。47 西安石油大学硕士学位论文4132图4-24水淹运动图4.2底水上升研究4.2.1试井KH法计算底水上升距离图4-25试井Kh法示意图一般来说，底水不断上升，历年试井其地层系数kh不断变化，地层系数kh减小的速度就等于厚度h上升的速度，其计算公式和计算原理如下：（1）采用储层有效厚度h解释得到单井历年渗透率k；（2）采用储层有效厚度h和得到历年地层系数kh；（3）对历年流动系数除以初期渗透率即得到历年实际有效厚度h’；48 第四章实例应用（4）对历年做差，即得到底水上升速度：'其中：为本解释时厚度；K生产初期渗透率；h为生产初期厚度；k为本解释时渗透率但是试井法必须有初始水层h对应的渗透率k，即必须具有投产初期的测试数据。选取A1井具有投产初期测试数据，且连续测试次数较多的井进行计算。表4-10A1井测试数据统计渗透率目前底水上原始避水目前避水高井名测试时间h（m）h1（m）mD升距离（m）高度（m）度（m）2012年11月1.7525.0025.000.000.000.002013年5月0.8525.0012.1412.860.00-12.86A12015年11月0.3225.004.5720.430.00-20.432016年3月0.0825.001.1423.860.00-23.86A1井2012年试油，2014年投产，依据其试井解释渗透率的历年变化，计算得出底水上升的距离，进而计算出目前的避水高度。从计算结果可以看出，该井由于初始避水高度为0m，截止2016年3月底水上升23.86m，已经水淹，计算结果与目前的含水率96.07%较为相符。其中，h为储层厚度加上原始避水高度，h’为测试当年储层厚度加上当前避水高度。图4-26试井Kh计算A1井示意图4.2.2公式法计算底水上升距离[54]据熊小伟法可知，底水锥进高度与生产时间之间的关系如下：49 西安石油大学硕士学位论文公式适用条件：（1）储层为均质油藏；（2）油水界面稳定；（3）忽略油水过渡带的影响；（4）忽略毛细管力和重力的影响；（5）油水的流动均服从达西定律；（6）储层部分射开段为水平径向流动，下部未射开段为以井底为汇的半球形向心流。(4-1)(4-2)通过对上式变形，得到计算底水锥进高度的计算公式如下：(4-3)3其中：φ为孔隙度，小数；q为产量，m/d；Mow为油水流度比，无量纲；Swi为束缚水饱和度，小数；Sor为残余油饱和度，小数；Bo为原油体积系数，无量纲；hp为油井打开厚度；α为垂直与水平渗透率的比值，无量纲；re、rw分别为泄油半径和井半径，m。图4-27底水上升物理示意图50 第四章实例应用公式适用条件：（1）储层为均质油藏；（2）油水界面稳定；（3）忽略油水过渡带的影响；（4）忽略毛细管力和重力的影响；（5）油水的流动均服从达西定律；（6）储层部分射开段为水平径向流动，下部未射开段为以井底为汇的半球形向心流。4.2.3参数敏感性分析302826）m242220底水锥进高度（18161451015202530有效厚度（m）图4-28有效厚度参数敏感性分析根据图4-28，当保证其它参数不变的情况下，随着有效厚度的增大，底水上升距离减小。555045）m4035底水锥进高度（302502468101214产量（m3/d）图4-29产量参数敏感性分析根据图4-29，当保证有效厚度等参数不变的情况下，随着产量的增大，底水上升距离增大。51 西安石油大学硕士学位论文555045）m4035底水锥进高度（30250.20.40.60.811.21.41.61.8垂直与水平渗透率比值图4-30垂直/水平渗透率参数敏感性分析根据图4-30可知，当有效厚度、产量等参数不变的情况下，随着垂向/水平渗透率增大，底水上升距离增大。表4-11参数影响级别分析参数名称与底水上升相关性影响大小顺序影响参数因素有效厚度负相关3射孔产量正相关1油嘴垂直/水平渗透率正相关2地质根据以上参数分析的结果，下面以A1-8井为例进行计算：图4-31A1井位图A1-8井位于如图所示的位置，该井2013年4月开始投产，目前含水28.91%。表4-12A1-8井地层物性3孔隙度0.066有效厚度m17.6平均产量m/d8.91水平渗透率mD29.5垂直渗透率mD16.5井半径m0.062泄油半径m200油的粘度mPa.s11.19水的粘度mPa.s0.6束缚水饱和度0.46残余油饱和度0.251生产时间d63452 第四章实例应用其中束缚水饱和度0.46，残余油饱和度0.239；泄油半径取200m；水的粘度取常数0.6mPa.s。代入公式，经过计算，该井目前底水上升17.8m，原始避水高度为60m，因此该井目前底水距离射孔段的距离为52.9m，这与目前该井含水28.91%较为相符。表4-13A井区底水上升汇总表井号A-24A-38A1A1-1A1-2A1-4A-5A-7A1-8原始避水高度226.5163.50178126916712470（m）投产日期2013.6.2014.6.2014.4.2013.52015.72014.32015.42015.6.2013.6水淹时间2015.22014.82016.3目前产液量18.264.3812.439.863.9620.8820.001（t/d）底水上升距离40.464.6140.1232.3246.7931.0935.8439.1216.86（m）目前含水（%）1.043.5496.0793.8396.081.9352.8970.1712.9底水上升速度30.439.014.035.020.816.415.718.615.5m/a目前避水高度186.0798.89-40.12-15.3234.2237.91131.1684.8853.14（m）表4-14两种计算方法计算结果对比KH法底水上升距离底水年上升速率目前避水高度目前含水率预测见水时间井名（m）（m）（m）（%）（年）A124.976.24-24.9796.07已经见水公式法底水上升距离底水年上升速率目前避水高度目前含水率预测见水时间井名（m）（m）（m）（%）（年）A142.9715.00-42.9296.07已经见水通过对比计算结果，计算结果虽然有所差异，但是整体与目前含水率情况较为吻合。其中KH法计算的是到最近一次测试时（2016年3月）的底水上升距离，而公式法计算的是到目前（2017年8月）的底水上升距离，因此两种方法计算存在差异。A1区块底水平均上升速度22.26m/年。4.2.4两种计算方法对比A1断块中，A1、A1-2等井处于构造相对高部位，但是其原始避水高度较小，随着底水锥进，水淹较早。A1-2、A1-38等井，虽然处于构造相对低部位，但是其原始避水高度较大，底水锥进尚未到达井底。53 西安石油大学硕士学位论文历年试井解释可以明确展现底水响应。A1及其西北方向的三口水平井均水淹。A1彻底水淹时，三口水平井尚未投产。在三口水平井投产时，避水高度已减小了一定程度，再加上沿A1西北方向有效厚度增大，试井解释有水平向流动，水平井大液量生产，因此水淹较快。表4-15A井区计算结果对比计算方法井名目前避水高度m目前含水%是否符合A1-24186.071.04是A1-1-15.3296.9是A1-784.8880.45否A1-40.1295.84是公式法A1-234.296.08是A1-5237.911.87是A1-3898.891.03是A1-853.1412.9是KH法A1-40.1295.84是4.3试井技术判断火山岩断层图4-32A区块井位图A区块因储层物性差，区块相邻井井距大，储层地质情况认识不清楚，对本曲快研究边底水分布及运动规律也需要研究图中所示断层是否封闭。整理历次试井测试资料，得到如下结果。54 第四章实例应用表4-16A井区计算结果对比井号目前产液量（t/d）目前含水（%）与断层距离（m）最近一次测试时间A14.3896.072382016年3月21日A1-520.8852.892432017年8月19日A1-2411.04西400/东2632017年8月19日A1-2708270AD1-3220.19630AHW1118.696西171/东174断层附近有A1-24与AD1-32两口井，且A1-24为长关井，且假设断层是封闭的，采用干扰试井的测试方案对其进行测试，因该井是长关井，故压力波动小，采用A1-5与AD1-32激动，A1-24观察压力波是否传导至A1-24井中的压力计为止，若为封闭断层，则压力波无法越过断层被接收到；若不存在断层，则压力波可以被A1-24井接收到，以下将从常规试井、生产动态以及数值试井方法进行论证。4.3.1生产动态分析图4-33干扰试井作业过程邻井生产动态曲线由生产数据可知，A1-24井测压时A1-5和AD1-32均有注气和生产，如果没有封闭断层遮挡，会对A1-24井的压恢测试有较大干扰。事实是A1-24测试后期无明显干扰，证明封闭断层存在。55 西安石油大学硕士学位论文表4-17A井区生产动态曲线对比时间2017.5.108.128.158.268.298.309.139.2410.710.1010.1911.211.6关井开井A1-5注气闷井测压生产停注开井开井AD1-32注气注气闷井闷井闷井生产生产开井A1-24关井测压生产如前所述，下表显示了使用RTA软件进行试井分析和生产数据分析的比较。表4-18A井区计算结果对比对比WELLTESTANALYSISPPRODUCTIONDATAANALYSISskXfskXfA1-5-4.83220.31515.61-3.5218.719914.058AD-32-5.5256.5814.93-4.847.128710.026A1-24-4.603210.216.79-4.425.123616.015符号S、K和XF分别代表表皮系数、渗透率和裂缝半长。从上述表中可以看出，渗透性和表皮系数略有差异。对于断裂的半长，XF，我们看到了巨大的值差异。与F.A.S.T.RTATM软件相比，裂缝半长的试井结果与生产数据分析是可行的。与生产数据分析相比，试井分析给出了更好的结果。4.3.2常规试井分析利用SWIFT试井分析软件，对断层邻井分析，得出下列结果。56 第四章实例应用图4-34A1-24试井分析图A1-24井2017年5月10日关井，8月30日测压。测压前期受到一定干扰，推测为邻井注气——生产导致。后期无明显干扰，压导上翘，SLPD曲线下坠，为封闭边界相应。但双对数曲线前期存在一定干扰，且测压过程中压力恢复幅度较大，证明该井与注气井AD-32和A1-5之间有连通。图4-35A1试井分析图A1前期（2012年5月）测试数据中，测试末端压导曲线出现下掉，PPD图曲线斜率明显变化，SLPD曲线出现拐点，这些特征是封闭断层的典型响应。图4-36A1-5试井分析图A1-5测试受到一定干扰，但后期压导曲线明显上翘，SLPD图曲线下掉，为57 西安石油大学硕士学位论文典型的封闭断层响应。图4-37A1-5试井分析图A1和A1-5井相距1860m。证明两井试井探测到的断层不为同一条。综上所述原因，结合试井解释证明，A1和A1-5附近分别存在封闭断层。A1-24与A1-5之间存在封闭断层，但断层并未完全隔绝两井之间的连通性。以上试井解释结论与地质认识相符。4.3.3数值试井应用因为试井结果具有多解性的特点，在这里我们最终利用数值试井技术对断层问题进行验证，试井正演过程中，需要知道油藏类型、储层地质背景情况，我们通过在软件中设置断层，分为有断层和不存在断层两种情况，通过两种情况下数值试井模型对比分析，验证断层的存在性。图4-38数值井位图导入58 第四章实例应用图4-39厚度导入图图4-40渗透率导入图把数值试井所需的地质图件导入saphir试井软件中，导入历次做过试井测试的井基本信息，包括每口井的有效厚度、孔隙度以及渗透率参数。假设不存在断层的情况下，利用数值试井解释出来的模型为均质模型，双对数图以及表皮敏感性分析图如下，从AD1-32井与A1-5图来看，拟合效果不佳，曲线压力导数线末端有略微上翘，但软件拟合模型为均质无断层最佳，与常规分析矛盾。图4-41A1-5无断层情况下双对数图图4-42A1-5无断层情况下井储敏感性分析图4-43A1-32无断层情况下双对数图图4-44A1-32无断层情况下井储敏感性分析假设存在断层的情况下，利用数值试井解释出来的模型为模型，重新拟合59 西安石油大学硕士学位论文AD1-32井，选择双孔拟稳态+一条封闭断层图拟合，从图4-45来看，拟合效果最佳，曲线压力导数线末端有略微上翘，软件拟合模型分析与常规分析一致。图4-45A1-32有断层情况下双对数图图4-46A1-32有断层情况下井储敏感性分析通过数值试井技术，存在断层情况下，拟合效果最好，且参数解释位于合理范围内，故结果为目的断层存在。4.4小结（1）利用前面所述正演模型对A区块边底水情况进行了分类，并利用试井KH法和公式法两种不同的方法分别计算了底水上升距离，对两种方法计算方法结果进行对比以及参数敏感性分析。（2）利用试井技术分析油水分布规律和油水运动规律，并用Geomap软件绘制的地质图件上展示了油水运动关系图。（3）针对试井曲线末端特征，利用常规地质分析、生产动态分析以及常规试井分析了断层的存在性，最终经过与数值试井方法结合，综合分析了区块断层的存在性，正演与反演结合起来验证了断层是存在且封闭的。60 第五章结论与建议第五章结论与建议5.1结论（1）本文调研了国内外研究边底水火山岩油藏方面的研究，对比了物质平衡法、递减规律分析法、数值模拟分析方法等方法，结合火山岩的物性差、产量递减率快、含水率上升快的特点，提出的常规试井与数值试井相结合的分析方法可以有效降低试井分析的多解性，提高了试井分析的准确性。（2）通过对A区块火山岩油藏特殊储层情况，发现储层响应受到渗透率、表皮系数、井筒储集系数等因素的影响。识别出火山岩裂缝性储层的试井模型包括两区径向复合模型、垂直裂缝+两区复合、和部分打开+底水等模型。（3）通过公式法和KH法比较计算出的底水上升速度，发现二者结果相差不大，但是KH法适用条件必须为做过试井测试的井，且KH计算结果略小于公式法，并分析出A边底水来源：远端边水侵入型、底水直接上升型、裂缝型三种类型。（4）利用数值试井分析断层，发现火山岩油藏断层封闭性不好识别，断层极有可能与不渗透带特征一致，所以在分析边底水火山岩油藏断层分布时，建议应结合其他物性资料，比如地质背景资料，地震解释资料等。（5）通过实际试井测试发现，火山岩油藏试井测试时间较长，一般需要保证750~970h的关井测试时间，才能保证取得的数据能达到径向流。（6）现场实际生产资料显示，油井本身压裂后能保持较长的稳产时间，但是因为火山岩储层因为压裂会导致裂缝连通，边底水也会进入裂缝，使得油井稳产时间较短。5.2建议（1）在现场进行测试时，对生产制度的计量往往较为忽略，另外在试井作业过程中，现场保持井口仪器设备一经下压力计，不允许动，所以建议精细计量生产制度，只有这样才能获得准确的解释结果。（2）建议对储层进行周期性试井测试，这样能够更好掌握储层长期的动态变化。61 西安石油大学硕士学位论文致谢本论文是在林加恩教授精心指导下完成的，衷心感谢导师在学术方面给予我耐心的指导与讲解，导师从论文选题、技术思路等各个方面，都倾注了大量的精力与心血，给予了我精心的指点，导师的严谨的学术态度、宽广的学术视野、明晰的科学研究思路、敏锐的学术洞察力和崇高的师德是我终生学习的榜样！时光荏苒，岁月如梭，三年的研究生涯带给我不仅是学术上严谨的态度，更是做人做事的“工匠精神”，在此，感谢三年来所遇到的各位同事和好友，是你们让我在人生最繁华的青春年代学会了很多书本上没有的知识，增长了我的生活阅历。人生是短暂的，但是人的眼界决定了高度，我将会在以后的职业生涯中好好珍惜这笔人生财富，力求在更广阔的领域取得成就。在论文编写期间，感谢全体师生在本研究工作中给予的各方面极大的关照与支持，并表示我衷心的感谢！感谢西安华线石油科技有限公司的韩章英、张博等同行对本论文撰写工作中给予的大力支持！此外，作者还要向本文中及研究中引用到其学术论著及研究成果的众多学术前辈和科技同行鸣谢！62 参考文献参考文献[1]李宁.火成岩储层孔隙结构表征与储层参数分类评价[D].吉林大学,2010.[2]张日供.火山岩油藏储量评估方法探讨[J].中国石油和化工标准与质量,2013(19):131-131.[2]Warren,J.E.,andRoot,P.J.TheBehaviorofNaturallyFracturedReservoirs.SPEJ(September1963)245.[3]周明才.火成岩油气藏的勘探开发特征[J].石油知识,1998(3):29-30.[4]曹宝军,刘德华.浅析火山岩油气藏分布与勘探、开发特征[J].特种油气藏,2004,11(1):18-20.[5]庄东志,谢伟彪.南堡凹陷5号构造东部深层火山岩储层流体性质识别方法[J].石油天然气学报,2014,36(5):73-76.[6]王鸿军.松辽盆地北部古龙断陷深层火山岩油气藏勘探潜力分析[J].石油天然气学报,2009(1):191-194.[7]聂朝强,刘全洲,张玉宁,等.火山岩油藏试采评价配套技术研究与应用[J].中国科技信息,2009(7):72-73.[8]罗静兰,邵红梅,张成立.火山岩油气藏研究方法与勘探技术综述[J].石油学报,2003,24(1):31-38.[9]DeSwaanH.Analyticsolutionsfordeterminingnaturallyfracturedreservoirpropertiesbywelltesting.SPE5346.1976.[10]邹才能,赵文智,贾承造,等.中国沉积盆地火山岩油气藏形成与分布[J].石油勘探与开发,2008,35(3):257-271.[11]江怀友,郭建平,郭士尉,等.世界火成岩气藏勘探开发现状与展望[J].天然气技术与经济,2010,04(2):8-10.[12]冯文光,葛家理.单一介质、双重介质中非定常非达西低速渗流问题[J].石油勘探与开发,1985(1):60-66+71.[13]程时清,李功权,卢涛,等.双重介质油气藏低速非达西渗流试井有效井径数学模型及典型曲线[J].天然气工业,1997,17(2):35-37.[14]姚军,王子胜,张允,等.天然裂缝性油藏的离散裂缝网络数值模拟方法[J].石油学报,2010,31(2):284-288.[15]KazemiH.Pressuretransientanalysisofnaturallyfracturedreservoirswithuniformfracturedistribution[J].SocietyofPetroleumEngineersJour,1969,11(4):451-462.[16]蒋继光.裂缝性储集层内渗滤问题的精确解[J].力学学报,1977,13(4):263-269.[17]陈钟祥,姜礼尚.双重孔隙介质渗流方程组的精确解[J].中国科学,1980,23(2):56-69.[18]刘慈群.双重介质中弹性渗流方程组的近似解[J].石油勘探与开发,1981(3):39-42.63 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