试井评价技术课件

试井评价技术介绍油气井测试公司一、试井目的二、试井分类三、不稳定试井解释模型的建立四、不稳定试井分析方法五、特征曲线诊断分析六、实例分析内容一、试井目的

测试、试井作为勘探开发中唯一一种录取油气层动态资料的手段，具有探测范围大、录取信息准确、施工成本低等优点。通过试井可以解决：1、求取地层原始压力、地层物性参数、产层类型；2、提供措施依据，评价措施效果；3、了解油藏形状、落实边界性质；4、估算地质储量和单井控制储量；5、落实井的产能、建立产出（注入）能力方程，预测最大潜在流量，为油水井调产配注提供依据。

同时，在勘探开发的不同阶段，采取不同的试井方法，可以达到相应的目的：类别探井开发动态探边注水井井间试井类型地层测试单井单井单井多井目的产能、压力、、污染、产层类型等渗透率、污染、平均地层压力等供油面积、边界特征压力、污染、不同区域k/u、注水效果井间连通性、非均质和各向异性等二、试井分类试井分为产能试井和不稳定试井两大类。产能试井不稳定试井稳定试井等时试井改进的等时试井了解本井地层特性压恢试井压降试井注水试井中途测试确定井间地层特性干扰试井脉冲试井稳定试井

逐步改变井的工作制度，系统的测量每一个工作制度下的产量（油、气、水）、含砂量、气油比、井底稳定流动压力、井口油套压力，将录取到的资料绘制成“稳定试井曲线”，通过分析研究，确定井的合理工作制度，推算出油层渗透率、采油指数等参数。产能曲线不稳定试井

改变井的工作制度，以引起地层压力的重新分布，测量井底压力随时间的变化，结合产量等资料对压力随时间的变化规律进行分析，取得测试井和目的层在影响范围内的特性和参数。三、不稳定试井解释模型的建立试井解释模型通常由基本模型、内边界模型、外边界模型三部分组成：1、基本模型：

油藏在平面上是无限大；油藏上下均具有不渗透隔层；开井前整个油藏具有相同的压力，油藏模型可分为：均质油藏：具有一种孔隙介质；非均质油藏：具有多种孔隙介质2、内边界条件：井筒存储效应；表皮效应；水力压裂裂缝；斜井、水平井；打开不完善等3、外边界条件：无限大地层；不渗透边界（断层、尖灭）；恒压；斜井、水平井；打开不完善等井筒模型油藏模型外边界模型井储+表皮均匀裂缝流无限导流有限导流斜井水平井局部射开井(考虑变井筒储集)均质油藏双孔拟稳定流双孔板状流双孔球状流双渗油藏径向复合线性复合无限大一条断层滤失性断层圆形边界平行断层交叉断层（任意角度）矩形油藏2、数学模型：

（1）压降微分方程：井底压力变化表达式：（1）压恢微分方程：井底压力变化表达式：Pwftp1tp2tp3tp4Rwr1r2r3r4tp4tp3tp2tp1r压力扩散示意图3、问题讨论

（1）井筒储集效应油井刚开井或刚关井时，由于原油具有压缩性，尤其是在油气同出或气油比较大时，地面产量与井底产量并不相等。刚开井时，井口采出的原油完全是靠充满井筒的压缩原油的膨胀产出的，二此时井底产量为0，既还没有流体从地层向井筒流入。反之关井时将会出现与开井时相反的情况。这重现象称之为井筒储集效应，通常用井筒储集常数来描述：

当有下列原因时会引起井筒储集系数增大，影响试井评价：井筒中有自由气；封隔器不密蜂；井底有裂缝。对于非自喷采油井，由于液面不在井口将会使井筒储集系数非常大，严重影响对特征曲线的分析：通常井筒储集系数的一般范围为：对于井底关井：0.001m3/MPa对于井口关井：0.01m3/MPa液面上升情况：0.1m3/MPa（2）表皮效应和表皮因子在钻井和完井过程中，由于泥浆渗入等因素使得井眼附近地层渗透率下降，以及射孔过程中造成的井底不完善，或者措施改造、注水等施工都可以引起井底附近产生额外的压力降（增），这一效应称为“表皮效应”，衡量表皮效应大小的量为“表皮系数”。

序号评价参数符号损害正常改善备注1表皮系数S>0=0<0表征参数2附加压力降ΔPs>0=0<0过渡参数，用于DR计算3堵塞比DR>1=1<1DR=1/FE4流动效率FE<1=1>1

稳态表皮效应将表皮污染带视为0，表皮效应在井底附近无限薄层上产生一个附加压力降（增），如图：不稳态表皮效应不将表皮污染带视为0，因此在地层中存在两个区域：污染区（改造区）和非污染区，同时地层也将有两个不同的渗流率。此时表皮系数定义为：此重现象通常出现在泥浆侵入较深、注水井以及采取了酸化改造措施的井中。

通过试井评价，可以对井筒完善情况进行分析，获得表皮系数、污染（改善）半径等参数。但对于污染严重的井，由于其产生的附加压力降（增）ΔPs较大，如采用常规的测压方法，测取的压力将会出现一定偏差，只有当地层层面流量驱近于零，并且在井筒流体刚性压缩的条件下，ΔPs才趋近于零，此时阻流带不具阻流作用，只具备介质传压作用，则有Pw≈Pi。四、不稳定试井分析方法不稳定试井方法通常可分为两大类：常规试井分析方法现代试井分析方法Horner压降/压恢分析法MDH分析法MBH分析法Y函数分析法Gringarten典型曲线分析法Ramey,Agrwal典型曲线分析法Earlougher典型曲线分析法Mickinley典型曲线分析法Bourdet典型曲线分析法Gringarten典型曲线分析法图①第Ⅰ段为井筒储集效应段，双对数与导数合拢在一起，呈45°直线，斜率为1.0。②第Ⅱ段为过渡段，导数曲线出现峰值后向下倾斜，S值越大峰值越高，相应导数与双对数曲线在径向流段的开口距离越大。

③第Ⅲ段为径向流段，导数曲线的特征为水平线④第Ⅳ段为外边界反映段，a线为不渗透边界特征反映，b线为恒压边界特征反映。Horner压降/压恢分析法图

①径向流斜率与地层渗流参数之间的关系为：

②m′/m、β角与CDe2S之间的关系为m′/m越大，β角越接近90°，CDe2S越大，表皮系数越大；反之表皮系数越小。在CDe2S＞1条件下，一般1＜m′/m＜20，90°＜β＜180°。

③第Ⅳ段a′曲线的上翘幅度、回归斜率的大小，预示了不渗透边界的组合形状，线性边界（断层）a′回归斜率与径向流回归斜率之比为2.0。五、特征曲线诊断分析任何一个试井理论模型均包括基本模型、内边界模型和外边界模型，同样每一个特征曲线也包含上述三方面的信息：1、早期阶段2、无限作用径向流动阶段；3、外边界反映阶段（晚期阶段）1、早期阶段（1）变井筒储集（驼峰效应）驼峰效应的形成条件包括：1）地层具有中等或以上的渗透性；2）井筒中液体粘度应比较高，从而能够祈祷延缓气柱上升的时间；3）原油泡点压力较高，或者具有气夹层，使井底具有较多已分离的气体，进而发生明显的相态重新分布；4）井底具有较大的污染，也有助于驼峰的相成。特征曲线形态实测压力曲线形态实际井（2）无限传导及均匀流垂直裂缝地层

无限大均质地层，具有一条与井相交的垂直裂缝，长度为2Xf，裂缝具有无限大的渗透率，即裂缝具有无限传导性，或者垂直裂缝面的流量是均匀的。适用于原生均匀流裂缝井和水力压裂措施而形成的无限导流垂直裂缝井。①初期（a－b）段为线性流段，双对数、导数曲线呈1／2斜率平行线，井筒储集系数较大时，对该段曲线特征形态有一定的影响；②（a－b）段的双对数与导数间纵坐标方向距离为0.301对数周期；③（c－d）段为拟径向流段，导数曲线呈水平线。实际井：

双对数-导数图早期段（横坐标0.1小时以前）两条曲线纵坐标距离为0.301对数周期；中期段(0.1-2小时)呈“轨道形”平行上升，其斜率为0.5；晚期段略有上翘趋势，未出现明显的径向流动段，反映井筒附近裂缝连通范围有限，且基岩地层渗透性差。

（3）有限传导垂直裂缝地层

无限大均质地层，有一条与井相交的垂直裂缝，长度为2Xf，裂缝具有一定的渗透率（Kf），沿着裂缝存在压降，即裂缝具有有限传导性。适用于水力压裂、加砂支撑且粒度比适当而形成的有限导流垂直裂缝井。①早期（a－b）段为续流段；②（c－d）段为双线性流段，双对数、导数曲线呈平行“轨道”形状，斜率为1／4，两条曲线间纵坐标差为0.602对数周期；③（e－f）段为拟径向流动段，导数曲线呈水平线；太27井

压前双对数-导数曲线反映导数曲线峰值高、双对数-导数曲线开口大，说明地层渗透性差，且存在较严重污染。压裂后双对数-导数曲线反映在0.1～40小时区间导数与双对数曲线呈1/4斜率平行“轨道”形态变化，证实裂缝线性流动作用时间长，即压裂裂缝半长较大。打开程度系数：横向与纵向渗透率比：（4）地层部分射开

①（a－b）段为井筒储集效应段，双对数-导数呈45°直线。②（b－c）段为过渡段，导数曲线出现峰值后向下倾斜，峰值（H）的高低，取决于地层污染程度和hPD的大小，hPD越小，射孔打开程度越低，打开不完善造成的井壁阻力越大；地层污染程度对峰值（H）的影响参见第一节。③（c－d）段为球形流或半球形流反映段，导数曲线呈近似－0.5斜率直线下掉，Kr／Kz越小，产生球形流的时间越早，斜率越大，结束时间也越早，反之产生球形流的时间和结束时间越晚。④（d－e）为全层径向流动段，导数曲线呈水平线。特征描述：霍纳曲线图

双对数－导数曲线

实际井双对数-导数图上“叉把”部分为标准45°线，过渡段时间较长、近2个对数周期，并且横轴0.2-2刻度段导数曲线呈线性下掉，径向流段双对数与导数曲线开口较大，曲线整体形态反映射孔打开不完善特征。表皮系数偏大的主要原因是球形流附加压力降所致，并非地层污染堵塞因素，经理论模拟分析球形流附加表皮系数为3.28，总体表皮系数为4.05，相应堵塞比为1.58。2、中期阶段（1）均质地层特殊污染类型

1）高值污染实测压力历史曲线开井流压曲线平直，地层产出流体量少；关井压力恢复曲线呈“直角”形态。双对数-导数图中，导数曲线峰值高，且两条曲线开口大，为严重污染堵塞型曲线特征。此类地层一般采用酸化解堵措施即可见到明显效果2）深部污染实测压力历史曲线开井流压曲线平直，地层无流体产出，关井压力恢复曲线呈“S”型上升

双对数-导数图中井筒储集由大变小，早期斜率大于1，倾角大于45°，导数曲线跃升于双对数曲线之上，并与之交叉。此类地层常规酸化措施效果不明显，需采用酸压措施。

（2）双重介质地层，拟稳定窜流

存在两种渗透性介质：裂缝和基质。由于基质岩块不能直接向井内供液，故流动先从裂缝开始，逐渐向基质岩块波及。弹性储能比窜流系数油藏模型示意图

①第Ⅰ段续流段，裂缝内流体开始流动，基质尚未参与流动。②第Ⅱ段裂缝径向流断段，导数曲线出现水平段。③第Ⅲ段为过渡段，由于裂缝中压力降低，基质中流体开始向裂缝补充，缓和了裂缝中压力的下降，导数曲线出现下凹。④第Ⅳ段为总体径向流段，裂缝和基岩内流体共同参与压力的变化。在上述变化过程中，弹性储能比越大，导数曲线下凹越不明显，窜流系数越小，下凹段出现时间越完。通常一个好的双重介质油藏弹性储能比越大值为0.01左右，窜流系数为10-7至10-8数量级。

特征曲线图（2）双重渗透地层

地层系数比

弹性储能比（f－g）段为低渗透层径向流段，导数曲线为水平线，其在纵坐标轴向的位置受地层系数比（k）值的控制。（a－b－c）段为井筒储集影响段；（c－d）段为高渗透层径向流段，导数曲线呈水平线；（d－e）段为过渡段，也是高渗透层边界反映段，受ω、reD影响曲线形态有所不同；（3）复合油藏

rM——内区半径M1＞M2为内区渗流条件比外区好；M1＜M2为内区渗流条件比外区差。

（a－b－c）段为续流段；（c－d）段为内区径向流段，呈水平线；（d－e）段为内外区压力响应过渡段，当M1＞M2时（d－e）段上翘，当M1＜M2时（d－e）段下掉（转注井中较多）；（e－f）段为外区径向流动段。实际井

双对数-导数图中导数曲线在径向流动段之后出现上翘变化，结合压力衰减因素，判断该层具备径向复合油藏特征，经理论模拟分析，径向复合半径为22.1m，内区流度大于外区流度，其流度比(Mc)为2.05。外区地层流度（K/μ）2为12.80×10－3μm2/mPa.s，仍属中等偏低渗流条件。3、晚期阶段曲线晚期阶段形状主要受油气藏外边界的影响，主要影响因素有：1）存在断层或油层尖灭等不渗透边界；2）有边水或注入水形成的定压边界；3）油层存在有气顶或底水；4）气层具有边底水；5）平面上分布有不同性质的流体。上述因素既可能单独存在，也可能组合形成复杂的外边界情况。（1）一条不渗透边界

非对称边界（2）夹角断层边界

夹角越小，上翘幅度越大（3）平行断层边界

拟线性流1/2斜率（4）不渗透封闭边界

压力降落压力恢复特征曲线（5）组合边界

不渗透边界于恒压边界组合：楚28井六、实例分析（巴42井探边测试综合评价）

巴42井位于巴38断块低部位，该断块位于巴音都兰凹陷南次洼东部断阶带巴7井西部，是巴7西鼻状构造的一部分，与宝力格油藏巴19井区以一鞍部相隔，二者为同一扇三角州体系沉积的两个