MDT地层测试-教学课件

------------------------------------------------------------------------MDT地层测试-教学课件1.MDT地层测试器1.1地层测试器发展及现状1钻杆式地层测试器钻杆式地层测试器是一种重要的地层测试方法，在国内外陆上石油勘探开发中应用十分广泛。它是钻井过程中或完井之后，利用钻杆或油管柱将地层测试器送到待测层位，操作钻杆柱或油管柱座封封隔器，使被测地层与环空钻井液隔离，然后操作管柱或对环空加压，按设计开启和关闭井下测试阀，释放钻井液对待测地层流体的压力，使地层流体流入管柱内，井下压力计和温度计记录井下压力和温度；按测试要求多次开关测试阀，完成测试作业。在测试后期采集地层流体。测试结束后封隔器解封，提出地层测试器，即可获得清洁的地层流体，并且能进行探边测试。采用钻杆式地层测试器测得的数据，由于测试流量大、时间长，当压力扰动传播到上部或下部非渗透界面时，一般采用柱形压力恢复分析。但钻杆式地层测试器存在着测试时间长，测试费用高，测试层中生产的流体需要处理，这使其在海洋石油勘探开发中应用受到限制。另外，钻杆式地层测试还存在无法确定油水界面及各向异性地层渗透率等缺点。2重复式地层测试器重复式地层测试器是斯伦贝谢公司1974年研制出来的，斯伦贝谢公司称之为RFT。阿特拉斯公司和哈里伯顿公司分别研制出来功能类似的产品，分别称为FMT和SFT。各公司的仪器尽管性能各有优劣，但仪器结构和主要功能相似。目前我国能够独立研制重复式地层测试器，而且国内石油勘探应用的电缆地层测试器主要是重复式地层测试器。FRT的井下仪器可耐高温高压，外壳用特殊钢材制造。仪器下部有两个取样筒，一个容积为3780cm3，一个容积为10409cm3。在裸眼井内测试，一次下井可以根据需要无数次地测取地层压力，并可以采集两支地层流体样品。在套管井内测试，一般每次下井可测多次地层压力和取两支流体样品。RFT有两个预测室，容积均为10cm3，两个预测室活塞运动速度恒定，即抽吸流量恒定。第一预测室抽吸流量约为44cm3/min，需要12-14s其活塞才能到达其行程终点。第二预测室抽吸量约为122cm3/min，大约需要7s其活塞才能到达其行程终点。FMT与RFT相类似，但是只有一个预测室。其取样筒体积有3875cm3、4000cm3、10000cm3、20000cm3四种，可根据不同的地层情况进行选择。重复式地层测试器预测压力记录包括三项不同信息，即井内静液柱压力、地层关井压力和预测时抽液所诱发的短暂的地层压力变化。这些信息可以用来了解地层渗透率，鉴别油藏中可流动体及气、油、水的接触面，估计油藏垂向连通性，研究油层的生产特性和油藏的递减方式等。重复式地层测试器可以提供以下主要的信息：（1）井筒泥浆柱的静压剖面：（2）一口井各储层地层静压和压力梯度的垂直分布；（3）储层有效渗透率的垂直分布；（4）油层油气水界面的判定；（5）流体取样测试点的地层生产特性测定；但是，重复式电缆测试器存在以下几方面的问题：（1）仪器预测试室活塞移动速度不能调节，对不同的地层和流体条件适应能力差；（2）预测试室容积小而且不能连续排液，仪器探测半径小，压力恢复曲线的代表性差；（3）不能现场测定地层流体的泡点压力，不能保证压力测试和取样时探头处压力在泡点压力以上，因此压力测试精度不高，同时也影响取样质量；（4）仪器只有一个探头，对地层垂向渗透率和各向异性测试精度低；（5）不能现场实时监测和分析泵入仪器的地层流体，所以不能合理地确定采样开始时刻，导致采样质量下降或浪费钻井时间。3组合式地层测试器20世纪90年代斯伦贝谢等西方石油公司研制出了组合式地层测试器。组合式地层测试器采用模块化设计，可以根据测试需要安装不同的功能模块，仪器工作灵活性大。与重复式地层测试器相比，加大了预测室体积，增加了流动控制组件、连续泵排组件、多个取样筒、流体样品自动识别系统等；仪器的探测半径大，取样质量高，仪器一次下井可以对多点地层取样，对地层垂向渗透率和各向异性测试精度高。其中，斯伦贝谢推出的组装式地层动态测试器、阿特拉斯公司推出的油藏特性测试仪及哈里伯顿公司研制的油藏描述仪，代表了电缆式地层测试器发展的前沿。组合式地层测试器结构和功能有如下的共同特征：（1）仪器的模块化提高了多用途的选择性；（2）压力测量采用高速响应、高精度的石英电子压力计使压力测量精确；（3）根据不同的地层特性，在地面控制和选取最佳的测试参数（流速、测试室体积等），保证取样流动压力一直高于饱和压力，因而能实现对各种地层的取样和测试；（4）具有较大的预测试室容积和连续泵排功能；（5）利用单探头和双探头组件的不同组合可以根据已知流量下的压力响应，反演渗透率的空间分布，得到储集层的垂向渗透率和地层的非均匀质性；（6）利用连续泵代替预测试室活塞排出侵入的泥浆滤液含量，决定开始采样时刻；这项功能在采用油基钻井液的系统中尤为重要；（7）采用多取样筒组件，仪器一次下井可以取得多层地层流体样品。1）模块式地层测试器MDT1992年，斯伦贝谢推出了模块式地层动态测试器。MDT除了必备的供电组件、液压动力组件外，提供了多种可选组件：探头组件、取样组件、排出组件、双探头组件、流动控制组件、光学流体组件、双封隔器组件[8]。MDT不但具有上述组合式地层测试器的共同特征，还可以完成如下测试功能：（1）利用电阻率测量和实时光谱分析方法识别流体，可以有选择的取样，获取更高质量的剔除泥浆滤液影响的真实地层流体样品；（2）使用双封隔器组件可以进行微型DST测试，提高低渗油藏测试的速度和准确性；2）油藏特性描述仪RCI1995年阿特拉斯公司推出了油藏特性测试仪，其结构和功能与MDI相似，包括供电组件、液压动力组件、探头组件、取样组件、排出组件、双探头组件、光学流体组件[9]。RCI不但具有上述组合式地层测试器的共同特性，还可以完成以下测试功能：（1）流体识别系统采用了电导率传感器，电容传感器以及具有17个光感通道的近红外流体分析装置，可以识别油气水三相，减少了样品的污染评价盲点，保证获取高质量的、剔除泥浆滤液影响的真实地层流体样品；（2）它提供了地层流体泡点压力实时测定装置，能够井下测定地层流体的泡点压力，从而通过流速控制系统保证在测试和取样过程中井底流压高于泡点压力，从而更加有效地保证取样流体的单相性，提高采样质量和测试数据的精度。（3）在软件方面，采用三维仿真模型预定采样时间，在输入地层压力、污染半径、清洁区域及污染区域的渗透率、地层及流体性能、压降及流速等参数后，软件将计算出一个理想的测试时间和结果。3）油藏描述仪RDI哈里伯顿公司研制出了油藏描述仪，其结构和功能与MDI及RCI相似，包括供电组件、液压动力组件、探头组件、取样组件、排出组件、双探头组件、光学流体组件[10]。RDI不但具有上述组合式地层测试器的共同特征，还可以完成如下功能：（1）采用了数字控制技术，能够在测试过程中连续监测所取样的流体样品，并且精确调节地层测试流体流如采样筒的速度和压力；（2）由于仪器中采用了大功率的泵排电机和高效率的液压系统，可以很快排掉探针周围的侵入流体，如泥浆滤液等；渠道真实的地层流体。泵可以连续的排出40加仑的地层流体，扩大了仪器的探测范围，减少了采样管储集效应的影响；（3）通过采样管中前后放置的石英压力计，可以现场测量地层流体的粘度。（4）该仪器结合配套的解释软件，在泵排和采样过程中可以实时测定地层及流体的各性能指标：流体的电阻率和电容，流体粘度，流体的密度，流体泡点压力，流体压缩系数，地层的水平渗透率，地层的球向渗透率以及地层的各向异性；（5）在测试数据的软件解释方面，RDI采用了可视化实时控制软件，提供了生动的人机对话界面。1.2.MDT构成、功能MDT模块式地层测试器是斯伦贝谢公司第三代电缆地层测试仪,与其它两代(第一代FT、第二代RFT)电缆地层测试仪相比较,在地层测试技术和服务上取得了极大的进步。具有较强的组合能力,在流体动态实时监测,严格压力控制取样,双封隔器整段封隔测试以及多探针同时测量等方面有优点,在石油天然气勘探中取得了极大的成绩。标准的MDT测试仪是由供电模块、液压模块、单探头模块、取样模块、MDT流体管线系统、双探针系统几个部分组成。可选模块由多探针系统、流量控制模块、泵出模块、光学流体分析仪模块、多取样模块和双封隔器模块及部分组成。所谓模块式地层测试器，是指地层测试器由多个模块组成，根据不同的测试目的和地层条件，可以选择合适的模块加以组合下入井筒中，完成一次地层测试。地层测试器的主要功能模块有供电模块、液压动力模块、封隔器模块、探头及测压模块、流动控制模块、取样筒模块、流体识别模块、泵排模块以及资料解释模型与方法等软件模块。根据不同的测试目的，这些模块有不同的组合方式。功能：模块式地层测试器MDT的基本功能主要包括以下几个部分：（1）精确测量沿井筒各点的地层压力；（2）取出高质量的地层流体样品(保持地层压力、剔除泥浆滤液影响的真实地层流体)；（3）根据不同的地层特性，在地面控制并选取最佳的测试参数(流速、测试室体积等)，因而能实现对特殊(如低渗)地层的取样和测试；（4）能够实时测量地层流体的泡点压力，同步控制和监测流过仪器和流人采样室的流体性能。1.3测试设计：MDT测前设计主要考虑的因素2.2.1储层井眼的规则程度MDT的测量必须保证井眼规则，井眼垮塌较严重或锯齿状井眼时，MDT座封不住，无法将地层中的流体泵出。同时还要考虑裂缝性储层和储层的非均质性，尽量不要将座封点定在裂缝段和砾石上（MDT的探头较小）。另外还需注意的是如果裸眼井段过长，测井时电缆很容易被井壁吸附，在这种情况下，MDT做LFA分析的时间不宜过长或测井过程中注意活动电缆，实在无法进行正常测井，可要求通井。一般来说，MDT测量的最佳井眼条件是8.5in，对12in钻头井眼须加长推靠器。为车79井测井曲线综合图，现场解释人员通过综合分析，认为3515-3522m储层物性较好，阵列感应电阻率正差异，电阻率最高可达10Ωm，是一个有利储层，决定进行测压和光学流体分析。但是从第一道井径测井曲线来看，井眼极不规则，呈锯齿状，最大井眼尺寸可达14in(钻头直径8.5in),故由于受井眼影响，试了几次，均未成功，最后只得放弃。在大井眼中进行MDT测井时，也有应用很成功的例子，如图2-2为卡6井测井曲线综合图，E2-3a组砂层厚2.3m（3257.2-3259.5m），其电阻率为3.8-4.2Ωm，密度孔隙度为21.7-25.5%，井径为11.8英寸。MDT在此层3257.7m处通过加长推靠器进行LFA分析，获取10.39升原油，为快速确认油层立下汗马功劳。2.2.2泥浆条件MDT测井之前井内泥浆应有足够的稳定时间，最佳情况应是没有泥浆漏失和井内出液，以使测压资料更加准确。为降低电缆吸附和粘卡风险，应尽可能调整泥浆性能，降低泥浆滤液滤失量，减薄泥饼厚度，一般应将泥浆滤失量控制在4cm3以内，泥饼厚度不超过0.5cm。为保证井眼通畅，减小施工时测井仪器遇卡风险，要求钻井队在泥浆中加入润滑剂、防卡剂及堵漏剂，这些材料可提高常规测井成功率，但易造成MDT仪器管线和探管堵塞。如果井内泥浆易造成电缆吸附和粘卡，为了弄清疑难层，解决地质问题，应尽量采用井下流体光谱分析，主要原因是：避免电缆吸附和粘卡的手段是在测量过程中活动电缆，活动电缆会影响测压的效果，而对井下流体光谱分析影响较小。测井过程中（LFA分析），已采取了一切必要的措施，在很短的时间内，电缆被吸附，或MDT测井之前，发现电缆很容易被吸附，则先选最重要的点做LFA分析和取样，直至确认储层的流体性质。如图2-3为沙105井测井曲线综合图，在2227-2232m井段内储层岩性为含砾砂岩，为三叠系韭菜园组一套储层，电阻率20-30Ωm，密度2.38g/cm3，井眼规则，储集条件非常好，但由于泥浆中加有玻璃微球，堵住了仪器的测压室入口，使仪器在井内多次被卡，无法进行正常的MDT测量。莫102井地理上位于玛纳斯县莫索湾镇东约40km，盆5井东南约1.5km处；构造上位于准噶尔盆地腹部中央坳陷马桥凸起盆5井北背斜；主探侏罗系三工河组、兼探白垩系和侏罗系西山窑组。在侏罗系三工河组S22砂层组测压10个点（图2-4），最初的想法是想通过地层压力建立压力剖面，确定气和油的界面，在实际测井过程中，由于储层的物性对于MDT来说，不够理想，所测的压力点均有超压现象，在20多个测点中，仅有9个点超压现象不严重，但由于在测压过程中，电缆吸附现象严重，活动了测井电缆，故对测压仍然产生了影响，利用这些点仍然无法计算合理的地层流体密度。在4252.7m进行LFA分析，见到油气显示，也就是说，活动电缆对井下流体光谱分析影响较小（图2-5）。2.2.3储层岩性通常情况下，MDT测井在分选较好的砂岩储层中测量效果较好，但对高孔、高渗的砂砾岩储层和火山岩储层，有时同样也可进行MDT测井，对此类储层，最好直接采用LFA进行流体性质分析。当然双分隔器测试也是一种方法。沙丘6井2532-2547m储层为石炭系顶部火山岩，CMR孔隙度达18%-24%，渗透率达10-193×10-3μm2，孔、渗都比较高，是难得的好储层。MDT在2545.1m进行LFA井下流体光谱分析，取样获10.4升原油，这也是MDT首次在准噶尔盆地石炭系取到了原油（图2-6）。沙103井二叠系1584-1593m储层岩性为砂砾岩，电阻率8-12Ωm，密度2.24g/cm3，录井油气显示在该段较为活跃，MDT在1587m进行LFA分析，见明显油气层显示，并取获10.4升油样（图2-7）。2.2.4孔隙度、渗透率从历年准噶尔盆地200多口井的MDT资料的732个LFA/LFA井下流体分析数据中，我们统计了分析点的孔隙度、渗透率的分布范围(图2-8、2-9)。图中可见孔隙度主要在10-33%之间变化；白垩系地层的分析点孔隙度下限为15%，侏罗系地层的孔隙度下限值为10%，二叠系地层孔隙度下限值为11%。渗透率的下限为0.5md。图2-9显示渗透率与流度间具有正比相关性，MDT测量的流度越大，则该点的渗透率也越大。北34井是阜康凹陷东斜坡二道河子地层圈闭的一口预探井，主要目的层为侏罗系三工河组，钻井取心显示岩心为分选较好的砂岩，但密度孔隙度较低，密度值2.5g/cm3，现场解释认为是油气层，共测17个干点，在较高孔隙度处没有测成，而只在孔隙度较低的2760.44m处测到地层压力，地层流度较高为26md/cp，LFA分析时，也只有此点可以泵出流体，12分钟见到原油，经46分钟即取到10.4升原油，确认油层厚度近20m（图2-10、2-11）。2.2.5储层厚度根据准噶尔盆地近五年176口井MDT测井情况，分析认为通常一个储层最少测压3-4个点才能准确求取地层流体密度，而一般厚度小于3-4m的储层，由于各测压点之间的相互影响，无论其物性怎样，用测压建立压力剖面，求取地层流体密度的准确度都不高，特别对准噶尔盆地的侏罗系以下地层。对较薄的储层，采用LFA分析，但应在LFA分析之前测量地层的压力值。图2-12为独1井沙湾组测井曲线图，在904.5-908.5m、910-914m均为4m厚的地层中各测压3个点，密度值均在2.26-2.3g/cm3之间，904.5-908.5m井段3个点回归的流体密度为0.8194g/cm3，910-914m井段3个点回归的流体密度为0.7468g/cm3，两层根据MDT测压确定流体性质为油气，后904.5-908.5m试油，5mm油嘴日产气491m3，水43.28m3，为含气水层。Lu2180井白垩系1272.0-1274.2m储层，厚2.2m，电阻率5Ωm，密度值2.14g/cm3，井场在该层测压三点（表2-2），由于厚度原因，后两点测完后，第一点虽经多次反复仍为增压点，致使后两点成为无效点，造成不必要的资金浪费。因此，在该情况下建议使用LFA进行油气识别。2.2.6测压深度间隔通常情况下，用地层压力资料计算流体密度时，压力点越多越好，但最佳情况是压力点深度间隔为2m左右，当地层较薄时，压力点间隔也最好不要小于1m。1.4.测试过程地层测试器的工作过程：模块式地层测试器的测压过程与RFT相似。由于多了流体识别和泵排的功能，取样过程与RFT有所不同，具体步骤：（1）根据测试目的任务要求，选择适当的功能模块，在地面上完成地层测试器的组装；（2）利用成像测井(如FMI)等手段在井筒中对模块式地层测试器进行定位；（3）关闭平衡阀，依靠液压动力马达，将仪器探头推靠(或封隔器座封)至井壁上；（4）设置一个合适的速度移动活塞，抽取地层流体，抽吸过程中对进入仪器的地层流体进行识别，在确信污染物(泥浆及其滤液)含量在允许范围内时，将地层流体样品泵人取样筒；（5）重新选择测压及取样点，重复上述过程，进行多次取样。MDT的预测试仪器过程是：打开预测室，会立即产生一个压降过程，在压降阶段之后，预测试室被地层流体充满，进人探测器的地层流体就会停止流动(相当于试油的关井)。这时，探测器管线内的压力就会逐渐升高，即探测器周围的地层流体压力开始恢复，通过扩散最终达到与地层压力平衡。通常，如果压力恢复时间足够长的话，MDT测井数据能够较为真实地反映测层的地层压力。但是，在实际的测试过程中，由于采用的测试方法不同，或测试事故等各种原因，测试数据有时并不能反映出真实的地层压力，即压力有时并没有恢复到真实的地层压力，测试就已经结束。因此，需要根据已有数据对地层压力进行外推才能得到一个可靠的地层压力值。1.5.测试中问题MDT技术是定点测量,测试时间长,存在着电缆吸附粘卡的风险;仪器最大外径为12.7cm,仪器组合长度一般在18~22m,在井内移动过程中存在着遇阻遇卡的双重问题;若井内泥浆中岩屑较多或加入了塑料小球,则会导致MDT管线堵塞、阀门封闭不严等问题。特别是在大斜度井中,仪器斜躺在井中,可以预期到摩擦阻力大大增加,增添了遇阻遇卡的风险。常见工程问题及因素：1.纠正深层遇卡的错误认识。开始,我们一直认为井底的泥浆静液柱压力值高,渗透压差大,遇卡的风险相对较高。事实并非如此,因为随着井深的增加,地层压实程度也随之变大,孔隙条件与浅层相比要差得多,泥浆滤液的渗滤要慢得多,相应地,浅层泥浆渗滤较快,井壁形成的泥饼要比深层厚,因而,浅层遇卡的几率比深层大得多。2.大井斜、大狗腿度是MDT测井不容忽视的问题。首先,MDT测井在大井斜几乎所有电缆都直接贴靠在井壁上,随时存在着吸附的可能性。如果泥饼较厚,电缆会深陷在泥饼中,只要有2～3min的停留,就会完全被吸附住。如果某个地层孔渗条件较好,泥浆滤失较快,也会成为粘卡电缆的危险井段。狗腿度给MDT测井带来仪器遇阻遇卡的双重问题。3.不能在泥浆中加入塑料小球。塑料小球对增大井壁光滑度、减少测井仪器遇卡、提高测井一次成功率有很大帮助。但对MDT测井却是非常不利的,塑料小球会堵塞管线,停留在泵出模块内的弹簧上或卡在阀门上,导致仪器发生故障。4.在选择测量MDT项目的井位时,应考虑到泥浆体系对地层的影响。在一些区块,为了保护油气层免受泥浆污染,往往要在钻井液中采取屏蔽暂堵措施,在距离井壁几厘米的范围内形成暂堵层,阻止对油气层的进一步的污染。但此暂堵层会对MDT的泵出测试产生一定影响,降低泵出效率。5.对于气层的泵出测试,要限制地层流体的流速,否则,高速气流会刨蚀、磨损泵的阀门和密封圈。在对庙105x1井的一个气层测试时,由于未对流速加以限制,几乎是在气流推动活塞运动的情况下泵出,结果气流侵蚀了泵的4个球阀底座。6.增加泥浆上的投入,改善井下状况(润滑、泥饼等)。充分注意泥浆失水对测井的影响,把失水降到最低限度。7.测井时间超过24h要组织钻井队通井,冲掉虚泥饼,调整泥浆性能,可以大大降低电缆粘卡的风险。2.MDTModularFormationDynamicsTester地层测试原理及地质应用2.1仪器原理MDT的主要应用是作地层压力测试，测试样点处的地层压力值，回归出压力梯度，进而判断可能的流体类型。也可以直接从样点取出地层中的流体，作进一步化学分析。LFA模块通过透射光谱分析和反射光谱分析实现了取样过程中流体性质的实时检测。LFA模块不仅可以在井下直接识别和验证地层流体的性质,而且大大地提高了取样的代表性和成功率,它是MDT作业中应用最多、效果最突出的模块之一。通过对流线中流体透射光谱的分析,可以确定流体的性质和相对含量,反射光谱的分析可以指示流线中是否有气体的存在以及气体含量的高低。2.1.1利用透射光光谱进行油水检测，水峰波长分布在1450~2000nm,其他分布区域主要反映的是油的特征。波长<1500nm时,从大到小主要是油基泥浆滤液、凝析油、轻质油、中质油和重油的波长范围,油质越重,波长越大,两个水峰之间的波长段为油气的综合响应。2.1.2反射光测试MDT测试管线中的流体主要为气、水、油三种相态,而气、水、油三种物质发生全反射的临界角是不同的。其中,气体发生全反射的临界角最低。如果仪器光源的入射角略大于气体的全反射临界角,把反射光的接收窗口调整到只接收气体反射光的位置,反射光接收窗口接收的就只有气体反射光,而无其它流体的反射光,分析反射光的光谱和强度即可反映气体的相对体积。2.2地质应用及现状MDT测试资料核心解释手段为外国公司独有，只做服务;技术不公开、不转让，解释软件不出售;缺乏有效的数据分析解释手段，限制了MDT测井技术在油田勘探开发中大范围的应用。MDT可以减少试油，降低成本，加快勘探开发进程。在油田的勘探开发中具有以下5个方面的主要用途:(1)快速、准确识别储层流体性质油气水;(2)近原始地层流体的获取,为实验室提供高质量的地层流体样品，得出流体的组分、相态及各种物性参数；(3)根据已知流速下的压力响应，反演渗透率的空间分布，从而确定储层的渗流能力及预测产能(4)测量地层压力,建立地层压力剖面,预测油(气)水界面及油藏类型;(5)结合其它测井资料进行储层产能预测。可以测量地层污染系数的垂直分布。与DST钻杆试井相比，MDT探针深入地层较浅，其探测深度一般只有几个ft,因而易受井筒环境影响，并且探测较浅也制约其应用。2.3MDT测试储层适应性在测试时，MDT的抽吸探头和观测探头坐封在同一储层，由抽吸探头抽吸地层流体引起压力波动，2个观测探头接收压力波动，在压力波动传播到储层上下不渗透边界之前，当2个探头的压力变化达到拟线性时，可根据其压力资料建立解释模型。垂直观测探头解释模型见式（1），水平观测探头解释模型见式（2），联立式（1）和式（2）可求得测试层水平渗透率和垂直渗透率。式中：pi为原始地层压力，MPa；pVP→t→为测试时间t时垂直探头压力，Pa；pHP→t→为测试时间t时水平探头压力，Pa；Kh为水平渗透率，10-3μm2；Kv为垂直渗透率，10-3μm2；zVP为抽吸探头距垂直观测探头的垂直距离，m；rw为井眼半径，m；t为测试时间，s；q为测试流量，m3·s-1；μ为流体黏度，mPa·s。要想适合三探头MDT测试解释模型，必须满足以下3个条件：1）在测试期间，3个探头共同坐封在同一储层；2）在测试时间内，保证2个观测探头压力变化达到拟稳态；3）在2个观测探头压力变化达到拟稳态之前，压力波动不会传播到储层上下不渗透边界，即保证压力传播在球形流动状态。如果测试时间可以无限长，不管储层渗透率如何变化，总会使得观测探头的压力变化达到拟稳态，进而满足测试参数解释要求，这时MDT垂直距离固定的2个观测探头，直接决定了MDT能够测试的最小地层厚度。MDT的垂直观测探头与水平观测探头之间的距离为0.7m，测试时垂直探头的压力变化达到拟稳态所需时间内的压力传播半径应为0.92m，假设MDT的抽吸探头坐封在储层中间位置，此时要求储层的最小厚度为1.84m。但是，在实际测试过程中，不可能保证抽吸探头准确地坐封在储层中点，这就需要一个安全系数，一般取1.1，这样就需要最小的储层厚度约为2m。也就是说，现有的MDT测试仪器，能够在储层厚度大于2m的储层进行测试，才能够达到一定的测试解释精度。关富佳3.MDT测井资料的现场解释3.1MDT压力测试资料的解释MDT可以在预测试时和流体分析或取样过程之前对地层压力进行测量，MDT压力测试的压力记录包括三项信息：井内静液柱压力、地层关井压力和预测试室抽液所产生的短暂的地层压力变化。预测试压力记录可显示封隔器与井壁的座封情况，在井场可作为检查仪器工作状态是否良好的依据，进而用以确定测压质量和是否可以在测试点进行流体分析及取样。预测试压力数据可以计算渗透率、确定油气水界面，评价地层连通情况，研究油层生产特性。但是，由于预测试室的容积较小（最大只有20立方厘米），预测试压力的探测深度有限，记录数据受侵入带(裸眼井)影响较大，从而使资料定量解释应用的精度受到限制。1MDT压力测试资料的定性分析为了更好地理解与解释MDT资料，首先必须对MDT压力曲线进行定性分析。压力曲线的定性分析是进行资料解释的准备与前提，也是井场上帮助确定储集层不可缺少的分析手段。另外，流体分析与取样的确定都是建立在对MDT压力曲线定性分析的基础之上的。定性解释是定量解释的前提，定量解释是最终目的。1.1MDT预测试模拟压力记录曲线分析图5-1为MDT预测试压力记录曲线图。第一道记录的曲线为：应变压力计压力(实线、蓝色)、石英压力计压力(实线、红色)、流体温度(长虚线、桔黄色)、流体电阻率(长短虚线、黑色)；第二道记录的曲线为：时间推移(数字)、电动机速度(点线、绿色。根据此条曲线，可以鉴别仪器工作的不同阶段)；第三道记录的曲线为：应变压力计压力数字记录；第四道记录的曲线为：石英压力计压力数字记录；第五道记录的曲线为：应变压力计压力个位；第六道记录的曲线为：石英压力计压力小数部分。A段是压降时期或阶段，为预测试室抽取地层一定量流体产生压降的阶段，据此阶段的数据可进行压降资料定量分析；B段是压力恢复时期或阶段，这段时间仪器在井下静止不动，地层流体通过探头和流线流入仪器，使压力逐渐上升，直至恢复到地层原始压力，据此阶段的数据可进行压力恢复资料的定量分析。图5-2为MDT预测试压力恢复记录曲线图。按时间顺序分成七步来叙述。第一步：仪器下放到指定深度，打开平衡阀，仪器记录到测试深度点处由泥浆重量所施加的泥浆柱静压力，压力变化对应图中a以前的线段；第二步：推靠臂推向井壁，与井壁相对应的探头的探管刺穿泥饼插入地层，探头上的封隔器向井壁靠拢并压向井壁，这时封隔器及泥饼被压缩。由于推靠力使压力值略有升高，压力变化对应图中点b；第三步：接着探管中的小活塞的收回，使井下仪器内的测试空间经过过滤器与地层相通，管线中的流体体积填补小活塞让出的空间，它使测试压力下降，测试探头继续压迫井壁，压力变化对应图中点c；第四步：当探管中的小活塞滑到探管根部停止运动时，封隔器继续向井壁压迫，使压力继续回降，一直到仪器完全固定于井壁为止，对应图中d点。然后预测试开始，测试室中的活塞滑动，以常数流量q的流速使流体充满预测试室，形成e段，压力很快下降到一个平台；第五步：预测试活塞到达终点后，仪器保持不动，但是由于压力扩散，还有地层流体流入探管。压力开始升高(f)，最后恢复到地层原始压力。是否结束预测试由地面的测井工程师来控制，监视压力曲线的变化是否已经低于压力计的分辨率，如果是，则仪器收腿。这样操作可以保证测量到地层压力；第六步：如果地层测试设计要求进行地层流体取样，就要确定预测试压力显示密封情况与地层的渗透性如何。如果渗透性好而且井下仪器密封良好，则可以打用取样阀门，进行地层取样。如果不进行地层取样，则进行第7步；泥浆柱静压力泥浆柱静压力仪器收腿仪器收腿压力恢复直至与地层压力达到平衡压力恢复直至与地层压力达到平衡BB预测试室抽取一定的地层流体，产生压降A预测试室抽取一定的地层流体，产生压降A探管插入地层探管插入地层推靠臂伸出推靠臂伸出泥浆柱静压力泥浆柱静压力图5-1MDT预测试压力记录曲线图第七步：打开通向泥浆的平衡阀门，再测一次泥浆柱压力(g)，回缩封隔器与支撑臂到初始位置，为下一个测试深度做好准备。以上就是预测试测压过程中压力随时间变化各步的定性说明，假定测量条件和压力曲线的形状是很理想的，但是实际情况远非那么简单。bbccgdagda压力压力(psi)ffee时间(秒)图5-2MDT预测试压力恢复记录曲线图以定性分析为基础，对比各种实际的非理想的压力记录曲线与理想曲线的差别，就可以初步判定地层渗透性的高低等问题。1.2判断地层渗透性进行预测试时，压力计记录到流体流动所产生的压力变化。当活塞以一定的速度运动时，随着预测试室活塞的运动，流体流进预测试室。如果地层渗透率很高，预测试室活塞排出的累计流量与流体进入预测试室的累计流量相等，活塞运动产生的压降小；但当地层渗透率低时，流体进入预测试室的累计流量就跟不上预测试室活塞排出的累计流量，活塞运动所产生的压降较大。图5-3a、b、c及d显示了4种不同渗透率地层的压力记录。流度194md/cp20md/cp1.8md/cp0.2md/cpabcd图5-3MDT预测试压力曲线定性估算渗透率图5-3a是流度为194md/cp的地层，它属于高渗透性地层。它的压力曲线基本是一条直线，这条直线显示的压力常数接近于地层压力。预测试活塞的运动产生的压力变化压力计已经不能分辨。这说明液体抽取量只是地层所包含的流体相对无穷小的一部分。图5-3b是流度为20md/cp的地层，它属于好渗透性地层。它的压力变化已经具有理论分析的所有特征，只是曲线变化幅度不大。图5-3c是流度为1.8md/cp的地层,它属于中等渗透性地层。它的曲线幅度幅度更高了，且基本接近图5-2的理论模型曲线。图5-3d是流度为0.2md/cp的地层,它属于低渗透性地层。图中的曲线变化几乎已经显示不出与抽取的流量之间的关系。预测试活塞排出的容量大于地层流入预测试室的容量。这种记录对于使用者来说，可以知道这是一个低渗透性储集层。从图5-3中可以看到，压力恢复的速度主要取决于地层的渗透率，如果渗透率高，则压降小，压力恢复很快；如果渗透率低，则压降大，恢复所需时间也较长。实际上，在致密的地层中，压力可以降到负值(压力计通常按psi来刻度，负的压力值表明压力降到大气压之下)。1.3增压现象增压是指一个连通的油气藏所包含的若干个储集层中，有一个储集层的地层压力比其它储集层都高，压力增高的原因是泥浆侵入储集层造成的。当储集层渗透率较小(一般小于0.5毫达西)时，往往容易产生增压。在钻井时，为了保证不发生井喷，必须使井眼中泥浆柱的压力大于地层的压力。当钻头打开一个储集层时，由于泥浆柱压力大于地层压力，泥浆滤液就要流入具有渗透性的地层。在高、中渗透性储集层中，泥浆流入储集层的渗滤速度快，泥浆中的固体悬浮颗粒会沉淀在井壁上，并且在短时间内在井壁上形成很厚的没有渗透性的泥饼。井壁的封闭作用为地层中压力达到重新平衡创造了条件。当进行MDT测试时，往往已经有了足够的时间使井壁附近的储集层的压力恢复到初始地层压力。在低渗透性储集层，情况就不同了。泥浆滤液渗滤的速度慢，在井壁上形成的泥饼薄且有一定的渗透性。由于井壁上的泥饼没能将储集层与井筒很好的分隔开，泥浆柱中的高压不断向储集层中扩散。这个过程一直持续到测量MDT。因此MDT测试的时间距离钻头打开储集层的时间越长，储集层中的压力越接近泥浆柱的压力，这就造成了增压。为了更好地理解增压，我们需要引入三个概念。在钻井时，由于在井筒中的泥浆滤液要流入地层，泥浆的总量会减少，这被称为泥浆失水。当井筒中的泥浆在循环时，称这时的泥浆滤液侵入地层为动态失水；当泥浆在井筒中静止时，称这时的泥浆滤液侵入地层为静态失水,一般在低渗透性储集层中容易发生。动态失水时期一般是储集层在井壁上形成泥饼或是泥饼被清除掉以后（例如被测井仪器或通井作业清除）又重新形成的过程中产生的；静态失水一般在低渗透性储集层中容易发生。泥浆滤液侵入储集层的性质在动态与静态失水之间有很大差别。根据国外在实验室中的模型井所作的实验，用膨润土重晶石泥浆进行测试的结果如图5-4所示，动态失水流量qL1(是以在井筒上的单位长度的总流量来定义的)开始时很高，为5.5毫升/分/米，然后开始下降。经过大约15个小时，井壁上形成了泥饼，这时qL1接近常数，入图所示为0.114毫升/分/米。在动态渗滤21小时后，泥浆循环停止，开始测量静态失水流量qL2(定义同qL1)。如图5-5所示，0.055毫升/分/米的初始静态渗滤流动是动态渗滤稳定流量0.114毫升/分/米的一半左右。在静态渗滤期间，qL2随时间减小，在经过21小时后接近常数，为0.036毫升/分/米。总结对比两种渗滤可知，动态和静态渗滤都是以减小的方式变化，最终接近常数。图5-4动态渗滤流量与时间关系图图5-5静态渗滤流量与时间关系图综上分析认为，在MDT测试时，由于地层测试只能测量出砂面靠近探头（流动相）的压力，如果泥饼不能在井壁和砂面之间提供有效的密封，那么，井眼流体将流入到地层中，导致探头（流动相）的压力要高于离井眼一定距离的地层中不受干扰的压力。在低渗透率地层中这一效应更大。如图5-6描述了泥浆侵入前后的4种情况，A：当侵入开始前，泥浆的压力一般高于地层的压力；B：侵入开始后，泥饼没有形成之前，井壁附近有一压力过渡带，泥浆的动态失水产生增压现象就是这种情况；C：对高渗透层，泥浆侵入结束后，泥饼渗透率为零，井壁附近没有压力过渡带；D：对低渗透层，泥浆侵入结束后，泥饼的封闭作用不好，有一定的渗透率，井壁附近产生压力过渡带，泥浆的静态失水产生增压现象就是这种情况。图5-6泥浆侵入前后的4种情况增压可以用以下原则来判断：1、比较相邻储层的压力；2、MDT的渗透率大于0.5×10-3μm2的储层，可能不易产生增压作用；3、分析压力恢复曲线，即压力恢复总时间超过2分钟，可视为可能的增压点。避免或尽量降低增压的方法：1、应确保泥浆系统形成低渗透率的泥饼，这样可以尽量减少滤液向地层的漏失；

2、保持泥浆压力和地层压力之间的正压为最小；

3、尽量避免在准备进行预测试的地层重复进行电缆作业，以保护泥饼的完整性；4、使压力测量点向下延伸，并避免在目的层段附近进行对比测井。在仪器上使用适当的6片扶正器；

5、在压力测量前避免通井/循环作业，否则容易重新引起渗滤过程；

6、在斜井中，应该考虑将封隔器/探头定向在井眼高端。井眼低端容易形成钻屑堆积，因此渗透率可能更低；

7、避免在粗糙或冲刷的井段进行测试。这些层段对泥浆滤液的向井流动产生更大的表面积，与直井段比较，更容易形成增压；

8、选择最有可能提供良好密封性的封隔器探头组合。在预测试之后，我们常常观察到不稳定和稳定增压的压力，这是由于密封性差造成的，由于泥饼受到破坏或性能比较差会持续产生增压。1.4固相阻塞带固相阻塞带有两种情况，一种是储集层由于泥浆中的悬浮颗粒进入孔隙喉道，使得在井壁附近形成一层环状的渗透率低于原状地层的地带；另一种是由于探管挤入地层导致在探管附近的地层破碎产生裂缝，这些裂缝形成一个高于原状地层渗透率的地带。这个地带的体积大约是几个立方厘米。固相阻塞带的存在有时会严重影响MDT资料的解释结果。根据常规地层侵入均质模型(即井眼泥浆、泥饼、侵入带、原状地层)，往往有一些问题得不到正确的解释。如当某一深度上岩心渗透率很高，而MDT测试资料显示为低渗透性储集层，即常规地层侵入均质模型计算的渗透率与岩心分析渗透率相差甚远。这就提出了更全面、复杂的非均质储集层模型（图5-7）。研究表明，用非均质柱状模型可以很好地解决上述问题。该模型比均质模型多了一层环柱状固相阻塞带，这是由于泥浆滤液的侵入携带了部分悬浮颗粒进入储集层。泥浆中的许多悬浮颗粒的直径都小于储集层的孔道直径，在形成泥饼的过程中，井壁这层界面就象一层筛子，将一些直径大的颗粒挡在井壁上，直径小的进入孔道。同时，在井壁处直径大的颗粒堵塞井壁上的孔隙通道，在井壁内由于孔道直径在流动方向上是变化的，使进入孔道的颗粒堵塞了孔道。在井壁内与井壁外两个现象反复进行，累积到井壁外形成了约1cm厚的泥饼，在井壁内形成约2cm厚的固相阻塞带。为了简化模型，常取点源半无限空间为基本模型。因为探管直径很小，与井径相比为点源；另外在这种情况下，井筒圆周的曲率很小，可以用平面近似，所以可以将探管所接触的井壁看作是一个平面。图5-8的模型对应于非均质柱状模型。图5-7MDT测试的非均质储集层模型图5-8MDT测试的非均质球形流动模型1.5干点是指测量的储层压力恢复到原始地层压力，需要很长的时间（一般几个小时-几十个小时），为了保证测井时效及设备安全，中断压力恢复。这种地层一般都为低孔、低渗的储层，而不是指真正意义上的不产液层。1.6影响测试资料质量的因素：1、仪器本身的机械故障和井眼质量a、密封失效b、探测器被堵塞或部分堵塞c、探测器接触不良2、地层流体中混有气体（在测试中，由于气体在导管中流动时，随着压力的降低，会产生膨胀现象，测试时，压力的下降，天然气发生膨胀作用越明显，气体的膨胀堵塞了流体流动的部分通道，使流体流动不是恒定的进入；对于含气的致密层，由于没有地层流体的进入，预测室被膨胀的气体充满，压力曲线以某一压力值缓慢变化）；3、测压时，由于电缆易被地层吸附，必须移动电缆，使得测量结果不稳定；4、增压和干点测试是导致测试数据可信度降低、并造成最后的流体密度计算失败的主要原因。2.三种渗透率对比分析前述压降分析、球形压力恢复分析、柱形压力恢复分析三种估计渗透率的方法，通常提供三种不同的渗透率值。并且，将这三种数值与岩心分析渗透率比较，又会发现或大或小的差异。怎样理解这些不同或差异?是我们在选择应用计算的渗透率时需要弄清的问题。首先，电缆地层测试与其它测井方法一样，对地层情况都有其适应条件。这些条件包括：仪器特性、测试方法、测量环境和测量对象。就仪器本身来看，MDT预测试室容积可调(5cm3、10cm3，最大20cm3)，压力计的分辨率一般只有1psi(应变压力计)或0.1psi(石英压力计)。因此，预测试取样的压降探测半径只有2-4cm左右，压力恢复的探测半径也只有1-2m左右。探测半径的差异说明压力下降和压力恢复反映了不同范围内地层岩石的渗透性，并且受到的影响因素也不尽相同。由于压降的探测半径特别小，故受到泥饼、地层表皮损害、钻井液滤液的影响就特别大，所以压降分析渗透率的可靠性也特别低。柱形压力恢复主要受地层水平径向渗透率的影响，而球形压力恢复同时受地层径向和垂向渗透率的影响，因此比前者受到地层各向异性的影响就大一些。另外，就本质来说电缆地层测试只能反映其探测范围内可动流体的相渗透率，压力下降和压力恢复的可动流体相态以及饱和度都不尽相同，会造成差异。它们和岩心分析渗透率相比较，所反映的对象往往不同，求出的渗透率代表的意义也有差异，所以自然不会完全吻合。其次，就解释方法来看，都是将实际的复杂情况简化为一定条件下的理想情况，通过理论分析建立解释模型，然后将测试记录数据转换为渗透率。不同的解释模型与实际情况的拟合程度不同，计算过程所用中间参数的精度及累计误差有所差异，即使对同一研究对象计算结果也会有差异。总体来说，压力恢复分析法在本质上比压降法精确得多。3MDT压力资料的应用3.1判断地层的渗透性预测试的模拟压力曲线可以较好地估计探头附近的地层渗透性。高渗透性地层，预测试活塞抽动时引起的压降小，关井后很快又恢复到地层压力；中等渗透性地层，关井后恢复到地层压力较慢；低渗透性地层，关井后恢复到地层压力更慢；极低渗透性地层，不仅压力降低大，而且压力恢复至地层压力所需的时间特别长(见图5-3)。1.3.2鉴别油藏的流体性质、相界面及垂向连通性MDT预测试记录的关井压力，对中、高渗透层来说，基本上就是地层静压，对低渗透层，MDT测试往往未达到稳定，需要用压力恢复曲线图外推求出地层静压力。将井剖面上所有测试点的地层压力与深度作图，通过一定的换算关系，就可用压力梯度得到地层流体密度，从而，可识别地层流体性质(气、油、水)，确定气油水界面。压力梯度线的拐点，指示出气-油和油-水界面；压力梯度线的明显段裂，意味着油藏垂向上有非渗透性隔层存在，油藏不是一个压力系统。图5-17为一口井利用MDT测压资料确定油水界面图。从图中可以看到，在2929m有一个明显的拐点，即为油水界面。流体密度：0.7547流体密度：0.7547g/cm3拐点油水拐点油水界面2929m2929m流体密度：流体密度：0.9543g/cm3图5-17压力梯度线拐点指示油水界面钻井液密度：1.10g/cm钻井液密度：1.10g/cm3地层压力梯度地层压力梯度图5-18压力梯度线确定油藏垂向连通性图5-18为一口井利用MDT测压资料确定油藏垂向连通性图。从压力梯度线来看，没有明显的段裂，即油藏为一个压力系统。1.3.3分析油藏生产动态不同时期MDT测试得到的井内压力分布剖面同原始地层压力剖面比较，可以分析油层的衰竭情况，预测油层产出流体性质的变化，估计井内层间干扰。通过多口井之间压力变化比较，可以扩大MDT在油藏管理中的应用。横向连通的油层具有均匀的油藏压力分布，不连续性则表示有断层或非渗透隔层的存在。在油藏开采过程中压力递减均匀，则其压力分布平行于原始流体梯度；若压力递减不均匀，这时的压力分布会复杂化。1.3.4压力资料回归计算储层流体密度在压力与深度剖面上，对同一压力系统、不同深度进行测量所得到的地层压力数据，理论上呈线性关系，直线的斜率即为该压力系统的压力梯度。压力梯度通过简单的换算即可得到储层流体密度，可以表达为：（5-1）式中：ρf——测压层流体密度，g/cm3；ΔP——同一压力系统任意两个有效测压点间的压差，psi；ΔH——同一压力系统任意两个有效测压点间的深度差，m。由于油、气、水的密度不同，在储层流体压力系统上就表现为压力梯度的差异，这是用MDT识别流体类型的物理基础（图5-19、表3-1）。表3-1天然气、石油和水的密度与压力梯度表序号流体类型密度（g/cm3）压力梯度（kPa/m）压力梯度（psi/m）压力系数1天然气0.181.752.450.350.252石油0.8080.833淡水1.009.91.420.994盐水1.0710.51.501.05地层流体密度为：气层：0.23--0.35g/cm3，油层：0.71--0.87g/cm3，水层：大于1.0g/cm3，油、气混层：0.60--0.70g/cm3，油、气、水混层：0.89--1.1g/cm3。图5-19天然气、石油和水的密度与压力梯度图用测得的压力数据进行流体密度回归时应进行多种方法组合回归、综合分析，由于测压点有许多增压点，若有一个点压力值有1-2个PSI的偏差，将会影响回归结果。通常情况下，用压力资料计算流体密度时，压力点越多越好，但最佳情况是压力点间隔为2m左右，当地层较薄时，压力点间隔也最好不要低于1m。图5-20、3-21为卡001井MDT测量压力点的线性回归图，该层MDT共测压7个点，除2个为增压点外，其余5个点回归流体密度为0.9494g/cm3，为水层；若用中间三个点进行回归，得流体密度为0.7595g/cm3，为油层。通过分析研究常规测井资料及3430.0mOFA分析（未见油气）资料，综合解释为水层，故第一种回归方法可行。图5-20卡001井MDT测压判断流体密度线性回归图深度：3430m，泵时间：2.12h深度：3430m，泵时间：2.12h泵出体积：132.2L，分析结果：未见油气显示图5-21卡001井OFA分析图对一口井，可进行多砂层回归和单砂层回归，如呼001井是多层一储，而大多数井则为一砂一储（图5-22）。1.3.5利用泥浆压力值判断泥饼的密封性MDT不仅记录了地层的压力数据，还在对每个点测量的前后记录了泥浆的液柱压力值，利用泥浆压力的变化可以判断井内泥浆是否漏失。莫6井位于准噶尔盆地腹部中央坳陷马桥凸起莫2井西1号背斜圈闭。钻探目的是了解莫2井西1号背斜圈闭的含油气性；主探侏罗系三工河组，兼探侏罗系头屯河组和白垩系。根据MDT-LFA分析前所测压力资料，计算三工河组S2地层压力系数在1.00-1.03（石英压力计）或0.99-1.03（应变压力计）之间，可以看出本井地图5-22呼001井MDT测压判断流体密度线性回归图层压力系数基本接近1.0，且变化较小，表明没有压力异常显示；而泥浆压力测前与测后数值相差较大,石英压力计差值为4.93-27.66psi，应变压力计差值为7.15-27.23psi，由此可判断地层有泥浆漏失现象（表3-2）。表3-2莫6井MDT-LFA测试数据表序号层系深度(m)泥浆压力(psi)地层压力(psi)流度(×10-3μm2/cp)泥浆密度(g/cm3)压力系数泥浆压力差(psi)分析结果测前石英压力计测后石英压力计石英压力计石英压力计石英压力计石英压力计测前-测后石英压力计测前应变压力计测后应变压力计应变压力计应变压力计应变压力计应变压力计测前-测后应变压力计1K1tg3948.87107.207079.545719.425.61.271.0227.66未见油气7077.357050.125692.995.61.261.0127.2324199.27523.307516.965964.1420.21.261.006.34未见油气7492.917485.425936.4997.4934200.47544.297522.865966.487.71.261.0021.43未见油气7512.767491.665938.747.71.260.9921.14J1s4365.57827.177817.196412.623.21.261.039.98未见油气7795.067784.196383.553.21.261.0310.8754374.07831.757826.826302.8114.31.261.014.93未见油气7799.427792.276273.6617.1564391.67866.357866.066393.921.01.261.020.29未见油气7833.557832.426363.991.01.251.0测压压力资料的重新计算通常我们使用的压力资料是MAXIS-500系统快速处理软件得到的，要想得到更为精确的压力资料，须在GeoFrame系统上对测压资料进行重新处理。表3-3和图5-23为莫003井井场所测地层压力和斯伦贝谢北京处理中心处理的MDT资料地层压力比较情况，从中可以看出：经过处理而得到的地层压力和井场所测地层压力误差均小于0.5psi，处理的地层压力均大于井场所测地层压力，但这对储层流体密度的计算并没有影响。表3-3莫003井井场处理与北京处理结果对比数据表序号深度(m)井场处理地层压力（psi）北京处理地层压力（psi）两者压力差值（psi）序号深度(m)井场处理地层压力（psi）北京处理地层压力（psi）两者压力差值（psi）13900.635531.665532.090.42784113945.005510.795511.230.4440823903.535532.355532.800.45003123947.045513.285513.730.4460333905.025533.155533.610.45651133950.755513.535513.980.4455243906.225607.285607.740.45694143953.025521.125521.560.441653922.815755.025755.620.59922153956.525520.405520.840.4421663923.005523.545524.000.46424163959.915539.315539.790.4828773925.025510.435510.890.46176173965.825539.075539.510.4385783927.515505.145505.590.45311183970.215534.905535.370.4703193931.035561.445561.890.44535193974.505548.875549.330.46132103933.715510.275510.720.44916莫003井井场处理与北京处理结果对比图莫003井井场处理与北京处理差值直方图莫003井井场处理与北京处理结果对比图莫003井井场处理与北京处理差值直方图3.2MDT流体分析资料的解释MDT流体分析的光谱图像、流线电阻率曲线等资料，可以很直观的反映储层流体性质，再结合常规测井资料等信息，可对储层流体性质进行详细地分析和解释，从而解决一些地质难题，帮助地质家进一步认清油藏性质，对地质家作出正确决策提供有力依据。图5-24为MDT-LFA流体光谱分析图。第一道记录的曲线为：泵出体积(点线、桔黄色)、流体电阻率(实线、暗绿色)、原始气油比(实线、红色)、流体温度(长虚线、桔红色)；第二道记录的曲线为：时间推移(数字)；第三道记录的曲线为：气体直观显示道，分别为：大量气（红色）、中等气（粉红色）、少量气（淡红色）；第四道记录的曲线为：流体直观显示道，分别为：油（绿色）、水（蓝色）、高吸收流体（褐色，一般指泥浆）；第五道记录的曲线为：流体颜色；第六道记录的曲线为：光谱分析，其中S0-S5为流体颜色道，S6-S9为水光谱指示道，S7-S8为油光谱指示道。图5-24MDT-LFA流体光谱分析图2.1砂堵由于储层岩石胶结、压实程度不高，地层疏松，MDT从地层中泵出流体时，岩石颗粒进入仪器流线，使得流体流动不畅通，压力计记录的压力曲线变化剧烈。陆9井地理上位于新疆和丰县夏子街东南75km，陆7井东偏南14.25km，石104井北偏东12.7km。构造上位于准噶尔盆地陆梁隆起三个泉凸起三个泉1号东背斜，三个泉1号东背斜位于陆梁隆起三个泉凸起与基东鼻凸的交界部位。主探目的层侏罗系三工河组（Jls）、西山窑组（J2x）、三叠系（T）、石炭系（C）,兼探白垩系吐谷鲁群（Kltg）。陆梁油田是新世纪全国陆上油田发现的第一个亿万吨级沙漠整装油田，是准噶尔盆地当年发现、当年探明、当年投产的第一个油田，也是新疆油田在勘探发现后一年内日产上千吨的第一个油田。陆9井是陆梁油田的发现井。2000年5月，MDT在陆9井白垩系吐谷鲁群分析并取出多个油样，随后试油白垩系获得高产工业油流，从而发现了陆梁油田白垩系油藏，该井的出油，使陆梁地区的勘探形势发生了戏剧性的变化，同时也揭开了陆梁油田石油会战的序幕。陆9井白垩系储层1323-1328m，厚5m，电阻率7-9Ωm，密度值2.15g/cm3，核磁渗透率15-30md。现场人员通过仔细地分析测井资料，决定在1326m处做OFA分析。由于流度高，岩性细（粉细砂岩），束缚水含量较高，因而在OFA分析过程中由于急剧的压差，破坏了原有的岩石结构，因而引起砂堵现象的发生。从OFA光谱分析图上看，光密度呈台阶状变化；流线电阻率有增大的趋势，油水直观显示图上有油的标志。由于砂堵，基本未泵出地层真实流体，就直接进行取样。由于MDT取样筒体积较大（相对于预测试室）及瞬间产生的压差，使得取样筒中见到一些油。后经试油1323-1328m，日产油24.6t，证实了MDT分析结果（图5-25）。图5-25陆9井常规测井曲线及OFA光谱分析图2.2泵不动地层进入仪器的流体很少，井内液柱压力与仪器流线压力差太大，MDT泵出模块不能正常工作。泉1井构造上位于陆梁隆起三个泉凸起三参1井东1号背斜。侏罗系八道湾组储层1593.0-1596.5m，厚3.5m，岩性为砂砾岩。现场选点在1594m进行OFA分析，该点位于储层上部，电阻率21Ωm，密度值2.35g/cm3，核磁渗透率为30md，图5-26泉1井OFA分析-泵不动1593-1596.5m1593-1596.5m水:10.25m3/d气:1100m3/d含气水层图5-27泉1井测井曲线综合图结果却显示该点为致密点，泵不动。随后又在该点下方1595.5m处做OFA分析，开泵1.7分钟后即见油气显示，分析认为，由于储层非均质性影响，在1594m处的座封点恰好落在较为致密的砾石岩块上。1593.0-1596.5m后经试油，日产水10.25m3，气1100m3，为含气水层(图5-26、3-27)。2.3高吸收流体现象陆118井1885.5-1887.0m，厚1.5m。现场解释认为顶部有一个油帽子，故在1886.5m进行流体分析。OFA分析过程发现，流体分析光谱道出现高吸收流体现象（即发生了散射），而直观显示道（油的显示）与流体电阻率均正常(流体电阻率值不断增大)。分析认为软件程序出错，为了验证，取液3.78升，基本上为纯油(如图5-28)。图5-28陆118井OFA分析-高吸收流体现象2.4PC模块掉电仪器工作时，供电模块会出现掉电的现象，LFA光谱图显示为高吸收现象，或特殊颜色时，应仔细分析光谱图，得到正确的认识。沙111井地理上位于阜康市北东沙南油田东部，距沙109井南东约1.7km，距沙106井北东约3.0km；构造上位于准噶尔盆地东部帐北断褶带中部沙南油田，沙109井岩性圈闭内；钻探目的是为了查明P3wt1砂体的含油气性，扩大含油面积；查明P3wt1砂体的厚度变化，确定油层的有效厚度；搞清沙南油田油藏类型及特征，为储量计算提供参数。按照以往经验，因为沙南地区储层分选差、胶结致密，MDT测压一般超压，无法建立压力梯度剖面，所以遵循“迅速见油”的原则，在测压压力恢复快的深度点反复推靠、直接进行OFA-光谱流体分析和取样。MDT在P3wt13组2571.0-2572.6m孔隙型储层的2572.0m处，做井下流体分析。MDT在泵出过程中，其PC模块掉电，故MRFA模块从1150秒起处于非工作状态，导致OFA流体分析图中流体电阻率、流体分析、气体分析以及光谱均变为不正常。总共泵了约23分钟，又用了10.5分钟,取样3.78升，得到油和泥浆滤液的混合液(原油约占80%，泥浆滤液约占20%)（图5-29）。图5-29沙111井OFA分析-PC模块掉电2.5色谱偏差莫北12地理上位于新疆玛纳斯县境内,距莫北4井东偏北3.65km，石西9井西偏北2.60km；构造上位于准噶尔盆地中央坳陷莫北凸起石西9井西断鼻；主探侏罗系三工河组，兼探西山窑组。在三工河组3426.8-3432.0m储层的3432.0m处进行OFA分析。图5-30左右两图为3432.0mOFA两次分析图,从图上看到，左右两图的流体分析道的色谱明显不同，左为第一次下井的分析图，分析过程中发现流体的色谱不对；右为将仪器重新色谱刻度后的结果。图5-30莫北12井OFA色谱对比图2.6残余油一般认为，在当前技术条件下残余油在地层中无法进行开采。在某种地质条件下，油气进行二次运移，水把部分油驱走，剩下部分在油藏条件下不能运移的油，油在储层中的多少受毛细管压力和构造圈闭高度的控制；这种储层在试油时有两种可能，即油水同层和水层。MDT在作流体分析或取样时，仪器样筒与地层之间的压差很大，使得部分在试油条件下不可流动的油进入仪器，出现油气显示。石东2井位于陆梁隆起石南断凸中部石东1井南背斜的高部位，钻井过程中在白垩系呼图壁河组、清水河组、侏罗系头屯河组均见到较好的油气显示。在白垩系清水河组2401.8-2406.2m储层的2404.4m进行LFA流体分析，开始见到油气显示，随着时间的增加，油气含量逐渐减少，直至最后见不到油气显示。分析认为，在刚开泵时，由于压差较大，地层冲洗带中的残余油在高压差作用下，被泵出来，在光谱图上显示为油气，随着压差的减小，残余油无法移动，故最后见不到油气显示。后2402-2406m试油，日产水48.21m3,验证为水层（图5-31）。彩403井是彩31井区的一口重点评价井，主要目的层为侏罗系西山窑组。在侏罗系西山窑组储层2467.0-2489.5m进行钻井取心，井段为2478.05-2493.05m,进尺15m，取到0.82m灰色油斑中砂岩，3.14m灰色油浸中砂岩，3.02m灰色油迹中砂岩，气测全烃可达8000ppm，在此井段MDT分析4点都见到油气，双侧向电阻率达15Ωm，达到了本区块油层电阻率的标准，虽然深浅电阻率为负差异，也不能表明本层为水层。本井有进行了阵列感应测井，感应电阻率值都很低，且表现为负差异。90in英寸电阻率曲线比双侧向深电阻率低4-5Ωm，在双侧向电阻率最高处，阵列感应深电阻率仅为7Ωm，并且90in和120in探测深度曲线彼此重叠,根据阵列感应测井认为本层含水，但不敢认定为纯水层。后2485-2486m经试油，抽吸水15m3/d，2476-2483m，抽吸水8.47m3/d，证实MDT泵出的油为地层残余油（图5-32、3-33）。深度：2404.4深度：2404.4m泵时间:3小时17分泵出流体:82.654L分析结果:开始略见油显示2402-24062402-2406水:48.21m3/d2401.8-2406.2mRT=21Ω2401.8-2406.2mRT=21ΩmDEN=2.39g/cm3POR=13%图5-31石东2井测井曲线综合图及LFA分析图深度：2476.5m深度：2476.5m泵出时间：110分钟泵出流体：8升图5-32彩403井LFA分析图取心取心2493.05m2476.5m2481.1m2482.8m2486.8m4点流体分析均见油气显示试油：2476-2483m抽吸：水8.47m3/d试油：2485-2486m抽吸：水15m3/d2467.3-2474.8m：气层2475.7-2478.3m：油气层2484.4-2487.4m：油水同层2487.4-2489.3m：水层0.82m油斑3.14m油浸3.02m油迹中砂岩取心2478.05m2481.1-2483.4m：油层图5-33彩403井测井曲线综合图2.7流线电阻率MDT在流体分析过程中，对流入仪器的流体进行电阻率测量，由于仪器的管线较小，测量值没有刻度，因而其测量值的大小并不标准。在分析时必须考虑实测泥浆滤液电阻率、估算地层水电阻率以及流线电阻率的变化。石南23井地理上位于和布克塞尔县境内，距石南22井东北4920m，石104井东偏北6180m，陆118井西南8250m；构造上位于准噶尔盆地陆梁隆起基东鼻凸石南10井北断鼻；主探侏罗系西山窑组、头屯河组，兼探白垩系吐谷鲁群。在1180.7m(1179.5-1182.0m)进行LFA流体分析，流线电阻率呈下降趋势(0.57↘0.5Ωm)，光谱图上S6、S9窗口显示较宽，综合分析为水。故认为已经见到了地层真实流体（图5-34）。1179.5-1182m1179.5-1182mRt=6ΩmDEN=2.15g/cm3LFA深度：1180.7m,流度：260md/cp,泵出时间：45分泵出体积：65升分析结果：水LFALFA图5-34石南23井测井曲线综合图及LFA分析图陆22井地理上位于新疆和丰县境内，陆10井西偏南方向1.54km、陆9井东南方向8.2km处；构造上位于准噶尔盆地陆梁隆起陆10井南断鼻；目的层为白垩系和侏罗系头屯河组、西山窑组。在白垩系1812m处进行OFA流体分析，流线电阻率呈下降趋势(0.87↘0.5Ωm)，光谱图上S6、S9窗口显示较宽，综合分析为水。故认为已经见到了地层真实流体（图5-35）。吐002井构造上位于准噶尔盆地北天山山前坳陷吐谷鲁背斜东断块，钻探目的为了查明吐谷鲁背斜东断块的油藏控制因素、油水分布关系及储层展布情况；进一步落实吐谷鲁背斜东断块的含油性，为计算探明储量提供依据。下第三系紫泥泉子组1534.2-1537.7m，厚度3.5m,密度（DEN）2.41g/cm3，电阻率（Rt）3.8Ωm，核磁有效孔隙度（ФC）8%，核磁可动流体孔隙度（ФF）3%，测井处理孔隙度（POR）12.9%，含油饱和度（So）45.2%（图5-36）。在1536.0m处进行LFA分析，共分析2次，第一次分析了7分钟，从光谱图上看，见不到油气显示，直观图上见微弱油显示，流线电阻率显示，开泵1分钟左右，电阻率有明显上升趋势（图5-37左），结合常规测井曲线及录井等资料，认为该层油气显示好，决定再重新进行LFA分析（图5-37右），本次见到较好的油气显示。深度：深度：1812m泵出体积：75升分析结果：未见油气显示图5-35陆22井OFA分析图1534.2-1537.7m,3.5mDEN:2.41g/cm1534.2-1537.7m,3.5mDEN:2.41g/cm3Rt:3.8ΩmФC:8%,ФF:3%POR:13%,So:45%图5-36吐002井测井曲线综合图深度：1536.0m深度：1536.0m分析时间：63.1min泵出体积：2.93L分析结果：见油气显示图5-37吐002井LFA分析图2.8层厚影响在储层条件接近的情况下，LFA分析应尽量在较薄的储层。由于泥浆侵入深度与层厚的关系不明显，这样储层薄，储层中侵入的泥浆滤液总量较少，LFA更容易泵到储层的真实流体石南24井地理上位于和布克塞尔县境内,距石南11井东南370m，石南6井东北2.21km，石南21井西北4.98km；构造上位于准噶尔盆地陆梁隆起基东鼻凸石南11号背斜；主探白垩系连木沁组（K1l）、呼图壁河组（K1h）。白垩系储层厚度薄，在1839-1840.5m的顶部1839.8m进行LFA分析，开泵立刻见到油。试油井段1838.0-1840.0m，结论为油水同层，抽汲日产油15.07t,水6.07m3（图5-38）。陆102井1164.0-1171.2m储层，厚度7.2m，在顶部1166m进行OFA分析，开泵分钟见到油。1164-1168试油，日产油10.85t,水27.69m3（图5-39）。Rt=4.0Rt=4.0ΩmΦe=25%K=180md深度：1839.8m泵出时间：65分泵出体积：54升分析结果：油显示，取样3.78升图5-38石南24井测井曲线综合图及LFA分析图深度深度:1166.0m泵时间:120.2min泵出体积:331.7L分析结果:油取样:未成功图5-39陆102井测井曲线综合图及OFA分析图2.9位置影响对较厚的储层，OFA/LFA分析点应选择在储层的顶部，受边界条件的影响，供流主要是径向；另外，对于油层，由于重力分异，泥浆侵入深度是顶部浅，低部深，由于这两种原因的客观存在，因而认为在储层顶部更容易泵到储层的真实流体。陆103井1562.3-1568.3m储层，厚度6.0m，在顶部1563.9m进行OFA分析，开泵即见到油。1563-1566试油，日产油51.26t,气2510m3，微含水（图5-40）。1445-1448m、1517.6-1519.6m储层，厚度分别为3m、2.0m，分别在1446.2m、1519.0m进行OFA分析，两个点均在储层的下部，相对第一个点，见到油时间较长，分别是32分钟、35分钟。1445-1448m试油，日产油7.5t，水3.46m3（图5-41、3-42）。深度：深度：1563.9m分析时间：35分钟分析结果：见油显示图5-40陆103井测井曲线综合图及OFA分析图图5-41陆103井测井曲线综合图深度：深度：1446.2m分析时间：55分钟分析结果：见油显示深度：1519.0m分