庄慧农老师的现代试井分析(新)

交流内容：试井基本原理和现代试井分析（ppt）不稳定试井资料的图版分析方法及手工演练特殊岩性气田的气藏动态描述方法（ppt）气井产能试井方法及动态产能的确定（ppt）干扰试井和脉冲试井方法及现场实测例（ppt）水平井试井分析和水平井开发气藏的动态描述研究（ppt）试采气井的试井设计方法（ppt）试井基本原理

和现代试井分析

（专业版）

庄惠农

中石油勘探开发研究院

2007.3试井工程◆试井的英文名称是WellTesting,是以渗流力学为理论基础，通过测量和分析井下压力与产量的关系，研究油气水井参数，从而对储层静态特征作出描述，并对油气水井动态作出预测的工程方法；◆广义的试井泛指与油气水井动态有关的施工项目，诸如测试井底压力、井底温度、测液面、探砂面、井底取样、测示功图、测分层参数等等内容；◆狭义的试井特指稳定试井、不稳定试井等与油气在地层内渗流有关的研究分析项目；◆“现代试井”则是对于20世纪70年代以来不稳定试井测试分析方法的统称。试井工程的发展历史◆试井作为一个工程项目，几乎与油气田开发同时成长；◆20世纪20年代为了了解油井生产过程中的衰竭状态，开发了测量井下最高压力的仪表及液面探测仪，用于油水井动态监测；◆30年代已有10种机械式压力计投入现场使用，推动了物质平衡方法研究油藏剩余动储量的成功应用；◆40－50年代发明了不稳定压力分析的半对数（单对数）方法，可以通过短时间测试的压力恢复曲线推算地层压力，计算分析地层参数和完井参数，成为不稳定试井分析的首次突破；◆70年代发明了压力双对数图版拟合分析方法，生产了高精度电子压力计系统，高质量录取井底压力，推动试井工程快速发展；◆80年代发明了压力导数图版，编制了试井解释软件，形成了现代试井分析的基本方法。现代试井◆“现代试井”的名称最早出现于20世纪90年代初，泛指新一代的试井资料录取和分析方法，至今已被应用了十多年；◆现代试井包含并体现了当今科学技术发展的多项内涵；◆应用最新微电子技术制作的数字式井下电子压力计系统，录取井下压力/温度数据，压力测量精度达到0.02%FS，分辨率达到0.01psi（0.00007MPa），数据录取间隔缩短到1s，一次可取得106个数据点，存储在电子文档上；◆以图版法为中心的整套拟合分析方法，可针对各种类型的、包含各种复杂边界条件的地层，适用于各类完井条件的油气井，不但可以对储层及井作出全面的描述，并可对于油气水井未来动态作出预测；◆用完善的计算机解释软件，包括最新发展的数值试井软件，实现分析过程的程序化，可对储层作出尽量写真式的描述，保证了解释的精度，提高了解释的速度，实现了单靠手工作业无法完成的分析工作。地球物理地质和测井试井（包含PVT取样分析、生产测井等测试项目）经过地震资料解释做出构造图，形成地球物理模型经过测井解释和地质研究区分出油、气、水层形成地层的地质模型经过试井软件解释得到地层动态模型气藏工程研究经济评价研究钻采工艺研究制订油气田开发方案地面工程研究气藏地质和动态资料的录取及分析试井、物探和测井组成油、气田研究的三大支柱技术气藏物探、测井、地质资料的归纳分析提供气井渗流过程地质模型气井关井压力恢复试井资料录取压力恢复试井曲线解释初步建立气井动态模型规范产能试井测试分析研究建立初始产能方程推算初始无阻流量通过试采压力历史拟合检验完善气井动态模型气井动态模型追踪分析验证、完善气井动态模型，进行气井动态预测试采井产量压力历史资料录取分析录取气井初始的稳定产能点建立稳定点产能二项式方程、推算初始无阻流量、画初始IPR曲线图核实初始产能方程建立动态产能方程、推算动态无阻流量、动态地层压力、动态IPR曲线、研究产能衰减计算气井供给边界地层压力录取生产过程中动态的稳定生产点提供气井生产过程动态平均地层压力气井初始地层压力测试分析生产过程气井关井静压力测试分析生产过程地层压力分析，确定单井动态储量和地层压力分区特征气井和气藏的动态描述研究动态模型研究气井产能研究压力分布研究以气井产能评价为核心内容的气藏动态描述研究流程示意框图气藏地质研究试井研究内容示意图解正问题解反问题具体的地层（地层1，地层2，…）从地质角度对地层分类从渗流力学角度归纳成大类建立试井模型物理模型数学模型解数学方程式做物理模拟实验画出压力/时间模拟变化曲线图笛卡坐标图，单对数坐标图，双对数坐标图最终提供地层参数和动态模型通过压力历史拟合检验确认属于何种类型地层通过试井软件解释计算模型参数通过图形分析判断属于何种试井模型并作出参数量级估算油田现场测得压力/时间变化曲线画成笛卡、单对数及双对数图重复解释

油气井试井是涉及面广泛的系统工程针对油气藏和油气井研究的严密的测试设计；应用高精度的仪器设备进行现场测试，压力计精度0.02％FS,分辨率0.00007MPa,在井下高温高压条件下连续记录、存储数十万个压力数据点；测试过程中要求油气井配合测试进程反复地开关井，准确计量油气产量，并处理好产出的油气；以复杂油气藏为背景的渗流力学理论和方法的研究；以解数理方程中的反问题为基础的试井解释软件；结合地质、物探、测井及工艺措施的资料综合分析。油气井试井研究

贯穿于油气田勘探开发全过程勘探井的试井评价油气田开发准备阶段的试井评价

—产能试井、压力恢复试井、干扰试井、动储量评估试井油气田开发中后期的动态分析试井针对特殊问题的试井试井研究贯穿于油气田勘探开发全过程★——必须实施的项目；☆——可能实施的项目；■——必须使用的参数；□——可能使用的参数不断充实发展的现代试井分析方法发展了以图版法为中心的现代试井分析方法，针对不同类型地层作出不同样式的图版，从而更细化和更为写真地实现了对于储层特征的描述；图版内容由画在双对数坐标中的压力和压力导数曲线组成，变换参数组合后，演化出上千种不同的图版；特别是压力导数图版，更为敏感地显现出近井地带油气层参数特征；用长时间油气井生产过程的压力历史拟合检验，修改和完善对于储层模型边界特征的认识，尽量排除解反问题时的多解性的困扰，从而达到对于储层模型的完整的描述，并可以实现对于井控动储量的评价；数值试井分析方法的发展和数值试井解释软件的应用，对于储层在平面上非均质特征的描述更为写真，而且使试井解释从单个的油气水井，进入到共处同一个渗流空间时的多井试井解释，充分考虑井间干扰的影响。油气井稳定试井分析改变几个不同的工作制度（调节不同的油嘴），使油气井呈现不同的产量值，每种工作制度下延续一段生产时间，使产量基本达到稳定；在每个工作制度下测量井底流动压力的变化，延续一段时间后，井底流动压力也可以基本趋于稳定；当产量和井底流动压力均达到基本稳定时，记录一个“测点值”；3-4个测点可以组成一次“稳定试井”测试，对于油井来说常称之为“系统试井”，对于气井来说，称之为“回压试井”；从油井的系统试井分析，可求得油井的“采油指数Jo”和“地层流动系数Kh/μ”;从气井的回压试井，可以求得气井的“无阻流量qAOF”和IPR曲线。油气井稳定试井曲线示意图油气井不稳定试井分析在油气井开井投产、关井停产或改变产量（注入量）过程中，连续监测井底压力的变化－－开井流动压力下的压降曲线，关井压力恢复曲线，并从中分析井附近地层参数；不稳定试井有多种类型：压降试井(drawdowntest)压力恢复试井(builduptest)变产量试井(multiple-ratetest)注入/压降试井(injectivityandfallofftest)干扰试井(interferencetest)脉冲试井(pulsetest)探边试井(reservoir-limittest)钻井中途测试（DST）(drillstemtest)段塞测试(plugtest)开井压降试井开井压降曲线是油气井开井生产过程中的井底压力下降过程变化曲线，最能体现各种不同类型地层的压力走势特征；所有各种类型地层的不稳定试井解释图版都是根据渗流力学方程对应压降曲线段的数学解制作出的；针对压力恢复试井曲线解释取得的储层模型，一定要通过开井生产压降段压力历史拟合检验，符合一致的才可确认模型的正确性，否则必须对模型加以修改；现场实测的压降试井曲线，其数值受产量不稳定的影响而出现波动，从而扭曲了压力导数形态，这是造成压降曲线分析解释在运作时出现困难的主要原因。关井压力恢复试井关井压力恢复曲线是不稳定试井分析中应用最多的一种测试曲线段；由于油气井关井后产量很快变为0，消除了由于产量波动对实测井底压力造成的影响，减少了解释地层参数时软件操作上的难度；压力恢复曲线形态受关井前整个生产过程产量变化的干扰，从而对于解释结果造成影响，而且在解释过程中使用了根据开井压降段制作的图版，必须进行一定的校正；关井过程的早期段曲线往往还存在着井储及井筒相变的影响，井筒相变常常来自于凝析气的反凝析作用，液体在井筒中的分离作用，等等。变产量试井对于不具备关井条件的油气井，可以采取变产量试井的方法进行储层研究；变产量试井相当于以部分产量开井或关井，其分析方法与开井压降或关井压力恢复试井类似；试井解释取得的储层模型同样要通过整个生产过程压力历史拟合检验，符合一致的可确认模型的正确性，否则必须对模型加以修改；现场实测的变产量试井曲线同样受产量不稳定的影响而出现波动，从而扭曲了压力导数曲线形态，造成分析解释运作过程出现困难。注入/压降试井对于不能自喷的油水井，可以采取先从井口注入流体，然后关井测压降曲线的方法进行储层研究；对于油田开发中应用的注水井，投产前的煤层气井，工程地质研究井，压裂过程施工井等均可应用；注入压降试井的注入过程，应以不压裂地层为好，如果注入过程井底出现压裂裂缝，会使解释模型在不同阶段发生变化，增加了解释难度；井间干扰试井在两口井组成的井对中进行测试：A井为激动井，在测试过程中改变工作制度，B井为观测井，下入高精度的井下压力计，记录从A井传播过来的干扰压力变化；干扰试井井组可以由多个井对组成，交替进行测试；干扰试井录取到的压力变化，携带了A、B井之间有关储层的大量信息，例如判断井间地层是否连通的信息，井间渗透率参数值的信息，井间的双重介质参数值的信息，井组附近不渗透边界距离的信息等；井间脉冲试井与干扰试井一样由两口井组成一个脉冲试井井对：A井为激动井，在测试过程中至少改变3次工作制度；B井为观测井，下入高精度的井下压力计，记录从A井传播过来的脉冲压力变化。脉冲试井井组也可以由多个井对组成。脉冲试井录取到的压力变化，同样携带了A、B井之间有关储层的信息，例如井间地层是否连通，渗透率值等参数的大小等等。脉冲试井相对于井间干扰试井，施工难度更大，资料分析更困难，目前只有针对均质地层的特征点图版可供使用。下入座封开井产油关井DST测试施工过程示意图液垫液垫液垫液垫液垫DST测试分析DST测试是在使用专用的测试工具条件下录取的开、关井过程不稳定压力；开井测试过程中，井筒内的液面一直处于不断上升的变液面状态下，井底流动压力不断上升，产量不断下降，有别于常规的压降或压力恢复；从测试曲线中可以判断被测井是否已形成自喷，井底是否在钻井完井中受到严重伤害，地层渗透性类别，地层能量的大小等；对于尚未形成自喷的油气井DST测试资料，应使用段塞流图版解释。油气井探边试井分析用试井资料研究储层边界分布、边界距离和井控面积的一种方法。探边试井有两种含义：一种是马修斯和拉赛尔的试井专著《油层压力恢复和油气井测试》中描述的方法。它是用油气井长期生产情况下的拟稳态压降曲线，推算定容油气藏动储量的方法；另一种是现代试井分析提供的方法，通过不稳定试井曲线分析，判断边界的存在和性质。典型的不稳定试井曲线边界显示模式图如下：单一直线边界条带形边界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）。其它的特殊分析图：续流段的笛卡坐标分析图，线性流的分析图，双线性流的分析图，重整压力分析图，积分压力分析图等。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能波及到范围内的相关地层参数，目前仍然不断有新的图版产生。开井生产关井压力恢复自喷生产井开关井过程图油气井压力史和产量史对应关系示意图产能测试产量变化曲线关井压力恢复曲线开井生产段压降曲线油气井压力/产量历史图的作用和前处理压力历史图包含了一口油（气）井生产过程的全部信息，例如：井附近储层参数的信息，产能信息，完井状态信息，邻近井对本井压力干扰的信息，储层边界方面的信息，生产井控制的有效动储量信息等等，只有在试井分析中得到的理论模型预测压力与现场实测压力拟合一致，才能确认解释结果的可靠性；现场原始实测资料须在进行分析前进行“前处理”，前处理包含内容：对于未能下入井底录取的压力资料，折算到井底产层部位；

调准井下记录时间使之与地面记录时间，特别是产量记录时间一致；多次下入压力计取得的监测记录时间首尾应彼此衔接；删去起下压力计过程的数据；筛选、删简测点数量；进行测试资料评价分析，简称“测评分析”。油气井压力/产量历史资料的测评分析压力历史图中还可能包含许多异常现象，这主要指测试期间由于不当的工艺条件引起的压力异常表现，区分出这些数据段，并找出引起的原因，进行必要的修正，或舍弃异常数据，称之为测评分析。例如：每一次下入压力计测压，其起始和结尾记录了压力计起下过程数据，应从分析数据段中删去；某些型号的压力计刚下到预定深度时，存在温度平衡过程，其数据存在偏差；关井测恢复压力期间，由于井口漏失造成压力的突然下降；气井开井生产期间由于水化物生成造成的产量突然下降，同时井底流压突然上升；气井关井后井底积液液面上升引起的压力恢复曲线下倾；关井后井底积液，再一次开井时压降曲线出现突降的尖峰；DST测试工具封隔器失效，循环阀非正常打开等意外故障引起的压力异常；压力变化与产量变化时间不同步，或相位不同，或量值不成比例；邻近井作业影响，造成井底压力波动；等等。油气井压力资料测评分析举例压力半对数(单对数)分析图最早出现于20世纪50年代，这种图有多种画法，目前常用的类型有：用于压力恢复曲线分析的Horner（赫诺）图；用于压力恢复曲线分析的MDH图，作者是Miller（米勒）,Dyes（戴斯）和Hutchinson（霍琴森）；用于压降曲线分析的压降分析图；用于多次开关井后的压降或压力恢复分析的叠加函数图；半对数图的纵坐标一般是压力，横坐标是取过对数的时间，例如MDH图的logt，Horner图的log((tp+Δt)/Δt)，叠加函数图的SUPF等。压力半对数图在试井解释过程初期参与模型诊断，求出模型参数的初值；试井解释过程后期参与模型检验。模型诊断过程中，利用半对数图的径向流直线段斜率m，计算井附近地层渗透率K等参数和完井表皮系数S，推算地层压力p＊。压力半对数(单对数)图分析油气井不稳定试井压力半对数(单对数)分析图举例MDH压降赫诺叠加函数均质地层压力恢复曲线单对数图计算储层参数径向流直线段斜率m

续流段径向流段利用压力恢复曲线径向流直线段的斜率计算气层渗透率和气井表皮系数◆利用径向流直线段斜率m计算渗透率K

◆利用斜率m计算表皮系数S

拟压力形式：拟压力形式：压力平方形式：压力平方形式：均质地层的单对数图形特征

压力恢复曲线Horner图续流段径向流段边界反映段1Horner时间，(tp+Δt)/Δt

压力，

p

30405060708010102105103104径向流直线段斜率m

均质地层的单对数图形特征

压力恢复曲线Horner图(时间坐标反转)续流段径向流段边界反映段1Horner时间，(tp+Δt)/Δt

压力，

p

30405060708010102105103104径向流直线段斜率m

均质地层的单对数图形特征

压力恢复曲线叠加函数图1续流段径向流段边界反映段时间叠加函数，SUPF压力，

p

3040506070805001000250015002000径向流直线段斜率m

均质地层的单对数图形特征

压力降落曲线单对数图10-3时间，Δt

压力，

p

30405060708010-210-1110102续流段径向流段边界反映段径向流直线段斜率m

气井试井半对数（单对数）图坐标表达式比较表利用压力半对数(单对数)分析图进行模型检验双对数图版分析是现代试井（ModernWelltest）的核心分析方法。自20世纪70年代以来，国际石油业界发明了图版分析方法，代表作者是：Ramey,Gringarten,Bourdet,Agarwal,Cinco-Ley,Eorlougher，

Deruyck等人，以此为基础，逐渐形成了现代试井分析方法。图版的特征充分反映了储层动态模型的特征，每一种已被地质家认识和描述的储层结构和完井条件，都有一种相应的格式化的储层动态模型，并产生适用的试井解释图版。常见的试井解释图版有：均质地层解释图版；双重介质地层解释图版；水力压裂井解释图版；水平井解释图版；具有边界地层解释图版；干扰试井解释图版；等等。压力和压力导数双对数图版分析试井解释图版举例1均质地层压力图版均质地层压裂井压力图版均质地层压力加导数图版双重介质地层压力加导数图版试井解释图版举例2双重介质地层不稳定流压力图版双重介质不稳定流干扰试井压力图版双重介质拟稳定流干扰试井压力图版双重介质地层拟稳定流压力图版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。试井解释图版的特点1一渗流特征性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现代试井针对解正问题的理论研究中，相当多的研究力量不断进行新的试井模型的研究。每一种新的储层类型一旦被地质家发现，并在现场中钻遇对应的油气井，马上就会设计出相应的数学模型，做出适用的试井解释图版：针对均匀分布的砂岩地层，做出了均质地层图版；针对裂缝性灰岩地层，做出了双重孔隙介质图版；针对河流相沉积地层中曲流河道地层，做出了矩形封闭地层图版；针对具有非均质变化的地层，设计了复合地层图版；针对多层地层设计了双渗、多渗试井解释图版针对存在不渗透边界地层，设计了具有各种边界影响图版；等等。每一种新的钻井完井方式出现，设计出相应的图版。例如：针对水力压裂井、水平井、多分支井、部分射开井等，均设计有相应的图版。数值试井方法的出现和数值试井软件的应用，使试井解释图版与地质模型间的对照性逐渐趋向于写真式的应用。试井解释图版的特点2一地质对照性实测不稳定压力变化反映了压降漏斗产生和形成的过程，依照时间顺序，先后扫描了由近井地带到远井地带的不同储层区域，携带了反映这些区域储层结构的全部信息；相应的图版也是针对格式化后的储层条件制作的；实测曲线与图版曲线作全程拟合，前后连贯一致，可以确认从井底条件到井附近地层、再到外围地层、直到地层边界的完整的模型特征；相对于一些早期的方法，往往只是求取地层的某一项参数，忽略了其它参数，以及参数之间的相互影响。例如：半对数直线法仅仅用来求井附近渗透率K和表皮系数S；Y函数法仅仅了解近井不渗透边界距离；Masket法用来了解平均地层压力；等等。试井解释图版的特点3一全程一惯性图版拟合分析方法的理论基础图版曲线与实测曲线在对数坐标中形状一致、坐标值差常数图版曲线的坐标：纵坐标pD、pD'，横坐标tD/CD，表达为：

从公式中看到，同样的地层，同样的储层模型，画出它们的不稳定压力曲线时，不论在无因次坐标(pD～tD∕CD)下的图版曲线，或是在有因次坐标(Δψ～Δt)下的实测曲线，在双对数图中的形态是完全相同的，差别在于在纵坐标方向移动常数A，在横坐标方向移动常数B。

公式双方求对数后表达为：具有井储和表皮影响的均质地层压力双对数图（Gringarten和Bourdet图版）压力和压力导数，

pD

、

pD′

时间，tD/CD

压力压力导数实测曲线－－坐标为有因次的值：压力和压力导数－MPa时间－h图版拟合分析方法图版曲线－－坐标为无因次量：压力－pD、pD'时间-tD/CD图版拟合过程示意图进行图版拟合，确定拟合点M实测曲线图版曲线压力压力导数拟合点MpD

tD/CD

把实测数据点点在刻度与图版一致的透明双对数坐标纸上，并且连成曲线；把实测曲线与选择好的图版相重叠，沿水平方向和垂直方向相对移动，直到实测曲线与图版曲线族中的某一条线完全重合，记下这一条图版曲线的图形参数(CDe2S)M；在拟合后的重叠图面上选择一个拟合点M，读出M点在实测曲线图上的坐标和图版上的坐标；

M点在实测曲线图上的坐标是：

油井－－(Δp

)M

,(Δt)M气井－－(Δψ

)M

,(Δt

)M

M点在图版上的坐标是：(pD)M

，(tD/CD)M

；代入公式计算地层渗透率K、表皮系数S

和井筒储集系数C。图版拟合分析计算参数过程用拟合点值计算参数表达式（对于油井）◆

用压力坐标拟合值计算渗透率K◆

用时间坐标拟合值计算井储系数C◆用图版拟合曲线参数CDe2S

计算表皮系数S用拟合点值计算参数表达式（对于气井）◆

用压力坐标拟合值计算渗透率K◆

用时间坐标拟合值计算井储系数C◆用图版拟合曲线参数CDe2S

计算表皮系数S一些常用的双对数图版压力/时间坐标及参变量表达式常用的双对数图版1－格林加登和布迪均质地层图版均质地层图版是试井分析中最经常使用的一种图版；图版横坐标是无因次时间tD/CD，纵坐标是无因次压力pD和无因次压力导数pD′；压力导数pD′的表达式：；图版由多条曲线组成，标识曲线族的参变量是CDe2S；通过图版拟合，可以求得储层的渗透率K、表皮系数S和井储系数C。常用的双对数图版2－雷米和阿格沃尔均质地层图版图版横坐标是无因次时间tD，纵坐标是无因次压力pD；图版分别以S和C为参变量，清楚表明了表皮系数和井储系数对于曲线形态的影响，因次常常被引用来进行曲线形态分析；曲线布满了图面，形状彼此相近，增加了拟合过程中选值的不确定性，因而目前试井解释软件中较少应用；这种图版是针对单井不稳定试井最早开发研制的图版，相关论文刊载于1970年的SPEJ杂志上；常用的双对数图版3－双重介质地层压力图版这种图版由布迪等人研制，发表于1982年的世界石油杂志上。图版横坐标是无因次时间tD/CD，纵坐标是无因次压力pD。图版曲线分为2族，一族为裂缝和总系统的均质流部分，标志的参数为CDe2S；另一族为过渡流部分，标志的参数是λe-2S。实测曲线第1段为裂缝流段，与均质流图版拟合；第2段为过渡流段，与过渡流图版拟合；第3段为总系统流段，再一次与均质流图版拟合。通过图版拟合求得的参数有：Kf，S，C，ω，λ等。常用的双对数图版4－双重介质地层压力导数图版CDe2S这种图版由布迪等人研制，发表于1983年的SPE杂志上。图版横坐标是无因次时间tD/CD，纵坐标是无因次压力导数pD′。图版曲线分为2族，一族为裂缝和总系统的均质流压力导数曲线，标志的参数为CDe2S；另一族为过渡流压力导数曲线，标志的参数是λCD/ω(1-ω)(图版曲线下降段)和λCD/

(1-ω)(图版曲线上升段)。实测曲线与图版拟合时，第1段为裂缝流，与均质流导数图版拟合；第2段为过渡流段，其前半部分与下降段图版拟合，后半部分与上升段图版拟合；第3段为总系统流段，再一次与均质流图版拟合。通过图版拟合求得的参数有：Kf，S，C，ω，λ等。常用的双对数图版5－均质地层干扰试井图版这种图版是试井分析中最早出现的双对数图版，相关论文由Mueller于1965年发表在JPT杂志上，之后一直被广泛应用。图版横坐标是无因次时间tD/rD2，纵坐标是无因次压力pD。该图版用不稳定压力传播的指数积分函数(Ei函数)

制作，应用于均质无限大地层干扰试井分析。通过图版拟合可以求得井间地层的参数：流动系数Kh/μ，地层渗透率K，弹性储能参数φCt

h，或导压系数K/φμCt等。常用的双对数图版6－双重介质地层干扰试井德里克图版这种图版应用于双重孔隙介质地层的干扰试井资料分析，由德里克等人开发应用，发表于SPE年会论文集(SPE11025)。图版横坐标是无因次时间tD/rD2，纵坐标是无因次压力pD。图版曲线分为2族，一族为裂缝和总系统的均质流压力图版曲线，标志的参数为ω；另一族为过渡流压力图版曲线，标志的参数是λrD2

。实测曲线第1段为裂缝流段，与均质流图版拟合；第2段为过渡流段，与过渡流图版拟合；第3段为总系统流段，再一次与均质流图版拟合。通过图版拟合求得的参数有：裂缝渗透率Kf，储能参数(φCth)，弹性储能比ω，窜流系数λ等。常用的双对数图版7－双重介质地层干扰试井庄－朱图版这种图版开发于1982年，并立即应用于潜山型双重孔隙介质灰岩地层的现场干扰试井资料分析；正式发表于1986年7月的中国石油学报(第七卷第三期)。图版横坐标是无因次时间tD/rD2

，纵坐标是无因次压力pD。与德里克的图版不同，这种图版把均质流与过渡流融为一体，形成前后完整的曲线，显示从裂缝均质流到过渡流再到总系统均质流的完整的变化过程

,曲线族中每条曲线带有参变量(ω,λrD2)。通过图版拟合求得的参数有：裂缝渗透率Kf，储能参数(φCth)，弹性储能比ω，窜流系数λ等。常用的双对数图版8－双重介质地层干扰试井导数图版这种图版横坐标是无因次时间tD/rD2

，纵坐标是无因次压力导数pD'，它常常与干扰压力图版配合使用。从图版曲线看到，导数曲线在过渡流段明显出现向下凹的区段，ω植越小，下凹深度越深，清楚显现双重介质特征。曲线族中每条曲线带有参变量(ω,λrD2)。通过图版拟合求得的参数有：裂缝渗透率Kf，储能参数(φCth)，弹性储能比ω，窜流系数λ等。常用的双对数图版9－无限导流、均匀流垂直裂缝井图版当加入的支撑砂分选较好时，产生的压裂裂缝具有较储层高得多的渗透率，形成所谓无限导流裂缝；单位裂缝面流量相同时称为均匀流。图版早期段具有明显的1/2斜率直线段，成为这类曲线的主要特征。通过图版拟合，可以求得地层渗透率K、压裂裂缝半长Xf，裂缝表皮系数Sf

等参数。这种图版针对均质地层内具有无限导流或均匀流垂直裂缝的水力压裂井试井解释应用，由Gringarten等人开发研制。图版横坐标是无因次时间tDXf，纵坐标是无因次压力pD。常用的双对数图版10－有限导流垂直裂缝井图版这种图版针对均质地层内具有有限导流垂直裂缝的水力压裂井试井解释应用。图版横坐标是无因次时间tDXf·FCD2，纵坐标是无因次压力pD·FCD2。当加入的支撑砂形成的压裂裂缝内渗透率与地层渗透率在同一数量级时，形成所谓有限导流裂缝。图版早期段具有明显的1/4斜率直线段，有时向1/2斜率转换。通过图版拟合，可以求得地层渗透率K、压裂裂缝半长Xf，裂缝表皮系数Sf

以及裂缝导流能力FCD等参数。常用的双对数图版11－麦金利图版图版的参变量是：通过图版拟合，可以求得储层的渗透率K和井储系数C。这种图版在1971年发表后曾一度被广泛采用，但目前应用较少，一般的试井解释软件中也很少采纳。这种图版虽然也是一种双对数图版，但它与前面介绍的图版格式不同，未采用无因次化的压力和时间坐标，因此坐标刻度受单位制影响而不同。图版制作存在井储影响，但认为表皮系数S=0，同时假定边界压力p|r=2000rw=常数。常用的双对数图版12－段塞流图版这种图版专门用于DST测试资料分析，针对未能形成自喷的低产井。在液面尚未到达井口即停止了流动，形成所谓的“段塞流”；或者当液面上升过程中，关闭了DST井下关井阀，在开井段也会形成段塞流。段塞流在流动过程中产量是不断降低的，不能应用通常的不稳定试井解释图版，从而开发了专门的解释图版。通过图版拟合可以求得储层的渗透率K、表皮系数S和井储系数C。某些专门针对DST测试的试井解释软件中予以采纳。段塞流图版由雷米等人研制，发表于1975年的SPE杂志上。图版横坐标是无因次时间tD/CD，纵坐标是无因次压力pDR，参变量CDe2S

。重整压力图版重整压力的英文名称是“Normalizedpressure”,它是于20世纪80年代末到90年代初，由Agarwal，Yeh，Onur，Duong及Reynolds

等人首先开发应用的。在90年代上半叶曾引起一些研究人员注意，发表了大量的文章，制作了各式各样的类似图版，并曾认为可以取代以往的图版。这类图版虽然形式很多，名称各异，但通常的做法是把压力、压力导数和时间重新组合后，形成新的纵坐标变量和横坐标变量，从而使图版形成了新的样式和新的特点。纵坐标重整压力pDG常表示为：横坐标重整时间表达形式很多，例如：

tD/CD，tDG/CD，tD/CDE，tDXfG

，tDXfG·FCD

，等等。通过十多年的实践逐渐了解到，重整压力图版没有为油气层研究提供新的认识，操作起来较为麻烦，因而很少为试井解释软件采纳。

刘能强教授在1996年出版的《实用现代试井解释方法》第三版中，曾应用重整压力图版分析水平井流动特征，但在2003年的第四版中由于其实用性不强，删去了这一部分内容。重整压力图版坐标构成及特征列表-1重整压力图版坐标构成及特征列表-2重整压力典型图版1–Yeh均质地层图版该图版由Yeh和Agarwal等人研制，发表于SPE会议论文集－SPE17567。图版横坐标是无因次时间tDG/CD，纵坐标是无因次压力pDG，参变量CDe2S

。这种图版改变了常用的均质地层图版形态，把斜率为1的续流段直线段缩成坐标为（0.5,0.5）的一个点，使得拟合过程更为简单。曲线的后半部分逐渐与原有的均质地层图版接近。该图版在与实测曲线拟合时，只做水平方向移动，从拟合点求得井储系数C和表皮系数S，但不能求出地层渗透率值。地层渗透率值要与另一种由Duong

开发的图版结合应用。重整压力典型图版2-Duong均质地层图版该图版由Duong等人研制开发，发表于SPE年会论文集,论文编号SPE16812。图版横坐标是无因次时间tD/CD，纵坐标是无因次压力pDG，参变量CDe2S

。这种图版改变了常用的均质地层图版形态，把斜率为1的续流段直线段改变成pDG=0.5的水平线，从水平线过渡到径向流段曲线时，CDe2S

值越高，曲线位置越低，形成交叉。曲线的后半部分在虚线以后逐渐与原有的均质地层图版重合。从拟合点求得地层渗透率K，但井储系数C和表皮系数S值要从Yeh图版求得。重整压力典型图版3–无限导流垂直裂缝图版该图版针对具有无限导流垂直裂缝井制作。图版横坐标是无因次时间tDXfG，纵坐标是无因次压力pDG，参变量CDf。这种图版改变了常用的均质地层图版形态，续流段从E点开始，E点坐标是（CDf/2，0.5）。经水平移动拟合后，由拟合点M1，通过公式计算可以求出压裂裂缝半长Xf。要从其它类型图版的拟合点求地层渗透率K。积分压力图版积分压力图版是针对早年用机械式压力计录取的低精度压力资料分析而研制的。图版纵坐标：

横坐标：tD/CD，参变量：CDe2S。该图版从形态上看与通常的均质地层图版相近，续流段表现为斜率为1的直线，压力导数后期变为纵坐标0.5的水平直线。但是与均质地层图版不同的是：斜率1的续流段直线向右移动；导数水平线起点与径向流段的起点也并不对应，而是向右移动，出现了“扩散”特征，失去了对径向流段的判断功能。由于求积分过程使压力转化为均值压力，抹平了压力跳动的同时，也使压力本身产生某种失真，这对于目前录取的高精度压力资料分析是有害无益的。从拟合点求得地层渗透率K，井储系数C和表皮系数S。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。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-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。平面径向流示意图是否存在径向流段的分界线

CDe2S

－－形状参数，Kh/μC－－位置截取参数，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)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：

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)。国内某些以双重介质为地质目标进行开发的气田，出现了一定程度的失误，究其原因，多是由于地质家单纯从静态角度认识发育裂缝的地层，采用岩芯统计方法或结合测井识别方法计算所谓“双重介质储量”，又用双重介质数模软件制订开发方案，并未从动态角度了解地层是否显示双重介质特征，最终导致开发效果与预期结果相去甚远。双重介质单元体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。双重介质气田的高产和稳产一些地质家习惯于把裂缝性碳酸盐岩气田归纳为双重介质气田。恰巧钻遇大缝大洞的试气探井，常常会表现为初期高产，日产量有时可达到数百万方或者更高。被这一现象所鼓舞，计划人员对于气田的期望值会层层升温，进一步助长了地质家计算储量时向高值靠拢的意向。

高产的原因是由于大裂缝与井筒直接连通，以及缝、洞中存储着一定数量的天然气。

在潜山型碳酸盐岩气藏中的气井，投入生产后往往遇到严峻的稳产问题，原因是大缝大洞以外并没有足够多的基质孔隙空间储存有天然气，难以保证天然气向气井的后续供应。人们习惯于用对待均质砂岩地层的方式对待气井高产与稳产的关系，甚至在方案设计配产时，沿袭使用(1/4~1/5)qAOF的稳产指标，难以接受初期高产与迅速衰减的产量之间存在的巨大反差。只有实事求是地理解双重介质地层的存在及流动特征，才能合理处理这类裂缝性气田的开发问题。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。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。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。均质地层水力压裂井的试井解释低渗透砂岩地层中的气井，常常采取加砂水力压裂改造方式开采。深井的加砂压裂一般产生垂直于地层平面的裂缝，浅井则一般会产生水平压裂裂缝。加入的支撑砂分选较好时，裂缝中导流能力高，形成所谓“无限导流裂缝”，此时标志裂缝导流能力的系数FCD值数值较高，例如FCD=500；有时FCD值较小，例如FCD

＝5，则称这种裂缝为有限导流裂缝。

天然裂缝性地层被酸化改造后，井底附近形成“贯通区域”，在贯通区域附近形成均匀流，即：单位面积的贯通区平面上流量相同，它的流动特征与无限导流裂缝相似。压裂裂缝井在井底附近不同区域具有特定的流动图谱，这使压力恢复曲线图表现出有别于其它类型井的鲜明特征，从而可以确认压裂措施效果，计算出压裂井的特征参数，以及井附近地层的参数。压裂裂缝生成和存留机理压裂施工过程中，当压裂液泵入地层以后，在垂直于地层最小主应力方向压开地层产生裂缝，裂缝沿地层最大主应力方向发育。停泵返排后，在地应力作用下裂缝开始闭合，充填压裂砂的部分被保存下来，形成了支撑缝。天然的网状缝在酸压后被贯通碳酸盐岩地层发育有高角度缝时，酸压措施往往使井底附近裂缝再一次被贯通、改造，形成与井底连通的高导流能力的裂缝区。垂直于裂缝贯通区，将有可能形成均匀流，即在垂直于贯通区平面单位面积上流量相等。均匀流裂缝与无限导流裂缝流动模式相同，可使用相同的图版进行试井解释。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裂缝表皮系数的物理含意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。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-3930m504m351mKL2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。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。外围变好复合地层不稳定试井曲线现场实测例该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。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°。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。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。长条形不渗透边界的地质背景长条形的不渗透边界大量存在于现实的油气储存地质实体中。例如河流相沉积河道砂岩地层中，特别是平原亚相摆动频繁的曲流河道，其有效的河道中心砂体狭窄，单层有效厚度较薄，最容易形成此类地层。有时在断层形成的地堑，或者近海岸边缘堆积中也能见到。近似为窄长矩形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。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)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。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井凝析气田开发中的异常动态变化及对试井分析的影响在中国的西北部地区，发现了数量众多的凝析气田，象塔里木盆地库车地区的牙哈、吐孜洛克、雅克拉、羊塔克、玉东、英买力、吉拉克等，每个气田储量都在数百亿m3。象牙哈气田已采用循环注气方法投入开发。凝析气田的赋存环境从地质上来看并无特殊之处，在砂岩、碳酸盐岩中均有发现，而且凝析气在地下原始状态多为纯气态，因此在开发初期进行试井分析时，已有的试井分析动态模型原则上都可以应用。与普通干气不同的是，当凝析气井投入生产以后，在井筒中和在井底附近地层内会产生凝析油，又由于凝析气的反凝析作用，将会给试井分析带来一系列的复杂问题。试井分析时首先遇到的问题是，井筒内相变引起的变井储，将会在压力恢复曲线上造成“驼峰”现象。产生驼峰的原因有两个：一个是关井过程井筒内流体的反凝析作用，造成压力异常升高；另一个是凝析油在井筒内分离并向井底滑落、聚积而形成积液，在积液液面上升过程中，造成测点压力向下偏移，不但增加了驼峰的高度，严重时还会出现压力倒恢复。地层内井底附近产生凝析油区域时存在两相流问题，使试井分析更加复杂。井筒中凝析气在开关井过程的相变引发驼峰现象典型的凝析气相图在地层条件下凝析气相点处于F点，表现为与干气相似的状态。当地层压力下降时，相态点沿F-G-K-J移动，进入混相区后，随着压力的变化（不论是上升或下降），凝析油含量都有一个从上升到下降的过程，在一定条件下出现反凝析现象。如果凝析气进入井筒，由于井筒内温度和压力都随井深变浅而下降，所以相态点将沿F-G-S线移动，此时会有更多的凝析油析出，从而引发变井储和驼峰的发生。在临界点C的右下方，有一个标出阴影的反凝析区，当相态点从J点向上移动压力上升时，凝析油反而会从液态反转蒸发为气态，称为反凝析区。关井过程实测压力恢复出现驼峰现象实例据分析，凝析气井开井后，井底测点压力下降至混相区内，部分凝析油析出，之后在关井过程中，压力逐渐恢复、上升，伴随着压力上升，凝析油反而进一步蒸发变为气态，从而加大、加快了压力上升过程，出现了异常高峰。驼峰高点过后，凝析油和伴随天然气产出的地层水，不断分离并向井底滑落，又导致测点压力出现偏移下降，直到液面淹没压力计为止，这进一步增大了驼峰高度，使得驼峰高差达到0.655MPa。

BS-8井位于千米桥气田，是一口在潜山构造中完成的高产的凝析气井，钻遇地层为裂缝性碳酸盐岩地层，地层深度接近4000m，由于地层温度高，因而压力计放置到距离井底200m的位置测压。压力恢复曲线早期段出现了严重的驼峰现象，使得试井解释出现困难。BS－8井压力恢复曲线上的驼峰关井过程积液液面上升引起测点压力回落分析

b图表示关井一段时间后，井底出现高度为ΔH的积液液柱，此时测点压力为式中称为“偏移压力”，随着ΔH值的增长而不断增大，使测点压力不断向下偏移。

C图表示液面淹没压力计，此时偏移压力达到最大值。

d图表示液面淹没压力计后ΔpN

值不再上升，测点压力的变化趋势与井底压力归于一致，但数值偏低一个常数。图示测压井产出气液混合物，液体为凝析油或水，压力计下入位置距离井底较远。

a图表示刚关井时，井内流体状态仍处于开井时的气液混相状态，压力计测得压力应为井底压力pws减去气液混合物重力差，表示为：

bacdBS-8井关井后不同时刻井筒内实测液面上升情况

BS-8井于2001年5月23日关井测压力恢复曲线，28日起出压力计后测井筒内压力梯度；接着重新下入压力计继续测试恢复曲线，至5月31日起出，再一次测井筒内压力梯度；第3次起出压力计测压力梯度时间是在6月5日。

3次测试显示井筒内油、水液面均不断上升。BS-8井不同测点深度压力恢复曲线形态区别第一测试段：5月23日-5月27日，压力计下入深度4285m，达到气层中部深度，测得正常上升的压力恢复曲线；由于井下温度过高，烧坏了电子压力计，不得不将压力计起出，中断了测压过程；第二测试段：5月28日-6月1日，压力计下入深度3800m，距离井底485m，继续监测的压力恢复曲线呈反常的下降形态，完全被积液液面上升影响所扭曲；第三测试段：6月1日-6月5日，压力计下入深度4050m，较上一次加深250m，但距离井底仍差235m，测得压力恢复曲线呈水平状态略有下降，仍然受到积液液面上升的影响。反凝析引起驼峰的压力恢复曲线双对数模式示意图

a图显示井筒相变仅引起压力异常上升，使得压力导数一