低渗油气井试油测试技术及资料解释技术课件

川庆钻探公司长庆井下作业处二○○九年十一月低渗透储层油气井试油测试及资料解释技术12/22/20221川庆钻探长庆井下川庆钻探公司长庆井下作业处低渗透储层油气井试油12/19/2主要内容一、概述二、低渗透油气井试油测试特色技术三、存在问题及发展方向12/22/20222川庆钻探长庆井下主要内容一、概述12/19/20222川庆钻探长庆井下试油测试是物探—钻井—测录井—试油测试—综合地质研究五位一体油气勘探中的一个重要环节，是勘探成果的最终体现,并为开发方案的编制提供依据，起到了承上启下的作用。据统计中石油７０％以上的产量和储量主要集中在低渗透油气田。随着长庆油气田勘探开发的逐步深入，勘探领域已经向外围扩展，以低压、低孔、低渗为特征的低产油气井所占比例逐年上升。低渗储层的试油测试及配套技术（含油气层保护、射孔、储层改造、排液、求产测试、试采、资料处理解释等）的发展将为低渗储层的经济高效开发起到非常重要的作用。一、概述12/22/20223川庆钻探长庆井下试油测试是物探—钻井—测录井—试油测试—综合地质研究五位一体长庆油田作为我国低渗透油气田的代表，经过30多年的发展，2007年年产油气当量突破2000万吨的规模，2009年达到3000万吨，到2015年达到5000万吨的规模。油田地处鄂尔多斯盆地，横跨陕、甘、宁、蒙、晋五省区，盆地面积达37万平方公里。盆地具有丰富的油气资源，其中石油资源量达85.88亿吨，天然气资源量达10.7万亿立方米。截至目前，共发现马岭、安塞、靖安、西峰、姬塬等35个油田，主要层位为侏罗系和三叠系两大层系，普遍具有“低渗、低压、低产”的三低特点，渗透率0.5-100×10-3μm2，平均压力系数0.6左右，除部分侏罗系储层外，不进行增产措施基本没有产能。一、概述12/22/20224川庆钻探长庆井下长庆油田作为我国低渗透油气田的代表，经过30多年的发展，20

气田主要发育上下古生界两套含气层系。1989年以来相继探明靖边、榆林、乌审旗、苏里格、米脂、子洲等六个气田。

下古生界气层渗透率介于0.0126～36×10-3μm2之间，平均2.63×10-3μm2；孔隙度介于2.53～15.2%，平均6.2％；

上古生界气层渗透率介于0.03～15×10-3μm2之间，平均1.5×10-3μm2；孔隙度介于5～15.2%，平均8.3％；

压力系数普遍低于0.95，均表现出低渗、低压、低孔的特点。鄂尔多斯盆地探明气田分布图气田概况一、概述12/22/20225川庆钻探长庆井下气田主要发育上下古生界两套含气层系。1989年以二、低渗透油气井试油测试特色技术

长庆油田根据低渗透油气层的特点，经过三十多年的不断研究、实践和改进，形成了以负压射孔+地层测试+抽汲排液求产的复合试油技术；水力喷射分段压裂试油技术；低压气井和低压深井排液技术；安全试油技术；低渗气井试气技术；低渗气井试井综合评价技术等为代表的低渗透油气田试油测试的特色技术。12/22/20226川庆钻探长庆井下二、低渗透油气井试油测试特色技术长庆油田根据低渗透油油层托筒测试阀封隔器筛管油管点火头射孔枪射孔测试排液抽子技术应用情况：该技术适应于低压、低渗非自喷井的试油测试评价。在长庆油田探井、评价井试油测试中得到广泛应用。

工艺特点①先坐封后射孔，减小了对地层的二次伤害。②利用负压原理使射孔孔道在瞬间得以清洗，对地层起到解堵作用。③抽汲求产能够及时了解地层流体产出情况，避免形成段塞流造成自然关井，影响产量计算及恢复曲线解释。④井底关井，大大减小了井筒储集的影响，提高了资料录取的质量，缩短关井时间。⑤一趟钻实现了射孔、地层测试、抽汲求产和测压力恢复曲线四项工作，缩短了试油周期。⑥工艺简单、效率高、节约成本。（一）负压射孔+地层测试+抽汲求产+电子压力计测压力恢复12/22/20227川庆钻探长庆井下油层托筒测试阀封隔器筛管油管点火头射孔枪射孔测试排液抽子技术

NT1井是陕甘宁盆地中央古隆起庆阳—黄陵段西南翼缓坡带的一口天然气区域探井，该井钻穿上下古生界地层均未发现任何气层显示，但在三叠系长8段发现裂缝性油层（见表1），显示良好。为了进一步了解长8层情况，对该井长8层进行了负压射孔+地层测试+抽汲求产+电子压力计关井测压力恢复曲线测试。测试制度“三开、三关”，二开6小时，二关30小时。第三次开井后进行了抽汲求产，求产时间144h,日产油10.12m3,日产水0.61m3。终关井9.6天，总测试时间17天，取全取准了各项资料，见图1-1。该技术较常规试油取得的资料更加准确可靠。层位井段（m）厚度（m）岩性电阻（Ω.m）渗透率（10-3μm）视孔（%）视水饱（%）电测解释长81449.1-1453.54.4砂岩28.22.7518.638.36裂缝油层表1-1油层综合数据表（一）负压射孔+地层测试+抽汲求产+电子压力计测压力恢复12/22/20228川庆钻探长庆井下NT1井是陕甘宁盆地中央古隆起庆阳—黄陵段西南翼缓图1-1NT1井联作测试压力历史曲线图（一）负压射孔+地层测试+抽汲求产+电子压力计测压力恢复12/22/20229川庆钻探长庆井下图1-1NT1井联作测试压力历史曲线图（一）负压射孔+

从压力历史曲线图1-1可以看出，二开6小时，压力曲线上升较快，根据流动曲线折算，地层日产液6.38m3。如果继续延长开井时间有可能形成自然关井，影响二关压力恢复曲线形态。图1-2是二关双对数曲线，表现为均质油藏模型的特征，井筒附近有污染。图1-3是三关双对数曲线，由于三开生产时间较长，且进行了4天的抽汲，部分解除了井筒附近污染，取得了较好的压力恢复曲线。图1-2NT1井二关双对数曲线图图1-3NT1井三关双对数曲线图（一）负压射孔+地层测试+抽汲求产+电子压力计测压力恢复12/22/202210川庆钻探长庆井下从压力历史曲线图1-1可以看出，二开6小时，压力曲线可长时间连续排液施工，掏空强度大,排液速度快；排液深度大、安全性高；泵芯携带的压力计及取样器可测得井底排液流压、温度和提取样品；与射孔、地测、排液测试联作可缩短施工周期，减少地层的伤害；水力泵地面装置动迁方便，结构简单，适用于深井、出水井、低产井等，弥补了一般排液工艺的不足，在长庆油气田的排液工艺中得到了推广应用。

工艺特点（二）“TCP+MFE(DST)+JET”联作技术12/22/202211川庆钻探长庆井下可长时间连续排液施工，掏空强度大,排液速度快；工艺特点（二）

水力泵工作原理：水力泵在结构上将油管分成上下两个不连通的空腔，上部分与地面采油树的油管闸门相连，下空腔一直延伸到改造后的地层上部。在水力泵工作时，机械式封隔器处于座封状态，油套空间也被封成两个独立的部分，封隔器以上油套空腔连接井口大四通的套管出口，封隔器以下油套空间一直延伸到改造地层以下。用水力泵进行排液时，在油管内打入高压水流作为动力液首先进入高压腔室,在高压腔室的下端部有一喷嘴，喷嘴的大小一般根据地层的出液情况选择，喷嘴直径在3-5mm之间，通过喷嘴的射流工作液将以高速射入液体混合腔室，并在进入混合腔室之前，与边界外液体发生摩擦，使边界层液体速度不断增加，并随射流工作液同时进入混合腔，并通过油套之间的反循环通道进入套管上部空腔，最终返出地面；被携带进入混合腔液体的原占用空间被地层液体再次填充，并不断进入混合腔，周而复始，从而达到连续排出地层液体，达到排液求产的目的。当地层供液能力下降，液体填充速度变慢，在射流边界层以外便形成了压降，在压降所涉及到的区域便形成了压降区。压降区的形成更加有利于地层液体的填充和返排。（二）“TCP+MFE(DST)+JET”联作技术12/22/202212川庆钻探长庆井下水力泵工作原理：水力泵在结构上将油管分成上下两MFE测试器监测压力计目的层筛管接头减震器人工井底托砂皮碗定位短节水力泵点火头压力计封隔器枪身传压孔球座地面配套设备主要由：地面泵注设备；分离系统；测试系统组成。（二）“TCP+MFE(DST)+JET”联作技术12/22/202213川庆钻探长庆井下MFE测试器监测压力计目的层筛管接头减震器人工井底托砂皮碗定序号名称123456789喷嘴尺寸(mm)2.73.03.43.84.24.85.36.06.7喉管尺寸(mm)4.24.85.36.06.77.48.39.310.4表2-1水力喷射泵喷嘴与喉管配合尺寸

（二）“TCP+MFE(DST)+JET”联作技术12/22/202214川庆钻探长庆井下序号名称123456789喷嘴尺寸(mm)2.73.03

在呼和凹陷浅层生物气的勘探试气过程中，由于该区气层普遍存在储层岩石疏松，高含水的特点，为了获得准确可靠的地层资料、正确认识储层，应用了“油管传输负压射孔+地层测试+水力射流泵排液测试”联作复合试气工艺。每层排液时间在4-5天之内，快速准确的取得了地层产量，流压、温度、液性等资料，完成试气作业工序。显示出该工艺的技术优势。

“TCP+MFE+JET”联作技术在呼和凹陷浅层生物气井的应用目的层测试器筛管接头减震器人工井底托砂皮碗定位短节水力泵监测压力计点火头压力计封隔器枪身传压孔球座（二）“TCP+MFE(DST)+JET”联作技术12/22/202215川庆钻探长庆井下在呼和凹陷浅层生物气的勘探试气过程中，由于该区气层普遍表2-2呼和凹陷浅层生物气井水力射流泵排液测试工艺应用成果

井号层位射孔段（m）压力（MPa）泵深（m）泵压(MPa)排液时间（h）排出液量（m3）排液流压（MPa）生产压差（MPa）测试结果（m3）地层压力流压日产气日产水H1第三系1580.0-1586.015.371914.30131506.168-1555320.913.91.8927129.6第三系1533.0-1539.014.901914.88951440.625-1089308.413.551.81178第四系348.0-354.5279.225-889190.23.410.13449H3第四系354.0-361.0290.495-8116303.42.940.525562第四系317.0-325.0291.3393196.12.470.721749.2H4第三系1703.0-1712.016.506313.79171664414.192.862465.3第三系1473.0-1476.014.217812.23281396.165-1295235.913.51.222263.7H5第四系388.0-391.0331.7553312610394.2H6第三系2084.0-2091.02008.2812-15114249.719.191.6810660.6（二）“TCP+MFE(DST)+JET”联作技术12/22/202216川庆钻探长庆井下表2-2呼和凹陷浅层生物气井水力射流泵排液测试工艺应用井号层位射孔段（m）泵深（m）泵压(MPa)排液时间（h）排出液量（m3）排液流压（MPa）生产压差（MPa）测试结果（m3）日产气日产水Y39山22361.02364.02283.1212-209973.73.3418.64220015.3Y43山22681.02684.02647.5915-223255.7203439.8Y56山22659.02663.02588.03206783.86.622.79532224.9Y64山22534.02537.02509.1518-205077.72.9425.85558826.9M7太原2153.02156.02099.9118-209640.815.2710.0655897.1表2-3水力射流泵排液测试工艺应用成果（二）“TCP+MFE(DST)+JET”联作技术12/22/202217川庆钻探长庆井下井号层位射孔段泵深泵压排液排出排液生产测试结果（m3）日产气图2-3L1井马三层水力泵排液求产井底流压曲线图（二）“TCP+MFE(DST)+JET”联作技术12/22/202218川庆钻探长庆井下图2-3L1井马三层水力泵排液求产井底流压曲线图（二）传统的压裂试油工艺流程：通井—洗井—试压—电缆（或油管）传输射孔—压裂—抽汲（如双封、三封或不动管柱压裂方式，需要换管柱探砂面或冲砂）—完井。施工周期长，与生产提速的矛盾突出。技术特点：水力喷射分段压裂技术是集射孔、压裂、隔离、压后冲砂一体化的新型增产改造技术，适用于低渗透油气藏直井、水平井的增产改造，是低渗透油藏压裂增产的一种有效方法。简化了施工过程，缩短了施工周期，并达到油层改造的目的。（三）水力喷射分段压裂试油技术12/22/202219川庆钻探长庆井下传统的压裂试油工艺流程：通井—洗井—试压—电缆（或油管）传输钻具结构（自下而上）为：堵头—眼管—单流阀（亦做扶正器）—封隔器（小直径）—喷砂器—扶正器—管柱。（三）水力喷射分段压裂试油技术12/22/202220川庆钻探长庆井下钻具结构（自下而上）为：堵头—眼管—单流阀（亦做扶正器）—封

关键技术：

喷砂射孔先以较低的排量，泵入原胶携砂液，当携砂液距喷嘴一定距离时，迅速提升排量到1.6-1.7m3/min，进行射孔。此过程必须确保获得切割射孔所需的足够的压差。

加砂压裂在喷射2-3min后，关闭环空，参照设计环空排量或环空最高压力所允许的最高泵速由环空泵入原胶液。这时油管内开始按设计的排量及含砂浓度注入混砂液进行压裂。

分段压裂压完一次后，调整钻具，使喷嘴对准第二次压裂的位置喷射压裂，依次完成分段压裂施工。（三）水力喷射分段压裂试油技术12/22/202221川庆钻探长庆井下关键技术：（三）水力喷射分段压裂试油技术12/19/区块井号层位(喷射点)喷射点砂量（m3）投产初期油（t/d）水（m3/d）含水（%）G52井区G平2长10（3）10+15+562.4649.991.2G平3长10（4）10+15+15+730.6123.485.3G平5长10（4）15+18+15+1031.4224.414.1表3-1水平井水力喷射压裂应用情况井号完井方式/层位井深/水平段长度（m）改造措施情况试油情况方式排量

（m3/min）砂量

（m3）砂浓/砂比工压（MPa）产油

（t/d）产水（m3/d）Z平3套管未固井/长62402/502水力喷射分段压裂四段2.0212025.920.3523.0514.3554.8526.54846433833.2Z平7套管/长82574/500水力喷射分段压裂四段1.61.61.82.03031.131.231.2434.2436.7434.2495.94240383626.860J平1套管/长62305/361水力喷射分段压裂二段2.112.0322.120.1394.6444.538.835.913.572.3（三）水力喷射分段压裂试油技术12/22/202222川庆钻探长庆井下区块井号层位喷射点砂量投产初期油水含水G52G平2长10（3井号层位厚度

（m）施工参数投产初期投产6个月砂量

（m3）砂比

（%）排量

（m3/min）日产水（m3）日产油（t）含水（%）日产液（m3）日产油（t）含水（%）杏74-03长61212.72035.71.88.636.638.608.135.7116.3长6321.33036.62.0杏77-33长6123.82036.12.045.635.3186.3长634.44038.12.0杏79-33长6123.602535.71.840.684.9585.7长633.803038.52.0表3-2直井水力喷射压裂应用情况（三）水力喷射分段压裂试油技术12/22/202223川庆钻探长庆井下井号层位厚施工参数投产初期投产6个月砂砂排量日产水日产油“施工和生产”（TAP）完井项目是一个整合了完井和油藏增产的系统，能够经济有效地针对单井多层油藏进行增产施工。TAP是一个将多个针对不同产层的阀体与套管入井，并一起被固井的完井工艺。投入相同尺寸的镖后，阀被触发后打开，并封隔了前一层已经完成施工的层段。针对不同类型的TAP，当其被启动后，压力信号直接通过控制线路直接传达到下一级TAP阀从而激活该阀，一旦TAP阀被激活，则它的C-圈被挤压，形成球座并准备接受从地面投入的下一级飞镖。飞镖入座将开启该TAP阀并传递动力给下一级TAP阀。重复这个过程，则每个TAP阀可以顺序打开，从而实现每层单独施工、单井多级措施的目的。TAP压裂技术在现场应用和常规射孔对比显示对压裂没有任何的不好影响，所有的施工井数据都显示裂缝起裂压力不大于常规射孔裂缝起裂压力。（四）TAP多级压裂试油技术12/22/202224川庆钻探长庆井下“施工和生产”（TAP）完井项目是一个整合了完井（四）APR多级压裂试油技术12/22/202225川庆钻探长庆井下（四）APR多级压裂试油技术12/19/202225川庆钻探常规射孔-33.8Mpa，排量4M3/MinTAP压裂端口：32.4Mpa，排量4M3/Min（四）APR多级压裂试油技术12/22/202226川庆钻探长庆井下常规射孔-33.8Mpa，排量4M3/MinTAP压裂（五）安全试油技术

随着人们安全生产和环保意识的增强，实现安全试油，防止石油伴生的有毒有害气体对作业人员的伤害和环境污染成为当前面临的急需解决的技术问题。低压、低渗透油田常规试油作业一般不进行密闭作业，就更容易发生因石油伴生气及有毒有害气体引起的火灾和人员中毒事故。长庆油田经过多年的摸索、研究，形成了一套适用于低压、低渗油井的安全试油技术，广泛应用于生产中。12/22/202227川庆钻探长庆井下（五）安全试油技术随着人们安全生产和环保意识1.油管堵塞器、自封封井器安全起钻技术

起钻过程井口往往有液体及石油伴生气外溢，既污染环境，又存在人员中毒、着火等安全隐患，为此研制了油管堵塞器（密封油管）。同时，采用自封封井器密封油套环形空间。两项措施的配套使用，保证了起钻过程井口的密封性，确保井口操作人员安全施工。油管堵塞器结构及原理：

它是一种油管内堵塞工具，由单流阀、卡瓦固定装置、过水和密封结构等组成。为了确保封堵的可靠性，增加了加重杆。（五）安全试油技术12/22/202228川庆钻探长庆井下1.油管堵塞器、自封封井器安全起钻技术起钻过程使用方法：

起钻前将油管堵塞器与加重杆相继从井口投入油管内，30min左右到达油管变径处（水力锚顶部），到位后在加重杆及自重作用下压缩密封圈封闭油管与堵塞器的环形空间，堵塞器中心孔由钢球密封，这样，堵塞器对油管全径实施了密封。在起钻过程中，通过对弹簧性能的控制，当油管内的液面高于油套环形空间液面高度（小于9.6m）时，油管内的液面自行回落，保证油管卸扣后无油水喷出。（五）安全试油技术12/22/202229川庆钻探长庆井下使用方法：（五）安全试油技术12/19/202229川庆钻探油管堵塞器承压压差试验

该工具试压压力大于30.0MPa，密封性能良好；现场试压15MPa，也具有良好的密封性能，能满足作业现场的需要，已获得中国发明专利及实用新型技术专利。目前已在油井起钻过程中广泛应用。现场起钻情况起钻过程排气点火情况（五）安全试油技术12/22/202230川庆钻探长庆井下油管堵塞器承压压差试验现场起钻情况起钻过程排气点火情况（五2.抽汲过程伴生气安全排放技术

非自喷井抽汲试油时石油伴生气不能密闭分离，会造成在井场内弥漫聚集，容易引起火灾或人员中毒等事件发生。在对抽汲罐进行密闭改造并实现油气分离后安全、有效排出抽汲罐，点火燃烧处理，可以消除隐患。密闭抽汲罐排气点火装置的构成（五）安全试油技术12/22/202231川庆钻探长庆井下2.抽汲过程伴生气安全排放技术非自喷井抽汲试工作流程：

抽汲作业时，油气由玻璃钢管线进入密闭储液罐，罐内气体压力略高于常压气体；捕捉到气体压力的变化后气体压缩机开启，连续抽取密闭储液罐中的石油伴生气，压缩后排入存储装置；存储装置中的气体压力达到设定值后，排气阀会打开，并持续向场外点火装置供气，从而达到将石油伴生气等可燃气体安全的转移和燃烧的目的。（五）安全试油技术12/22/202232川庆钻探长庆井下工作流程：（五）安全试油技术12/19/202232川庆钻探撬装式气体压缩机伴生气体场外点燃装置12/22/202233川庆钻探长庆井下撬装式气体压缩机伴生气体场外点燃装置12/19/202233（六）排液技术

非自喷井的排液技术作为试油气技术中一个重要的环节，直接关系到试油气成果的准确获取，尤其对低渗透储层的试油气显得尤为重要。下面介绍液氮伴注助排排液技术，密闭安全抽汲排液技术。1.液氮伴注助排技术

长庆气田储层压力梯度仅0.088—0.096MPa/10m，措施后井筒液柱压力大于地层压力，一般不能及时自喷排出，容易造成液体倒灌而淹没和污染气层。该技术通过在压裂或酸化泵注的同时按一定比例伴注氮气，使进入地层的液体返排时因混有气体而降低密度，从而达到地层压力大于井筒混合液柱压力而能够快速自喷返排的目的。12/22/202234川庆钻探长庆井下（六）排液技术非自喷井的排液技术作为试油气技术工艺特点：

（1）工艺简单，施工方便；（2）排液速度快，效率高；（3）对地层伤害小，施工安全程度高。（六）排液技术12/22/202235川庆钻探长庆井下工艺特点：（六）排液技术12/19/202235川庆钻探长庆

长庆气田属于“三低”气藏，部分井因压裂酸化等改造措施进入地层及井筒的液体，返排非常困难，长期滞留不仅对储层造成一定的伤害，而且直接影响试气速度和资料的准确录取。另外，随着长庆气田勘探、开发规模的不断扩大，低产井的比例不断增加，有部分低产气井用连续油管气举等排液方法，由于设备能力和成本的影响应用受到限制。为此，进行了气井安全抽汲工艺技术研究，从而实现低产气井安全、高效排液。对于气井来说，实现密闭安全抽汲是关键。

2.密闭安全抽汲排液技术（六）排液技术12/22/202236川庆钻探长庆井下长庆气田属于“三低”气藏，部分井因压裂酸化等改

密闭安全抽汲装置的组成①液控防喷盒②防喷管③新型水力抽子④安全拔脱装置⑤阻尼器⑥防砂器（六）排液技术12/22/202237川庆钻探长庆井下密闭安全抽汲装置的组成（六）排液技术12/19/202

①液控防喷盒作用与工作原理

液控防喷盒由液压活塞、回位弹簧、缸体、密封胶筒和手压泵等组成。液控防喷盒于抽汲过程中密封井口。抽汲过程中,用当钢丝绳下放时,盘根盒内的液压通过手压泵调压阀将其释放为零,盘根盒内的盘根松开,便于钢丝绳下放；上提抽子至液面到达井口时,用手压泵给密封活塞打压,密封活塞下行，下压密封胶筒使其变形而达到密封效果。（六）排液技术液压抽汲防喷盒实物图

12/22/202238川庆钻探长庆井下①液控防喷盒作用与工作原理（六）排液技术液压抽汲防喷盒实物②防喷管的作用

防喷管有三根，每根约3米左右，其作用就是当诱喷成功或油管内有天然气喷出时，继续提出下井抽汲工具到防喷管内,关闭测试阀门,取出抽汲工具,保证作业安全。③抽汲钢丝绳的作用

该套装置采用￠14mm光滑钢丝绳代替了￠16mm钢丝绳，克服了原来￠16mm钢丝绳表面凸凹不平，不能有效密封、而且容易磨损液控防喷盒密封部件的缺点，同时钢丝绳的直径减小，提高了通井机滚筒的排绳能力，使排绳长度增加到3000m，抽深达到了2800m。（六）排液技术12/22/202239川庆钻探长庆井下②防喷管的作用（六）排液技术12/19/202239川庆钻探④安全拔脱装置

安全拔脱装置是在密封套和筒体之间安装两个顶丝,通过顶丝，弹簧把里面的钢球紧紧顶在筒体上,当抽子的上顶力达到一定力量时,筒体和密封套自行分离,液控防喷盒带着抽子及加重杆一起与抽汲管柱分离,从而避免了发生抽汲绳被拉断,抽子和加重杆落井的事故,保证了安全作业。（六）排液技术12/22/202240川庆钻探长庆井下④安全拔脱装置（六）排液技术12/19/202240⑤液控防喷器的作用与工作原理该装置抽汲时与安装在测试阀门上的防喷管连接使用,保证钢丝下井时油管处于待密封状态。抽子下井和正常抽汲时,密封件与钢丝绳处于不密封状态。当诱喷成功或油管内有天然气喷出时,立即在地面用手压泵从注入孔注入液压油推动活塞,实现井口密封,从而防止事故发生。（六）排液技术12/22/202241川庆钻探长庆井下⑤液控防喷器的作用与工作原理（六）排液技术12/19/202⑥新型水力抽子的作用与工作原理抽子共分为上接头、上芯轴、胶筒、下芯轴4部分。其胶筒比常规抽子胶皮长，似杯状，由优质橡胶及钢丝制成。使用时将其套在抽子芯轴上，胶筒可在芯轴上来回滑动。抽子下行时，胶筒因受流体和油管内壁摩擦阻力而上移，液体可以自由通过梅花瓣形状抽子芯轴的凹槽；抽子上行时，因液柱压力和油管内壁摩擦阻力，胶筒下移至芯轴端面位置，胶筒被液柱撑开，密封油管通道将液体抽出。（六）排液技术12/22/202242川庆钻探长庆井下⑥新型水力抽子的作用与工作原理（六）排液技术12/19/20⑦多功能抽汲记录与报警仪作用及工作原理

主要用于将抽子深度信号传输给记录仪。抽汲钢丝绳上下运动时，传感轮随着转动的同时，将转动信号传输给记录仪，记录仪记录抽子的深度，并根据预先设置的位置报警，以提醒操作人员，防止发生误操作。同时该装置也可随时记录抽汲钢丝绳所受张力，可提醒操作人员在上提过程中的最大拉力。

（六）排液技术12/22/202243川庆钻探长庆井下⑦多功能抽汲记录与报警仪作用及工作原理（六）排液技术12（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法

原来的气井“一点法”试气流程如下：酸化、压裂—间歇放喷排液—关井恢复压力—测取地层静压力—开井流动测试—压力恢复试井或完井。

存在问题：（1）对于低渗透气井，经过放喷排液后关井恢复压力时间较长，实测地层压力偏小。（2）测试流动时间较短（一般为3天），流动达不到拟稳态，实测井底压力高于拟稳态生产时的井底压力，因而计算的无阻流量偏高。12/22/202244川庆钻探长庆井下（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法原来的气井“一解决办法：

改进的气井“一点法”试气流程如下：酸化、压裂—间歇放喷排液—下压力计直接流动测试（适当延长时间）—压力恢复试井（短时间关井测压）—完井。取消：关井恢复压力—测取地层静压环节

（1）延长了连续生产时间，使气井测试流动更接近要求的拟稳态流动，因而计算无阻流量也更加可靠；（2）通过分析流动期压力资料和压力恢复资料，可以求得较为接近的地层压力数据及可靠的地层参数等。（3）整体缩短了试气时间，提高了作业效率。（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法12/22/202245川庆钻探长庆井下解决办法：（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法12/1.原来的试气工艺过程压力分析

图7-1原试气过程示意图10d7d3d，

根据拟稳态开始时间计算，原来流动3天，流动阶段属于无限大作用期，远达不到拟稳态流动。而将放喷排液期7天加上生产期5天，则可接近拟稳态流动的要求。

（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法12/22/202246川庆钻探长庆井下1.原来的试气工艺过程压力分析图7-1原试气过程示意在原来的试气分析中，认为第一恢复期已近似恢复至原始地层压力

0.374m不是一个可以忽略的数值，说明在放喷排液期与生产期中间夹入10天左右的恢复期，起不到预计的作用，即让地层近似恢复至原始状态，反而会造成不必要的误差。第一恢复期的存在，不仅影响生产期的压降分析，如上所述，也影响第二恢复期的压力恢复试井分析。实际为：（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法对比（7-1）式和（7-2）式，则有：12/22/202247川庆钻探长庆井下在原来的试气分析中，认为第一恢复期已近似恢复至原始地层压力2.改进的试气工艺过程压力分析

图7-2改进试气过程示意图7d5d

可以对压降按二流量进行半对数分析或对恢复段进行拟和分析，求取准确地层参数。

（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法12/22/202248川庆钻探长庆井下2.改进的试气工艺过程压力分析图7-2改进试气过程示3.两种试气方法解释参数对比

图7-3圆形封闭气藏示意图均质地层圆形封闭边界1000m,孔隙度6%,原始地层压力24MPa，渗透率依次取10、5、1mD,表皮系数-6，井径0.1m，气层厚度10m,地层温度70°C,天然气相对密度0.6,非达西系数2×10-6(m3/D)-1。

（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法12/22/202249川庆钻探长庆井下3.两种试气方法解释参数对比图7-放喷产量随机分布情形图7-4原来试气过程试井设计－产量随机图7-5改进试气过程试井设计－产量随机

假设酸化压裂后以15×104m3/d的平均产量放喷7天时间（以0~30×104m3/d的随机产量进行生产，假设每个时间段4小时），其它与平均流量情形相同。

7d7d10d3d5d（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法12/22/202250川庆钻探长庆井下放喷产量随机分布情形图7-4原来试气过程试井设计－产量随情形参数模拟参数半对数双对数目前流程改进流程目前流程改进流程结果误差结果误差结果误差结果误差10mDK1011.616.0010.66.0010.22.009.930.70S-6-5.528.00-5.587.00-5.990.17-6.010.17P2423.98280.0723.9860.06240.00240.00m(KPa2/cp)4.44964E+084.65277E+08

5mDK55.5110.205.357.004.960.804.951.00S-6-5.66.67-5.655.836.02200.33-5.990.17P2423.99080.0423.9930.03240.00240.00m(KPa2/cp)9.38715E+089.67832E+08

1mDK11.2424.001.2222.001.1919.000.9237.70S-6-5.429.67-5.469.00-5.724.67-6.111.83P2423.93410.2723.9110.37240.00240.00m(KPa2/cp)4.17090E+094.23009E+09

表7-1

两种试气方法试井解释主要参数对比表（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法12/22/202251川庆钻探长庆井下情形参数模拟参数半对数双对数目前流程改进流程目前流程改进流程10mD5mD1mD0.5mD渗透率越小，原来试气工艺流程放喷后的压力恢复程度越低，从而对单点法产能计算结果的影响也越大。渗透率mD放喷后压力恢复程度压力（MPa）恢复程度1023.93199.72523.86699.44123.38197.420.522.77394.89（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法图7-6不同渗透率下压力历史曲线12/22/202252川庆钻探长庆井下10mD5mD1mD0.5mD渗透率越小，原来试气工4.两种试气方法无阻流量计算结果比较

单井处于圆形边界中心，边界750m；孔隙度6%,原始地层压力24MPa，渗透率1mD,裂缝表皮系数0.1，有限导流垂直裂缝半长70m，井径0.1m，气层厚度10m,地层温度70°C,天然气相对密度0.6,非达西系数5E-6(m3/D)-1。无阻流量为23.97×104m3/d。

（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法12/22/202253川庆钻探长庆井下4.两种试气方法无阻流量计算结果比较单井处于圆形边界中心方法q（104m3/D）pi（MPa）Pwf（MPa）Kh（mD.m）ABqAOF（104m3/D）误差（%）目前10.0024.0020.8913.6912.230.17332.3434.76改进10.0024.0019.9210.6715.690.22226.6711.11表7-2两种试井设计无阻流量对比表20.89MPa19.92MPa（真实无阻流量为23.97×104m3/d）

（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法12/22/202254川庆钻探长庆井下方法qpiPwf（MPa）KhABqAOF误差目前10.

利用短关井求取目前地层压力的方法（MBH）P*方法5.求取目前地层压力的方法（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法1）半对数直线段的确定绘制压力恢复的赫诺曲线

（1）径向流时间足够长的情形，读出斜率m和截距p*（2）径向流未出现情形，通过双对数曲线拟合，求K、S、C参数，预测半对数直线段。半对数直线段斜率：

12/22/202255川庆钻探长庆井下利用短关井求取目前地层压力的方法（MBH）P*方法5.求取

赫诺半对数直线段的方程：有：

p*首先计算无因次生产时间，在选定类型的MBH曲线上查得纵坐标。（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法计算平均地层压力12/22/202256川庆钻探长庆井下赫诺半对数直线段的方程：有：p*首先计算无因次通过均质＋U形边界模型用自动拟合方法求得储层参数为：井筒储集系数：C=6.8m3/MPa；表皮系数：S=-5.5；地层系数：kh=55.9mD；渗透率：k=13mD；第一边界距离L1=550m；第二边界距离L2=3800m；第三边界距离L3=180m长庆气田G32-4井目前地层压力计算对比：（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法500h图7-2G32-4井双对数拟合曲线12/22/202257川庆钻探长庆井下通过均质＋U形边界模型用自动拟合方法求得储层参数为：显然，G32-4没有出现明显的半对数直线段（图7-8），利用双对数拟合结果，预测出G32-4的半对数直线段,其斜率m=0.5MPa/cycle，P*=24.26MPa。（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法图7-8G32-4井半对数曲线12/22/202258川庆钻探长庆井下显然，G32-4没有出现明显的半对数直线段（图7-8选取2：1的矩形油藏的MBH无量纲压力图利用试井解释的油藏形状，查单井泄流面积的形状系数表（试井手册第42页）或图7-9中，得到：用MBH法计算的平均地层压力：为24.70MPa，该井实测地层压力为：24.56MPa，计算的地层压力可靠。

（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法图7-9井在边长2：1长方形油藏不同部位的MBH无量纲图12/22/202259川庆钻探长庆井下选取2：1的矩形油藏的MBH无量纲压力图利用试井解释

召30井2007年5月19日射孔山1：3063.0-3067.0m，5月22日用胍胶加陶粒30.44m3压裂，累计入井液量221.5m3。至6月1日关放排液，累计排出液量187.0m3。排液结束前3天，下DDI存储式电子压力计至2948m处，连续记录了排液、“一点法”测试、压力恢复测试井底压力变化的全过程（见图7-10）。6月1日至6日测试，孔板直径8mm，油压7.1MPa，套压9.0MPa，平均流压为11.6367MPa下，井口产量8471.0m3/d。6月6日至6月15日关井恢复压力。实例1：召30井6.现场试验分析

压裂结束后将存储式井底压力计下至水力锚上部，连续记录排液、求产测试和压力恢复的全过程，对资料进行分析解释。通过6口井现场试验证实了该方法是可行的。（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法12/22/202260川庆钻探长庆井下召30井2007年5月19日射孔山1：3063.图7-10召30井油、套压、井底流压测试情况实测井底压力油、套压力（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法12/22/202261川庆钻探长庆井下图7-10召30井油、套压、井底流压测试情况实测井底压力（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法12/22/202262川庆钻探长庆井下（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法12/19/20226实例2：Z56井

2007年9月10日射孔山1：3262.0-3264.0m，盒8下：3234.0-3237.0m，9月11日采用机械分层压裂钻具压裂山1、盒8两段，山1层加陶粒14.6m3，入地总液量98.6m3；盒8下加陶粒21.6m3，入地总液量118.5m3。至9月17日：进行关放排液，累计入井总液量252.7m3，累计排出总液量217.9m3。9月16日下DDI存储式电子压力计至3212.0m处，记录了该井最后一天排液、测试、关井压力恢复等井底压力变化的全过程。采用“一点法”测试求产，流动时间120h，稳定时间31h15min，孔板15，油压6.5MPa，套压7.0MPa，测得日产气量44406m3，日产水：0.9m3，9月23日至10月12日关井恢复压力。（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法12/22/202263川庆钻探长庆井下实例2：Z56井2007年9月10日射孔山1：326恢复最高压力24.5809MPa，温度T=102.0℃。平均产量4.4338×104m3/d

测试最后一天压降速率为0.2907MPa/d。

图7-11Z56井压力历史曲线图（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法12/22/202264川庆钻探长庆井下恢复最高压力24.5809MPa，平均产量测试最后一天压降速（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法图7-12Z56井双对数曲线拟合图12/22/202265川庆钻探长庆井下（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法图7-12Z5（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法图7-13Z56井半对数曲线图12/22/202266川庆钻探长庆井下（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法图7-13Z56井（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法从Z56井双对数曲线图可以看出，未出现径向流直线段，根据双对数曲线解释结果预测半对数直线段的位置，得到P*（见表7-3），通过查表及计算得到地层平均压力为25.0134MPa。项目参数斜率m0.0111P*24.9840MPa无因次生产时间tPDA0.01226CA0.18PDMBH-2.656地层渗透率K（10-3μm2）0.099裂缝表皮系数Sf0.00裂缝半长xf（m）28.0无因次裂缝导流能力FCD12.0非达西流动系数D（1/m3/d）2.5×10-6表7-3Z56井压力恢复曲线解释结果表12/22/202267川庆钻探长庆井下（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法从Z56井双对数曲线图应用条件：（1）经过勘探已探明的区块，取得了一定数量可靠地层压力资料，进入开发阶段试气的井可使用该方法。（2）正在勘探的区块，如果需要进行压力恢复测试的井，也可以使用该方法，平均地层压力可通过延长恢复测试时间取得。应用情况：该技术在苏里格气田，靖边气田得到了推广应用。2008年推广应用240口井，2009年3月至10月中旬共推广应用105口井，共计345井次。按照每个井层节约测试时间7天计算：2008-2009年共计缩短试气时间2415天。根据每套机组日费用3016元计算：共计节约费用：345井次*7天/井次*3016元=728万。（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法12/22/202268川庆钻探长庆井下应用条件：（七）改进的低渗气井“一点法”试气方法12/19/1.产能试井优化设计技术

试井设计是针对油气藏勘探开发不同阶段所要了解和掌握的地层信息，根据测井、地层测试、以及前期进行的试井资料解释结果、流体性质、压力、温度、及同层位完井的邻井资料等。同时结合矿场经验，选择一种合适的试井方法和工作制度,为油气井试井的实施和取全取准各项资料提供可靠的依据。合理的试井设计不但可以减少施工的盲目性，也是提高试井资料录取和资料解释精度的关键。针对长庆气田储层横向变化规律复杂，地层非均质性强。地层产量低，不同程度产水，压力恢复慢等特点，进行了产能试井设计的研究。（八）低渗气井试井解释技术12/22/202269川庆钻探长庆井下1.产能试井优化设计技术试井设计是针对油气藏1)气—液两相流动最小流量预测（水气比0.00001）

井筒中存在两相流的情况下，将液体举升至地面，不形成井底积液，是产能试井设计的基础。在预测前首先要收集相关的地质资料及井筒内完井管柱数据、井身结构数据。在知道水气比的情况下，通过节点分析软件预测不同井口压力条件下最小携液流量。（八）低渗气井试井解释技术假设对于一口压裂井，基本参数如下：地层压力28.0MPa，地层温度120℃，地层厚度10m，中部深度3600m，地层渗透率0.5md，裂缝半长80m，无因次裂缝导流能力5，水气比为10-5井内管柱为73mm油管，

12/22/202270川庆钻探长庆井下1)气—液两相流动最小流量预测（水气比0.00001）表8-1不同井口压力条件下最小携液流量预测结果井口压力（MPa）气产量（m3/d）水产量（m3/d）水气比（m3/m3）16.977594490.5940.0000117.000591830.5920.0000118.000471860.4720.0000118.500408760.4090.0000119.000332500.3330.0000119.500260470.2600.0000120.000181930.1820.0000120.50087970.0880.00001图8-1流入流出曲线图（八）低渗气井试井解释技术12/22/202271川庆钻探长庆井下表8-1不同井口压力条件下最小携液流量预测结果井口压力气2)井底压力模拟图8-2不同参数条件下模拟的压力恢复双对数曲线图

根据预测的最小携液流量，选取不同试采产量和时间，结合储层相关地质资料（可以参考测井、物性数据或者地层测试及压力恢复曲线解释结果）。模拟井底压降和压力恢复情况，确定合理的试采方法和工作制度。（八）低渗气井试井解释技术12/22/202272川庆钻探长庆井下2)井底压力模拟图8-2不同参数条件下模拟的压力恢复

3)以S15井“一点法”试采实测数据为例说明设计的步骤

S15井山2、太原组进行分层压裂，合层排液求产，日产气量3.3077×104m3，计算无阻流量4.4277×104m3/d。地层压力20.2581MPa，地层温度61℃，气层厚度5.5m。完井钻具结构：2⅞″（N-80，EUE）油管×194根+φ93.2mm喇叭口0.14m，喇叭口下至井深1879.71m关井5个月后进行了“一点法”试采(2个月)，平均气产量1.1502×104m3m3/d，折算平均日产水0.515m3，井口压力10.5MPa，水气比为4.7×10-5m3/m3，计算无阻流量2.0924×104m3/d。实测压降曲线如图8-3。压力恢复曲线解释地层参数见表8-2。表8-2S15井压力恢复曲线解释结果地层系数Kh〔10-3μm2.m〕地层渗透率k（10-3μm2）井筒储集系数C（m3/MPa）裂缝表皮系数S裂缝半长xf（m）无因次裂缝导流能力FCD非达西流动系数D〔1/m3/d〕边界距离L（m）1.7050.311.30.0048.0259.96×10-584.084.0（八）低渗气井试井解释技术12/22/202273川庆钻探长庆井下3)以S15井“一点法”试采实测数据为例说明

图8-3

产量与井底压力变化曲线图（八）低渗气井试井解释技术12/22/202274川庆钻探长庆井下图8-3产量与井底压力变化曲线图（八）低渗气井试井解表8-3S15井最小携液流量预测结果井口压力（MPa）气产量（m3/d）水产量（m3/d）水气比（m3/m3）状态5.000216491.0180.000047稳定6.778193400.9090.000047稳定8.556166560.7830.000047稳定10.333133940.6300.000047稳定12.11193840.4600.000047稳定13.88962300.2930.000047稳定（八）低渗气井试井解释技术

图8-4S15井流入流出曲线图12/22/202275川庆钻探长庆井下表8-3S15井最小携液流量预测结果井口压力气产量

S15井山2、太原组气层厚度5.5m，孔隙度7.56%。为了对比分析,设计时,储层参数用试采恢复解释结果(见表8-2),产量用试采时的产量和前面预测的最小流量(见表8-4),分别模拟了井底压降历史，并与实测压降历史曲线进行对比（见图8-5）。从三条压降曲线的对比可以看出，采用11500m3/d产量生产压差太大，用6200m3/d产量生产压差太小。因此，如果确定了储层参数和最小流量，通过模拟井底压降选择适当的工作制度,达到优化试井设计的目的。序号配产产量（×104m3/d）生产时间（d）11.156020.6260表8-4S15井试采工作制度表（八）低渗气井试井解释技术12/22/202276川庆钻探长庆井下S15井山2、太原组气层厚度5.5m，孔隙度7.56图8-5模拟压降曲线与实测压降曲线对比图（八）低渗气井试井解释技术12/22/202277川庆钻探长庆井下图8-5模拟压降曲线与实测压降曲线对比图（八）低渗气井试（八）低渗气井试井解释技术S77井太原组压裂后，进行了“一点法”测试，流动时间96h，日产气量10.3045×104m3，计算无阻流量11.4673×104m3/d。地层压力20.2901MPa，地层温度66.1℃，流压8.1781MPa。完井钻具结构：2⅞″（N-80，EUE）油管×194根+KDB-100水力锚×

1978.27m+Y344-104封隔器×

1979.51m+Φ36mm节流器×

2027.86m

+φ93.2mm喇叭口×2028.0m。“一点法”测试结束后，关井16天测压力恢复曲线，解释结果见表8-5。表8-5

双77井太原组压力恢复曲线解释结果渗透率(10-3μm2)井筒储集系数（m3/MPa）裂缝半长（m）无因次裂缝导流能力裂缝表皮系数非达西流动系数（1/m3/d）边界距离（m）边界距离（m）0.3374.29737.324.00.02.18×10-636.562.74）设计实例12/22/202278川庆钻探长庆井下（八）低渗气井试井解释技术S77井太原组压裂后，进行

该井是一口区域探井，试采的目的是落实区域内太原组的生产能力，为勘探评价及储量申报提供可靠依据。从该井试气结果及压力恢复试井曲线形态（图8-6）和解释结果来看，太原组储层横向上物性变化大，展布范围小，地层渗透率低，压力恢复较慢。油田公司相关领导要求采用“一点法”试采。我们对该井进行了详细分析后，认为该井相比该区其它井太原组产量相对较高，气藏埋深较浅，可以考虑进行修正等时试井，但需要充分的依据。因此，对该井进行了设计优化。图8-6试采前压力恢复双对数曲线图（八）低渗气井试井解释技术12/22/202279川庆钻探长庆井下该井是一口区域探井，试采的目的是落实区域内太原组的生该井试气时由于流动时间短，不产水，但考虑到该区太原组普遍产少量水，预测时水气比取1×10-5，地层厚度18.5m，平均孔隙度6.36%，平均含气饱和度51.1%，地层参数参考压力恢复曲线解释结果（表8-5）。预测流入流出曲线见图8-7，预测结果见表8-6，最小携液流量0.9×104m3/d，井口压力16.889MPa。图8-7S77井流入流出曲线图（八）低渗气井试井解释技术12/22/202280川庆钻探长庆井下该井试气时由于流动时间短，不产水，但考虑到该区太原组井口压力（MPa）气产量（104m3/d）水产量（m3/d）水气比（m3/m3）6.00010.10821.0110.000017.5569.51030.9510.000019.1118.74860.8750.0000110.6677.80480.7800.0000112.2226.64950.6650.0000113.7785.22780.5230.0000115.3333.42360.3420.0000116.8890.89380.0890.00001表8-6不同井口压力条件下最小携液流量预测结果（八）低渗气井试井解释技术12/22/202281川庆钻探长庆井下井口压力气产量水产量水气比6.00010.10821.011根据预测的最小携液流量，对等时阶段及延续期产量进行分配（见表8-7），等时间隔取24小时，延续期流动60天，压力恢复90天，模拟了井底压力历史（见图8-8），进行了压力平方二项式关系验证（见图8-10）。表8-7双77井修正等时试井井底压力模拟时产量序列分配表等时间隔（h）等时阶段产量（×104m3/d）延续期一开一关二开二关三开三关四开四关qg（×104m3/d）流动时间（h）241.002.003.004.001.060（八）低渗气井试井解释技术12/22/202282川庆钻探长庆井下根据预测的最小携液流量，对等时阶段及延续期产量进行分（八）低渗气井试井解释技术图8-8S77井模拟井底压力历史曲线图图8-9S77井实测井底压力历史曲线图模拟压力历史曲线与实测压力历史曲线基本一致，压降差异主要原因是试采前生产时间仅4天，压力扩散的范围较小，解释地层渗透率偏大。本次试采经过2个月生产，关井90天，压力恢复解释渗透率要低的多，因此，实测曲线压降比模拟压降大。12/22/202283川庆钻探长庆井下（八）低渗气井试井解释技术图8-8S77井模拟井底压力历图8-10双77井模拟压力平方二项式关系图（八）低渗气井试井解释技术12/22/202284川庆钻探长庆井下图8-10双77井模拟压力平方二项式关系图（八）低渗图8-11双77井实测压力平方二项式关系图（八）低渗气井试井解释技术12/22/202285川庆钻探长庆井下图8-11双77井实测压力平方二项式关系图（八）低渗图8-12S77井终关井压力恢复双对数曲线图（八）低渗气井试井解释技术12/22/202286川庆钻探长庆井下图8-12S77井终关井压力恢复双对数曲线图（八）低渗气（八）低渗气井试井解释技术渗透率(10-3μm2)井筒储集系数（m3/MPa）裂缝半长（m）无因次裂缝导流能力裂缝表皮系数非达西流动系数（1/m3/d）边界距离（m）边界距离（m）0.3374.29737.024.00.02.18×10-63763表8-9

双77井太原组试采压力恢复曲线解释结果渗透率(10-3μm2)井筒储集系数（m3/MPa）裂缝半长（m）无因次裂缝导流能力裂缝表皮系数非达西流动系数（1/m3/d）边界距离（m）边界距离（m）0.01452.152.032.00.0561.18×10-68939表8-8

双77井太原组试采前压力恢复曲线解释结果从实测资料分析结果来看，该井设计合理，达到了测试的目的。另外，对于低渗气井，由于产量低，压力下降快，所以等时阶段产量分配从小到大，且采用等差数列更合理，等比数列分配原则适合中高渗储层的修正等时试井。12/22/202287川庆钻探长庆井下（八）低渗气井试井解释技术渗透率井筒储裂缝无因次裂缝表非达西2.产能试井资料综合处理技术

提起产能试井，大家最熟悉的就是系统试井（回压试井）、修正等时试井。产能试井前期生产部分资料主要是用来确定产能方程和计算井的无阻流量，后期关井压力恢复曲线则是用来解释地层参数。“一点法”试采则是通过较长时间生产，取得一个稳定点的产量和流压，根据经验公式或者前期已经建立的产能方程计算无阻流量。这种常规的解释方法没有使产能试井资料得到充分的综合利用。在传统资料处理的基础上，还可以将产能部分资料及压力恢复曲线解释结果结合，计算单井控制储量，进行稳产时间预测，合理生产产量预测，对储层进行综合评价。（八）低渗气井试井解释技术12/22/202288川庆钻探长庆井下2.产能试井资料综合处理技术提起产能试井，大家最熟

1）储量计算

①物质平衡法

对于定容封闭气藏，其物质平衡方程式为：物质平衡方程的应用，最关键的参数是平均地层压力的确定。已知Y128井试采前获得的原始地层压力为28.4687MPa，试采后关井2个月的目前地层压力为28.1470MPa，期间的累计采气量为96.0041×104m3（包括试气阶段累计产气量23.8898×104m3），天然气相对密度0.5878。则获得的压降曲线如图8-13所示。则可求得Y128井控制的动态储量为1.2729×108m3。（八）低渗气井试井解释技术12/22/202289川庆钻探长庆井下1）储量计算物质平衡方程的应用，最

图8-13Y128井本1层压降曲线

（八）低渗气井试井解释技术12/22/202290川庆钻探长庆井下图8-13Y128井本1层压降曲线（八）低渗气井试

②容积法容积法的关键是气井控制面积的确定，Y128井终关井压力恢复曲线解释恒压边界距离为334.0m，反映了在距该井334m左右地层物性变好或地层厚度增大，不能作为计算储量的依据。按照该井距周围井（最远6Km、最近1Km）距离的一半，控制面积形状为矩形来计算，则Y128井控制的有效面积为3.5×1＝3.5km2。已知气井有效厚度4.7m，孔隙度0.056，含气饱和度0.544，天然气偏差因子0.9724，地层压力28.4687MPa，地层温度96.06℃。则代入式（6）求得延128井控制的地质储量为1.1878×108m3。（八）低渗气井试井解释技术12/22/202291川庆钻探长庆井下②容积法（八）低渗气井试井解释技术12/19/2022③弹性二相法当气井以稳定产量开井生产，测试的井底流动压力随生产时间的关系曲线，称之为压降曲线。该曲线按照生产时间的长短分为三个阶段，即不稳定流动阶段，过渡段和拟稳定流动阶段。当气井的流动达到拟稳定阶段后，可用压降曲线确定气井的控制储量，此方法称为弹性二相法。（八）低渗气井试井解释技术12/22/202292川庆钻探长庆井下③弹性二相法（八）低渗气井试井解释技术12/19/2

—时间换算系数当t单位为小时时，=4.167×10-2当t单位为天时，=1.0当t单位为月时，=30.5Ct*—综合压缩系数，1/MPa弹性二相法计算结果受气井产量和生产时间的影响，表8-10是S81井由于生产时间不同对储量计算的影响。井号qg（104m3/d）PR（MPa）Ct*（1/MPa）Β（MPa2/h）GP（108m3）G（108m3）生产时间（d）S81井2.500030.70390.026620.003200.037507.17901502.002830.30200.026620.061460.010820.32402506.090029.91000.025110.090740.068560.8200112.6表8-10S81井弹性二相法储量计算结果（八）低渗气井试井解释技术12/22/202293川庆钻探长庆井下 —时间换算系数弹性二相法计算结果受气井产量和生产时2）稳产时间预测由于产能试井生产时间及关井时间均较长，根据压力恢复曲线解释结果可以预测井的稳产时间，为井的合理配产提供依据。表8-11是Z23井产能试井压力恢复曲线解释结果，根据表8-11中解释结果进行稳产时间预测，见图8-14。从预测结果来看，该井稳产时间较短。表8-11Z23井压力恢复曲线分析结果解释方法地层系数Kh〔10-3μm2.m〕地层渗透率k（10-3μm2）井筒储集系数C（m3/MPa）裂缝表皮系数Sf裂缝半长xf（m）无因次裂缝导流能力FCD非达西流动系数D〔1/m3/d〕边界距离L1（m）双对数分析0.20810.01353.1200.00220.427.72.33×10-521.0（八）低渗气井试井解释技术12/22/202294川庆钻探长庆井下2）稳产时间预测表8-11Z23井压力恢复曲线分图8-14Z23井不同产量稳产时间预测曲线序号气产量（×104m3/d）稳产时间（month）累计采气量（×104m3）10.8258.520.7480.030.67120.140.514209.850.441490.6表8-12Z23井不同产量稳产时间预测结果（八）低渗气井试井解释技术12/22/202295川庆钻探长庆井下图8-14Z23井不同产量稳产时间预测曲线序号气产量稳产非自喷有杆泵抽油井的稳定试井是通过改变抽油机的冲程或冲次来改变油井的工作制度，一般需要进行