试井模型简介课件

现代试井分析模型简介现代试井分析模型简介油气井试井常用的分析图3类常用的分析图：压力、产量与时间关系的直角坐标图；压降曲线、压力恢复曲线的半对数图（单对数图）；不稳定试井曲线压力和压力导数的双对数分析图（log-log图）。压力、产量/时间的直角坐标图又称为压力、产量历史图。它包含了一口油（气）井生产过程的全部信息，只有在试井分析中预测得到的理论模型压力与之拟合一致，才能确认解释结果的正确性。半对数图产生于20世纪50年代，是试井分析技术的第一次突破，奠定了现代试井方法中常规分析方法的基础，目前仍然广泛应用。压力和压力导数双对数，以及双对数图版拟合分析法产生于20世纪70-80年代，它是现代试井分析方法的基础，适用于各类地层和各种完井条件，可以分析油气井不稳定试井过程中所波及范围内的相关地层参数。油气井试井常用的分析图3类常用的分析图：单对数图双对数分析图压力产量历史图单对数图双对数分析图压力产量历史图各类地层和完井条件下，在储层内不同的部位和不同的时间段，存在着不同的“渗流状态”；常见的渗流状态有：径向流，拟径向流，线性流，双线性流，球形流，半球形流，不同介质间的过渡流，拟稳态流，续流，等等；不同的流态在压力导数曲线上均对应不同的特征线。试井解释曲线特点一渗流特征性各类地层和完井条件下，在储层内不同的部位和不同的时间段，导数特征线地质及流动特征水平直线均质地层径向流（均质砂岩地层，均匀的裂缝性地层）晚期斜率为1的直线（压降曲线）封闭边界（定容地层）晚期导数曲线快速下降（压力恢复曲线）封闭边界（定容地层）1/2斜率直线导流能力很强的压裂裂缝（线性流）单方向发育的裂缝系统1/4斜率直线有限导流压裂裂缝（双线性流）导数上翘后趋向于变平外围地层变差存在不渗透边界导数下倾后趋向于变平外围地层变好地层部分射开导数后期下倾定压的外边界（油层有活跃的边底水）导数出现下凹的谷值双重介质地层或双渗地层的过渡流典型的导数特征线与地层特征对应关系导数特征线地质及流动特征水平直线均质地层径向流晚期斜率为1的试井分析模式图

模式图指具备典型特征的双对数分析图。它代表着某一类均质的或非均质的地层，加上地层外围某种特定外边界条件，再加上某一类特定的井身结构或某一类完井井底条件，以及井筒对于流动过程的影响，经过各种组合后所表现出的动态特征情况。常见的地层类型有：均质地层，双重介质地层，双渗地层等。储层外边界条件有：不同的边界形状－－直线形，直线组合形，圆形，封闭矩形，以及其它复杂形状，等等；不同的边界性质――不渗透边界，定压边界（对于油井），半渗透边界，等等。储层的平面分布状态：Kh值和φ值分布状态，流体分布状态。井身结构：直井，水平井，大斜度井，多分支井，等等。井筒和井底条件：井储C影响，表皮S影响，垂直压裂裂缝，水平压裂裂缝，与井底连通的天然裂缝，部分射开，等等。模式图的绘制条件符合现场实际情况，时间间隔不超过7个对数周期。试井分析模式图模式图指具备典型特征的双对数分析图。它代表着气井试井常见双对数模式图形举例及特征-1气井试井常见双对数模式图形举例及特征-1气井试井常见双对数模式图形举例及特征-2气井试井常见双对数模式图形举例及特征-2气井试井常见双对数模式图形举例及特征-3气井试井常见双对数模式图形举例及特征-3均质地层和均质地层不稳定试井曲线特征

均质地层概念－－不管是孔隙型砂岩地层或裂缝性灰岩地层，在井所控制的范围内（测试过程压力波及范围），储层参数（K和φ等）从宏观上看如果是接近均一的，即可认为是均质地层。均质地层在不稳定试井曲线上的特征－－在有限的流动区域内表现为径向流（或拟径向流），压力导数存在明显的水平直线段。均质地层的概念不是绝对的，现场实际中的地层，平面上总是存在着非均质变化，但从油气井的动态表现中看，这种“均质地层”概念下的地层却是普遍存在的。举例：青海涩北气田常常测到大范围的均质地层特征曲线；塔里木克拉2气田虽系巨厚的河流相沉积地层，纵向差异大，气藏内分布着70余条小断层，但不稳定试井曲线明显存在着长时间的径向流段。靖边气田打开奥陶系灰岩裂缝性储层，绝大多数井的不稳定试井曲线在一定的范围内表现为均质地层特征，后期出现非均质边界反映。均质地层和均质地层不稳定试井曲线特征均质地层概念－－不管是均质地层不稳定试井曲线特征图

存在三个特征段：续流段：单位斜率直线；续流过渡段：压力导数出现峰值后下降并趋向于0.5水平线；径向流段：0.5水平线段。由于实际地层条件不同（Kh/μ），完井条件不同（表皮S和井储C）,使得现场实际测到的曲线，不论形态和截取位置都不完全一样。平面径向流示意图均质地层不稳定试井曲线特征图存在三个特征段：平面径向流示意均质地层不稳定试井曲线举例涩北第4系砂岩气田(台5井)牙哈砂岩凝析气田(牙哈6井)靖边奥陶系海相裂缝性灰岩气田(陕155井)和田河裂缝性灰岩气田(玛4井)均质地层不稳定试井曲线举例涩北第4系砂岩气田(台5井)牙哈砂双重介质地层的构成和流动特征

在中国国内常把双重孔隙介质(doubleporositymedium)称为双重介质；在双重介质名称下，渗流力学的研究对象中还有一种双重渗透率介质(doublepermeabilitymedium)，指存在渗透性差异的多层油层。双重孔隙介质是由研究试井分析理论的前苏联学者巴兰布拉特定义并加以应用的，也只有通过试井资料分析，才能确认双重介质的存在，求出双重介质参数。在双重介质中存在着基质岩块和分布于岩块之间的裂缝系统，油气主要存储于基质岩块中，而裂缝系统则主要是油气流动的通道。标志双重介质的参数有：弹性储能比ω－－裂缝系统与裂缝加基质总系统弹性储量之比；窜流系数λ－－从基质向裂缝过渡流动的供给能力，定义是：和双重介质内油气的采出先从裂缝系统开始，油气从裂缝中流向井底，当裂缝系统压力降低以后，再波及到岩块系统，逐渐达到共同采出。双重介质地层的构成和流动特征在中国国内常把双重孔隙介质(d双重介质地层单元体构成和物理含义

在油气田开发中双重介质地层的存在必须满足两类条件：

必要的地质条件－有效储存油气的岩块和分布于岩块间的网状裂缝系统；合适的渗流条件－裂缝系统能够有效连接岩块内的孔隙；岩块中储存有足够多的油气(ω值较小)，并且能够顺利地流向裂缝(λ值较大)。双重介质单元体双重介质地层单元体构成和物理含义在油气田开发中双重介质地层流体在双重介质地层中的流动过程及模式图流体在双重介质地层中的流动过程及模式图井储系数CD值对双重介质曲线形态的影响

CD值每增大一个数量级，续流段直线向后移动一个对数周期。CD值较大时，隐去了裂缝径向流段。井储系数CD值对双重介质曲线形态的影响CD值每增大一个数量弹性储能比ω对于不稳定试井曲线及气井产能的影响

压力导数过渡段向下凹的深度显示ω值大小，ω接近0.5，导数接近水平线。ω值大小对于气井稳产至关重要，ω值越小，例如ω＝0.01，说明基质中天然气的储存比例越高，地层对于气井产量的后续供应能力越好，稳产能力也越好。相反如果ω值接近0.5，则基质基本上发挥不了稳产作用，地层表现为均质。弹性储能比ω对于不稳定试井曲线及气井产能的影响压力导数过渡窜流系数λ对于不稳定试井曲线及气井产能的影响

λ值对于气井稳产也很重要，，标明油气从基质向裂缝流动时的难易程度，λ值越小过渡时间越往后移。当λ值减小到原值的1/10，过渡时间将向后推移一个对数周期，时间加长10倍。这表明即使基质中存储有天然气，如果基质渗透率Km过低，也难以有效地在工业开采期里采出。窜流系数λ对于不稳定试井曲线及气井产能的影响λ值对于气井稳双重介质地层的确认和ωλ参数确定中的问题

双重介质特征只有用压力恢复曲线分析加以认识，单纯采取静态分析方法无法确认双重介质地层的存在，更无法得到ωλ参数。压力恢复曲线的录取必须要达到足够长的时间，以把裂缝径向流段、过渡流段和总系统径向流段都测到，才能完整确定双重介质参数Kf，S，C，ω，λ等。气井、特别是深气井，在压力恢复测试时如果采取井口关井，往往使C值达到(3～5)m3/MPa，有可能遮掩了过渡段形态特征，导致解释不出标志双重介质的ω，λ等参数，也就无法确认双重介质的存在。复杂井底裂缝系统的存在和近井边界的影响，常常改变了曲线形态，也扰乱了双重介质特征的确认，使得试井解释出现困难。凝析气井、产水气井关井时的变井储影响，会掩盖双重介质曲线的过渡段特征，甚至出现驼峰、恢复压力回落现象，导致测不到径向流段。开井时间过短，油气流动尚未波及到基质部分，如果又接着关井，在压力恢复曲线图上也不可能包含和显示双重介质特征。双重介质地层的确认和ωλ参数确定中的问题双重介质特征只有用双重介质地层压力恢复曲线举例－林1井由此看来，该井区的天然气赋存中，约有1/3属于裂缝系统，其余储存在基质岩块中。应该说地层的ω值较高，作为基质岩块的后备供给并不是十分充分。但是注意到，该地区的裂缝多为网状缝，密集的裂缝系统，既是流通通道，也是储集空间。特别从林1井的压力历史看，开采状态下的压降情况没有出现陡降的态势，因而也仍然可以形成一定条件下的稳产。

靖边气田林1井打开奥陶系海相沉积的裂缝性灰岩地层。从压力恢复曲线形态可以看到，具有典型的双重介质曲线特征，经过试井解释软件分析，得到储层参数：Kf=1.0mD,ω=0.285,λ=1.4×10-8。双重介质地层压力恢复曲线举例－林1井由此看来，该井区的天双渗地层储层结构及流动图谱示意图

双渗地层是指渗透率不同的两层均质地层互相叠置形成一个整体，两个层都可以向井内供给油气，同时两层之间还可以存在油气交换，称之为“层间越流”。双渗地层在油田现场经常可以遇到，例如多层互相叠置形成厚层的层状油层，或者是多个薄层互相叠置，虽有隔层但隔层并不完全连续，可以穿透的地层。国内外一些专家曾在理论上进行了大量的研究，目前从国外引进的试井解释软件也包含了相关的部分，但是这类地层的试井分析图形，受层间越流过程影响严重，而层间越流状况又与井的生产历史和开关井过程密切相关，因此解释过程的多解性远远超过其它类型地层。双渗地层储层结构及流动图谱示意图双渗地层是指渗透率不同的两双渗地层不稳定试井曲线模式图

双渗地层试井曲线模式图看起来类似于双重介质地层的模式图，但是它不存在第一个径向流段。大致包含三个流动段：续流段，层间越流段和径向流段。续流段层间越流段径向流段

标明双渗地层的参数有：层间储能系数比－－层间地层系数比－－层间窜流系数－－通过图版拟合，可以求得两层综合渗透率及平均渗透率，以及全井表皮系数。双渗地层不稳定试井曲线模式图双渗地层试井曲线模式图看起来类均质地层压裂裂缝井试井曲线模式图

流动段大致分为：续流段，线性流段或双线性流段，过渡段和拟径向流段，有时还会有边界反映段。在线性流段（无限导流和均匀流），压力和导数表现为1/2斜率的直线，而且压力和导数间在对数坐标上的差值为0.301对数周期。在双线性流段（有限导流），压力和导数表现为1/4斜率的直线，而且压力和导数间在对数坐标上的差值为0.602对数周期。拟径向流段导数表现为0.5值的水平直线。无限导流裂缝井试井曲线模式图有限导流裂缝井试井曲线模式图均质地层压裂裂缝井试井曲线模式图流动段大致分为：续流段，线线性流、双线性流和拟径向流的流动图谱垂直于压裂裂缝和贯通后天然裂缝区平面的线性流有限导流裂缝的双线性流拟径向流线性流、双线性流和拟径向流的流动图谱垂直于压裂裂缝和贯通后天裂缝表皮系数的物理含义及对曲线形态的影响

裂缝表皮系数Sf表示了裂缝表面在施工过程中受到污染、损害，对于天然气采出造成的影响系数。

Sf的存在，将会扰动压裂井试井典型曲线的形态，使线性流段早期受到扰动，压力恢复过程减缓，导数出现明显的下落。试井解释得到的裂缝表皮系数Sf值一般数值都不大，多数在0～1之间，但所反映的表皮区渗透率KS值却下降严重，因此不容忽视。裂缝表皮系数的物理含义及对曲线形态的影响裂缝表皮系数Sf均质地层压裂裂缝井现场实测例无限导流垂直裂缝有限导流垂直裂缝无限导流垂直裂缝存在矩形边界影响无限导流垂直裂缝存在裂缝表皮影响均质地层压裂裂缝井现场实测例无限导流垂直裂缝有限导流垂直裂缝部分射开地层不稳定试井曲线模式图

对于厚的油气储层，为了避开底水影响，或者出于测试工艺的要求，部分打开地层并进行测试时，不稳定试井曲线出现明显的部分射开特征。流动过程大致分为4段：续流段，部分径向流段，球形流段和全层径向流段。一般来说地层水平渗透率KH＞地层垂直渗透率KV，因此对应射开部位总是率先出现部分径向流；之后层内其余部位参与流动，出现球形流；最后，在离开井底较远部位出现全层径向流。通过试井解释可以求得射孔部位和全层的相关参数。部分射开地层不稳定试井曲线模式图对于厚的油气储层，为了避开部分射开地层不稳定试井曲线现场实测例KL2气田主力生产层段厚350m，纵向上无明显的隔层，试气时分小段射孔逐段测试，打开厚度2m～30m不等，不到总厚度的1/10。压力恢复曲线双对数图具有明显的部分射开特征，证明气层段纵向上连通很好，应该全层段整体开发。KL2井3593.5m-3595.5mKL204井KL201井3926m-3930m部分射开地层不稳定试井曲线现场实测例KL2气田主力生产层段504m351mKL2井部分射开试气层位示意图504m351mKL2井部分射开试气层位示意图具有边界反映不稳定试井曲线的分析原则

多数测试时间较长的不稳定试井曲线都不同形式地存在边界反映特征。由于井所处的地质环境各不相同，这种边界反映具有复杂的内涵。当压力导数向上翘起时，通常反映井的外围“流动受阻”；相反，如果压力导数下倾，则反映外围“流动变畅”。造成外围流动受阻的原因可以是：存在不同形状的不渗透边界，如断层或是岩性边界；或是外围存在渗透性变差的非均质区域；或是气层外围遇到边水或者油环；等等。外围流动变畅产生的原因可以是：外围存在渗透性变好的非均质区域，或是油层上倾部位遇到气顶，稠油外围遇到边水，等等。区别不稳定试井曲线边界反映的类型，必须结合地质研究成果加以综合分析，并且运用油气藏动态描述方法，通过全程的压力历史拟合检验，才能确切地对所解释的地质对象加以认知。具有边界反映不稳定试井曲线的分析原则多数测试时间较长的不稳边界反映类型举例不渗透边界阻隔油气渗流井的外围存在渗透率变化的区域－－变差时流动受阻，变好时流动变畅气井外围存在油环或边水边界反映类型举例不渗透边界阻隔油气渗流井的外围存在渗透率变化复合地层不稳定试井分析曲线模式图复合地层不稳定试井分析曲线模式图外围变差复合地层不稳定试井曲线现场实测例

该井位于靖边气田北区，打开奥陶系灰岩裂缝性地层，从地质图看，储层平面连片分布，但存在明显的非均质变化，在测试井附近为高Kh区域，向外围变差。从曲线形态看与地质认识一致。试井解释结果：内区流动系数(Kh/μ)1=1229.1(mD·m/mPa·s)，内区渗透率K1=25.6mD，内区半径rM=383m，内外区流动系数比MC=9.3，内外区储能参数比ωC=9.3，外区渗透率K2=2.75mD，井储系数C=2.58m3/MPa，全井表皮系数S=–1.7。压力历史拟合检验证明解释结果是可靠的。外围变差复合地层不稳定试井曲线现场实测例该井位于靖边气田北外围变好复合地层不稳定试井曲线现场实测例

该井打开白垩系砂岩地层，储层连片分布，从曲线形态看，明显表现为外围渗透性变好的三重复合地层。试井解释结果：内区渗透率K1=5.55mD，中间区渗透率K2=14.1mD，外区渗透率K3=40mD，内区半径r12=40m，中间区半径r23=400m，全井表皮系数S=0

压力历史拟合检验证明解释结果是可靠的。外围变好复合地层不稳定试井曲线现场实测例该井打开白垩系砂岩带有夹角不渗透边界均质地层模式图

夹角不渗透边界是现场中最常见的不渗透边界，夹角θ可以是锐角或钝角，当θ＝180°时为直线边界。从试井曲线模式图看，导数曲线在井附近均质区域为0.5水平线，在边界影响下逐渐上翘，并转化为另一高度的水平直线，θ角越小，上升高度ΔH越大。θ角与上升高度ΔH

之间存在关系式。井断层断层θ带有夹角不渗透边界均质地层模式图夹角不渗透边界是现场中最常带有夹角不渗透边界均质地层试井曲线实测例

该井位于靖边气田中区北侧，从构造图中看到，井附近存在着黄蒿界沟槽，该沟槽分叉成约30°夹角。试井解释结果：地层渗透率K＝3.22mD；表皮系数S=-3.9；井储系数C=3.5m3/MPa。井处在夹角不渗透边界中，θ＝32°。带有夹角不渗透边界均质地层试井曲线实测例该井位于靖边气田中接近圆形的封闭边界地层及模式图

圆形、方形或是多边形的封闭不渗透边界，中心一口井，在东部地区复杂断块油田中并不鲜见；在一些岩性边界切割的砂岩储层中，也可以见到现场实例。对于其它存在不完全闭合不渗透边界的试井曲线，压力恢复曲线与压降曲线形态往往接近，而此时压力恢复曲线图与压降曲线图形态迥异。压降导数曲线后期呈单位斜率直线持续上升，而压力恢复曲线出现边界反映后，导数曲线骤降，迅速向0点跌落。接近圆形的封闭边界地层及模式图圆形、方形或是多边形的封闭不有限封闭边界地层不稳定试井曲线实测例

该井位于靖边气田西部边缘地带，打开局部发育的非主力产层马五4层。与靖边气田多数的测试井不同，该井压力恢复曲线与压降曲线形态完全不同，导数曲线在边界影响下不但不上翘反而下落。从不稳定试井曲线双对数图中清楚地看到有限封闭地层的特征，其压力导数在多次测试资料中，后期均显示急剧下降的特征，这在该地区的气井中是非常少见的。试采过程的压力历史也进一步证实，该井控制的含气区域是非常有限的，目前已衰竭停产。有限封闭边界地层不稳定试井曲线实测例该井位于靖边气田西部边长条形地层的线性流动图谱及试井模式图

由于平行的不渗透边界的限制，使区块内的流动长时间呈线性流，在不稳定试井曲线后期清楚体现。边界反映造成的线性流，使得导数曲线呈现为1/2斜率直线。与压裂裂缝形成的线性流不同，这种线性流出现在后期。线性流动线性流动长条形地层的线性流动图谱及试井模式图由于平行的不渗透边界的长条形边界加井底水力压裂裂缝的试井曲线模式图

两个线性流动之间，有时会出现拟径向流的过渡段。从只存在边界反映线性流模式图，过渡到同时存在压裂裂缝影响的线性流，有一个转换过程，图中显示了这种变化。在试井解释时，对于两个线性流之间的过渡可能会有多种选择，增加了试井解释的多解性。

处于窄长矩形边界地层中的压裂井，存在两个线性流动段：①早期的垂直于压裂裂缝的线性流；②后期的平行于边界的线性流。长条形边界加井底水力压裂裂缝的试井曲线模式图两个线性流动之狭窄矩形边界压裂井不稳定试井曲线现场实测例T5井压力恢复曲线双对数图T5井压力历史拟合检验图S20井压力恢复曲线双对数图S10井压力恢复曲线双对数图(存在裂缝表皮Sf影响)狭窄矩形边界压裂井不稳定试井曲线现场实测例T5井压力恢复曲线组系性裂缝发育区带内不稳定试井曲线图S181井压力恢复曲线双对数图

一些裂缝性的灰岩地层，经酸压后连通了原有的构造性的裂缝区带，在褶皱的隆起部位，形成了条带状的有方向性的裂缝区。

S181井位于靖边气田中区西部边缘地带，从构造图看打在鼻状构造的轴线上，经测试后压力恢复双对数曲线图显示线性流特征。该井未经过压裂，地质上也未描述边界，实测曲线却显示了长时间的线性流动段，经分析属于组系性裂缝区的影响。组系性裂缝发育区带内不稳定试井曲线图S181井压力恢复曲线双串珠状复杂裂缝发育区带中的油气井动态

当钻井打在A区或B区时，可以在一定程度上获得高产，但投入试采或生产后，稳产将成为一大难题。同时在压力恢复曲线上后期会出现严重的边界反映。当钻井打在C区或D区时，不但油气产量低，而且递减往往更快，压力恢复曲线上边界反映出现更早，曲线形态也更为复杂。由于设计井位时难以确定裂缝带发育的准确位置，相当多数的井有可能打在E区位置而完全得不到工业产量。在这样的地质条件下，如果按照均质地层方法计算储量，显而易见是不落实的；如果由于观测到裂缝发育而定义为双重介质，从而采用统计岩芯或结合测井识别静态方法计算储量，初看起来似乎方法新颖，但结果却可能更离谱。

地质上的大量观测结果显示，一些潜山型的碳酸盐岩地层，裂缝、孔、洞发育带常常呈现出一片片局部发育区，在这些局部区域之间，被一些渗透性好但极为狭窄的通道连接，形成串珠状。在这类地层中进行油气田开发，由于非均质现象特别严重，又不易被地质研究确认，往往承受极大的风险。E串珠状复杂裂缝发育区带中的油气井动态当钻井打在A区或B区时潜山型裂缝发育区带内不稳定试井曲线模式示意图钻井在裂缝较发育的A、B区的试井模式图现场实测例试井曲线－BS-8井钻井在裂缝小范围发育的C、D区试井模式图现场实测例试井曲线图－BS-7井潜山型裂缝发育区带内不稳定试井曲线模式示意图钻井在裂缝较发育水平井开井后的流动图谱

在地层中心部位水平穿过较厚储层的水平井，开井以后大致存在3个主要的流动段：水平井段的垂直径向流段，垂直于水平井段的线性流段和地层较远部位的拟径向流段；存在上述所有流动段的前提是：打开的储层大体是均质的，储层平面分布范围是足够宽广的，水平井段足够长而且全部射孔，测试时间也必须是足够长的；在油田现场同时满足上述要求是不容易做到的，特别是水平井针对了多种类型的地质对象，因此测得如此典型的曲线是极为罕见的。水平井开井后的流动图谱在地层中心部位水平穿过较厚储层的水平水平井试井压力恢复曲线典型模式图

典型模式图生成的条件：有效水平井段长度：Le=300m，钻穿地层较厚：h=20m，水平井段处于地层中间位置，水平井段完井时未受严重伤害S=0，水平井位于平面面积较大的地层中。典型模式图曲线包含4个流动段：续流段，垂直径向流段，1/2斜率线性流段和拟径向流段。不符合或不完全符合上述条件时，曲线形态将会蜕化变形。水平井井身结构示意图水平井试井压力恢复曲线典型模式图典型模式图生成的条件：水平水平井试井典型模式图演化变形

储层较薄时，失去垂直径向流段，演化为类似压裂井的模式图形。

水平井段受到严重污染、损害时(S值较大)，演化为类似存在裂缝表皮Sf的压裂井模式图形特征。

测试时采用井口关井，井储系数很大，水平井段不是很长，演化为类似超完善直井井的模式图形特征。水平井试井典型模式图演化变形储层较薄时，失去垂直径向流段，水平井试井现场实测例

该井位于塔里木盆地，打开志留系砂岩地层，有效的水平井段长270m，油层厚度0.9m；测得曲线形状类似于均质地层超完善井特征；

由于打开地层较薄，垂向渗透率小，因此失去了垂直径向流段；由于水平渗透率大，井储系数较大，掩盖了了线性流段特征；解释地层参数如下：水平渗透率Kx=Ky=194mD，垂向渗透率Kz=0.008mD，总表皮系数S=–6.67井储系数C=0.7m3/MPa，水平井试井现场实测例该井位于塔里木盆地，打开志留系砂岩地层此课件下载可自行编辑修改，供参考！感谢您的支持，我们努力做得更好！此课件下载可自行编辑修改，供参考！现代试井分析模型简介现代试井分析模型简介油气井试井常用的分析图3类常用的分析图：压力、产量与时间关系的直角坐标图；压降曲线、压力恢复曲线的半对数图（单对数图）；不稳定试井曲线压力和压力导数的双对数分析图（log-log图）。压力、产量/时间的直角坐标图又称为压力、产量历史图。它包含了一口油（气）井生产过程的全部信息，只有在试井分析中预测得到的理论模型压力与之拟合一致，才能确认解释结果的正确性。半对数图产生于20世纪50年代，是试井分析技术的第一次突破，奠定了现代试井方法中常规分析方法的基础，目前仍然广泛应用。压力和压力导数双对数，以及双对数图版拟合分析法产生于20世纪70-80年代，它是现代试井分析方法的基础，适用于各类地层和各种完井条件，可以分析油气井不稳定试井过程中所波及范围内的相关地层参数。油气井试井常用的分析图3类常用的分析图：单对数图双对数分析图压力产量历史图单对数图双对数分析图压力产量历史图各类地层和完井条件下，在储层内不同的部位和不同的时间段，存在着不同的“渗流状态”；常见的渗流状态有：径向流，拟径向流，线性流，双线性流，球形流，半球形流，不同介质间的过渡流，拟稳态流，续流，等等；不同的流态在压力导数曲线上均对应不同的特征线。试井解释曲线特点一渗流特征性各类地层和完井条件下，在储层内不同的部位和不同的时间段，导数特征线地质及流动特征水平直线均质地层径向流（均质砂岩地层，均匀的裂缝性地层）晚期斜率为1的直线（压降曲线）封闭边界（定容地层）晚期导数曲线快速下降（压力恢复曲线）封闭边界（定容地层）1/2斜率直线导流能力很强的压裂裂缝（线性流）单方向发育的裂缝系统1/4斜率直线有限导流压裂裂缝（双线性流）导数上翘后趋向于变平外围地层变差存在不渗透边界导数下倾后趋向于变平外围地层变好地层部分射开导数后期下倾定压的外边界（油层有活跃的边底水）导数出现下凹的谷值双重介质地层或双渗地层的过渡流典型的导数特征线与地层特征对应关系导数特征线地质及流动特征水平直线均质地层径向流晚期斜率为1的试井分析模式图

模式图指具备典型特征的双对数分析图。它代表着某一类均质的或非均质的地层，加上地层外围某种特定外边界条件，再加上某一类特定的井身结构或某一类完井井底条件，以及井筒对于流动过程的影响，经过各种组合后所表现出的动态特征情况。常见的地层类型有：均质地层，双重介质地层，双渗地层等。储层外边界条件有：不同的边界形状－－直线形，直线组合形，圆形，封闭矩形，以及其它复杂形状，等等；不同的边界性质――不渗透边界，定压边界（对于油井），半渗透边界，等等。储层的平面分布状态：Kh值和φ值分布状态，流体分布状态。井身结构：直井，水平井，大斜度井，多分支井，等等。井筒和井底条件：井储C影响，表皮S影响，垂直压裂裂缝，水平压裂裂缝，与井底连通的天然裂缝，部分射开，等等。模式图的绘制条件符合现场实际情况，时间间隔不超过7个对数周期。试井分析模式图模式图指具备典型特征的双对数分析图。它代表着气井试井常见双对数模式图形举例及特征-1气井试井常见双对数模式图形举例及特征-1气井试井常见双对数模式图形举例及特征-2气井试井常见双对数模式图形举例及特征-2气井试井常见双对数模式图形举例及特征-3气井试井常见双对数模式图形举例及特征-3均质地层和均质地层不稳定试井曲线特征

均质地层概念－－不管是孔隙型砂岩地层或裂缝性灰岩地层，在井所控制的范围内（测试过程压力波及范围），储层参数（K和φ等）从宏观上看如果是接近均一的，即可认为是均质地层。均质地层在不稳定试井曲线上的特征－－在有限的流动区域内表现为径向流（或拟径向流），压力导数存在明显的水平直线段。均质地层的概念不是绝对的，现场实际中的地层，平面上总是存在着非均质变化，但从油气井的动态表现中看，这种“均质地层”概念下的地层却是普遍存在的。举例：青海涩北气田常常测到大范围的均质地层特征曲线；塔里木克拉2气田虽系巨厚的河流相沉积地层，纵向差异大，气藏内分布着70余条小断层，但不稳定试井曲线明显存在着长时间的径向流段。靖边气田打开奥陶系灰岩裂缝性储层，绝大多数井的不稳定试井曲线在一定的范围内表现为均质地层特征，后期出现非均质边界反映。均质地层和均质地层不稳定试井曲线特征均质地层概念－－不管是均质地层不稳定试井曲线特征图

存在三个特征段：续流段：单位斜率直线；续流过渡段：压力导数出现峰值后下降并趋向于0.5水平线；径向流段：0.5水平线段。由于实际地层条件不同（Kh/μ），完井条件不同（表皮S和井储C）,使得现场实际测到的曲线，不论形态和截取位置都不完全一样。平面径向流示意图均质地层不稳定试井曲线特征图存在三个特征段：平面径向流示意均质地层不稳定试井曲线举例涩北第4系砂岩气田(台5井)牙哈砂岩凝析气田(牙哈6井)靖边奥陶系海相裂缝性灰岩气田(陕155井)和田河裂缝性灰岩气田(玛4井)均质地层不稳定试井曲线举例涩北第4系砂岩气田(台5井)牙哈砂双重介质地层的构成和流动特征

在中国国内常把双重孔隙介质(doubleporositymedium)称为双重介质；在双重介质名称下，渗流力学的研究对象中还有一种双重渗透率介质(doublepermeabilitymedium)，指存在渗透性差异的多层油层。双重孔隙介质是由研究试井分析理论的前苏联学者巴兰布拉特定义并加以应用的，也只有通过试井资料分析，才能确认双重介质的存在，求出双重介质参数。在双重介质中存在着基质岩块和分布于岩块之间的裂缝系统，油气主要存储于基质岩块中，而裂缝系统则主要是油气流动的通道。标志双重介质的参数有：弹性储能比ω－－裂缝系统与裂缝加基质总系统弹性储量之比；窜流系数λ－－从基质向裂缝过渡流动的供给能力，定义是：和双重介质内油气的采出先从裂缝系统开始，油气从裂缝中流向井底，当裂缝系统压力降低以后，再波及到岩块系统，逐渐达到共同采出。双重介质地层的构成和流动特征在中国国内常把双重孔隙介质(d双重介质地层单元体构成和物理含义

在油气田开发中双重介质地层的存在必须满足两类条件：

必要的地质条件－有效储存油气的岩块和分布于岩块间的网状裂缝系统；合适的渗流条件－裂缝系统能够有效连接岩块内的孔隙；岩块中储存有足够多的油气(ω值较小)，并且能够顺利地流向裂缝(λ值较大)。双重介质单元体双重介质地层单元体构成和物理含义在油气田开发中双重介质地层流体在双重介质地层中的流动过程及模式图流体在双重介质地层中的流动过程及模式图井储系数CD值对双重介质曲线形态的影响

CD值每增大一个数量级，续流段直线向后移动一个对数周期。CD值较大时，隐去了裂缝径向流段。井储系数CD值对双重介质曲线形态的影响CD值每增大一个数量弹性储能比ω对于不稳定试井曲线及气井产能的影响

压力导数过渡段向下凹的深度显示ω值大小，ω接近0.5，导数接近水平线。ω值大小对于气井稳产至关重要，ω值越小，例如ω＝0.01，说明基质中天然气的储存比例越高，地层对于气井产量的后续供应能力越好，稳产能力也越好。相反如果ω值接近0.5，则基质基本上发挥不了稳产作用，地层表现为均质。弹性储能比ω对于不稳定试井曲线及气井产能的影响压力导数过渡窜流系数λ对于不稳定试井曲线及气井产能的影响

λ值对于气井稳产也很重要，，标明油气从基质向裂缝流动时的难易程度，λ值越小过渡时间越往后移。当λ值减小到原值的1/10，过渡时间将向后推移一个对数周期，时间加长10倍。这表明即使基质中存储有天然气，如果基质渗透率Km过低，也难以有效地在工业开采期里采出。窜流系数λ对于不稳定试井曲线及气井产能的影响λ值对于气井稳双重介质地层的确认和ωλ参数确定中的问题

双重介质特征只有用压力恢复曲线分析加以认识，单纯采取静态分析方法无法确认双重介质地层的存在，更无法得到ωλ参数。压力恢复曲线的录取必须要达到足够长的时间，以把裂缝径向流段、过渡流段和总系统径向流段都测到，才能完整确定双重介质参数Kf，S，C，ω，λ等。气井、特别是深气井，在压力恢复测试时如果采取井口关井，往往使C值达到(3～5)m3/MPa，有可能遮掩了过渡段形态特征，导致解释不出标志双重介质的ω，λ等参数，也就无法确认双重介质的存在。复杂井底裂缝系统的存在和近井边界的影响，常常改变了曲线形态，也扰乱了双重介质特征的确认，使得试井解释出现困难。凝析气井、产水气井关井时的变井储影响，会掩盖双重介质曲线的过渡段特征，甚至出现驼峰、恢复压力回落现象，导致测不到径向流段。开井时间过短，油气流动尚未波及到基质部分，如果又接着关井，在压力恢复曲线图上也不可能包含和显示双重介质特征。双重介质地层的确认和ωλ参数确定中的问题双重介质特征只有用双重介质地层压力恢复曲线举例－林1井由此看来，该井区的天然气赋存中，约有1/3属于裂缝系统，其余储存在基质岩块中。应该说地层的ω值较高，作为基质岩块的后备供给并不是十分充分。但是注意到，该地区的裂缝多为网状缝，密集的裂缝系统，既是流通通道，也是储集空间。特别从林1井的压力历史看，开采状态下的压降情况没有出现陡降的态势，因而也仍然可以形成一定条件下的稳产。

靖边气田林1井打开奥陶系海相沉积的裂缝性灰岩地层。从压力恢复曲线形态可以看到，具有典型的双重介质曲线特征，经过试井解释软件分析，得到储层参数：Kf=1.0mD,ω=0.285,λ=1.4×10-8。双重介质地层压力恢复曲线举例－林1井由此看来，该井区的天双渗地层储层结构及流动图谱示意图

双渗地层是指渗透率不同的两层均质地层互相叠置形成一个整体，两个层都可以向井内供给油气，同时两层之间还可以存在油气交换，称之为“层间越流”。双渗地层在油田现场经常可以遇到，例如多层互相叠置形成厚层的层状油层，或者是多个薄层互相叠置，虽有隔层但隔层并不完全连续，可以穿透的地层。国内外一些专家曾在理论上进行了大量的研究，目前从国外引进的试井解释软件也包含了相关的部分，但是这类地层的试井分析图形，受层间越流过程影响严重，而层间越流状况又与井的生产历史和开关井过程密切相关，因此解释过程的多解性远远超过其它类型地层。双渗地层储层结构及流动图谱示意图双渗地层是指渗透率不同的两双渗地层不稳定试井曲线模式图

双渗地层试井曲线模式图看起来类似于双重介质地层的模式图，但是它不存在第一个径向流段。大致包含三个流动段：续流段，层间越流段和径向流段。续流段层间越流段径向流段

标明双渗地层的参数有：层间储能系数比－－层间地层系数比－－层间窜流系数－－通过图版拟合，可以求得两层综合渗透率及平均渗透率，以及全井表皮系数。双渗地层不稳定试井曲线模式图双渗地层试井曲线模式图看起来类均质地层压裂裂缝井试井曲线模式图

流动段大致分为：续流段，线性流段或双线性流段，过渡段和拟径向流段，有时还会有边界反映段。在线性流段（无限导流和均匀流），压力和导数表现为1/2斜率的直线，而且压力和导数间在对数坐标上的差值为0.301对数周期。在双线性流段（有限导流），压力和导数表现为1/4斜率的直线，而且压力和导数间在对数坐标上的差值为0.602对数周期。拟径向流段导数表现为0.5值的水平直线。无限导流裂缝井试井曲线模式图有限导流裂缝井试井曲线模式图均质地层压裂裂缝井试井曲线模式图流动段大致分为：续流段，线线性流、双线性流和拟径向流的流动图谱垂直于压裂裂缝和贯通后天然裂缝区平面的线性流有限导流裂缝的双线性流拟径向流线性流、双线性流和拟径向流的流动图谱垂直于压裂裂缝和贯通后天裂缝表皮系数的物理含义及对曲线形态的影响

裂缝表皮系数Sf表示了裂缝表面在施工过程中受到污染、损害，对于天然气采出造成的影响系数。

Sf的存在，将会扰动压裂井试井典型曲线的形态，使线性流段早期受到扰动，压力恢复过程减缓，导数出现明显的下落。试井解释得到的裂缝表皮系数Sf值一般数值都不大，多数在0～1之间，但所反映的表皮区渗透率KS值却下降严重，因此不容忽视。裂缝表皮系数的物理含义及对曲线形态的影响裂缝表皮系数Sf均质地层压裂裂缝井现场实测例无限导流垂直裂缝有限导流垂直裂缝无限导流垂直裂缝存在矩形边界影响无限导流垂直裂缝存在裂缝表皮影响均质地层压裂裂缝井现场实测例无限导流垂直裂缝有限导流垂直裂缝部分射开地层不稳定试井曲线模式图

对于厚的油气储层，为了避开底水影响，或者出于测试工艺的要求，部分打开地层并进行测试时，不稳定试井曲线出现明显的部分射开特征。流动过程大致分为4段：续流段，部分径向流段，球形流段和全层径向流段。一般来说地层水平渗透率KH＞地层垂直渗透率KV，因此对应射开部位总是率先出现部分径向流；之后层内其余部位参与流动，出现球形流；最后，在离开井底较远部位出现全层径向流。通过试井解释可以求得射孔部位和全层的相关参数。部分射开地层不稳定试井曲线模式图对于厚的油气储层，为了避开部分射开地层不稳定试井曲线现场实测例KL2气田主力生产层段厚350m，纵向上无明显的隔层，试气时分小段射孔逐段测试，打开厚度2m～30m不等，不到总厚度的1/10。压力恢复曲线双对数图具有明显的部分射开特征，证明气层段纵向上连通很好，应该全层段整体开发。KL2井3593.5m-3595.5mKL204井KL201井3926m-3930m部分射开地层不稳定试井曲线现场实测例KL2气田主力生产层段504m351mKL2井部分射开试气层位示意图504m351mKL2井部分射开试气层位示意图具有边界反映不稳定试井曲线的分析原则

多数测试时间较长的不稳定试井曲线都不同形式地存在边界反映特征。由于井所处的地质环境各不相同，这种边界反映具有复杂的内涵。当压力导数向上翘起时，通常反映井的外围“流动受阻”；相反，如果压力导数下倾，则反映外围“流动变畅”。造成外围流动受阻的原因可以是：存在不同形状的不渗透边界，如断层或是岩性边界；或是外围存在渗透性变差的非均质区域；或是气层外围遇到边水或者油环；等等。外围流动变畅产生的原因可以是：外围存在渗透性变好的非均质区域，或是油层上倾部位遇到气顶，稠油外围遇到边水，等等。区别不稳定试井曲线边界反映的类型，必须结合地质研究成果加以综合分析，并且运用油气藏动态描述方法，通过全程的压力历史拟合检验，才能确切地对所解释的地质对象加以认知。具有边界反映不稳定试井曲线的分析原则多数测试时间较长的不稳边界反映类型举例不渗透边界阻隔油气渗流井的外围存在渗透率变化的区域－－变差时流动受阻，变好时流动变畅气井外围存在油环或边水边界反映类型举例不渗透边界阻隔油气渗流井的外围存在渗透率变化复合地层不稳定试井分析曲线模式图复合地层不稳定试井分析曲线模式图外围变差复合地层不稳定试井曲线现场实测例

该井位于靖边气田北区，打开奥陶系灰岩裂缝性地层，从地质图看，储层平面连片分布，但存在明显的非均质变化，在测试井附近为高Kh区域，向外围变差。从曲线形态看与地质认识一致。试井解释结果：内区流动系数(Kh/μ)1=1229.1(mD·m/mPa·s)，内区渗透率K1=25.6mD，内区半径rM=383m，内外区流动系数比MC=9.3，内外区储能参数比ωC=9.3，外区渗透率K2=2.75mD，井储系数C=2.58m3/MPa，全井表皮系数S=–1.7。压力历史拟合检验证明解释结果是可靠的。外围变差复合地层不稳定试井曲线现场实测例该井位于靖边气田北外围变好复合地层不稳定试井曲线现场实测例

该井打开白垩系砂岩地层，储层连片分布，从曲线形态看，明显表现为外围渗透性变好的三重复合地层。试井解释结果：内区渗透率K1=5.55mD，中间区渗透率K2=14.1mD，外区渗透率K3=40mD，内区半径r12=40m，中间区半径r23=400m，全井表皮系数S=0

压力历史拟合检验证明解释结果是可靠的。外围变好复合地层不稳定试井曲线现场实测例该井打开白垩系砂岩带有夹角不渗透边界均质地层模式图

夹角不渗透边界是现场中最常见的不渗透边界，夹角θ可以是锐角或钝角，当θ＝180°时为直线边界。从试井曲线模式图看，导数曲线在井附近均质区域为0.5水平线，在边界影响下逐渐上翘，并转化为另一高度的水平直线，θ角越小，上升高度ΔH越大。θ角与上升高度ΔH

之间存在关系式。井断层断层θ带有夹角不渗透边界均质地层模式图夹角不渗透边界是现场中最常带有夹角不渗透边界均质地层试井曲线实测例

该井位于靖边气田中区北侧，从构造图中看到，井附近存在着黄蒿界沟槽，该沟槽分叉成约30°夹角。试井解释结果：地层渗透率K＝3.22mD；表皮系数S=-3.9；井储系数C=3.5m3/MPa。井处在夹角不渗透边界中，θ＝32°。带有夹角不渗透边界均质地层试井曲线实测例该井位于靖边气田中接近圆形的封闭边界地层及模式图

圆形、方形或是多边形的封闭不渗透边界，中心一口井，在东部地区复杂断块油田中并不鲜见；在一些岩性边界切割的砂岩储层中，也可以见到现场实例。对于其它存在不完全闭合不渗透边界的试井曲线，压力恢复曲线与压降曲线形态往往接近，而此时压力恢复曲线图与压降曲线图形态迥异。压降导数曲线后期呈单位斜率直线持续上升，而压力恢复曲线出现边界反映后，导数曲线骤降，迅速向0点跌落。接近圆形的封闭边界地层及模式图圆形、方形或是多边形的封闭不有限封闭边界地层不稳定试井曲线实测例

该井位于靖边气田西部边缘地带，打开局部发育的非主力产层马五4层。与靖边气田多数的测试井不同，该井压力恢复曲线与压降曲线形态完全不同，导数曲线在边界影响下不但不上翘反而下落。从不稳定试井曲线双对数图中清楚地看到有限封闭地层的特征，其压力导数在多次测试资料中，后期均显示急剧下降的特征，这在该地区的气井中是非常少见的。试采过程的压力历史也进一步证实，该井控制的含气区域是非常有限的，目前已衰竭停产。有限封闭边界地层不稳定试井曲线实测例该井位于靖边气田西部边长条形地层的线性流动图谱及试井模式图

由于平行的不渗透边界的限制，使区块内的流动长时间呈线性流，在不稳定试井曲线后期清楚体现。边界反映造成的线性流，使得导数曲线呈现为1/2斜率直线。与压裂裂缝形成的线性流不同，这种线性流出现在后期。线性流动线性流动长条形地层的线性流动图谱及试井模式图由于平行的不渗透边界的长条形边界加井底水力压裂裂缝的试井曲线模式图

两个线性流动之间，有时会出现拟径向流的过渡段。从只存在边界反映线性流模式图，过渡到同时存在压裂裂缝影响的线性流，有一个转换过程，图中显示了这种变化。在