试井技术

2024-08-07

试井技术（精选8篇）

试井技术篇1

摘要：热采试井技术是用热采二参数测试仪、四参数测试仪来动态监测热采井注汽效果情况,首次在胜利油田通过应用新工艺技术对热采井从注汽到生产结束四个阶段全过程不间断动态监测。随着河口采油厂注汽井不断增加,注汽效果的好坏直接关系到油井产量的高低和开发效果的好坏,针对热采动态监测存在的问题,不断完善了测试工艺,使该测试项目在河口油田稠油注汽井测井中得到了良好的应用。

关键词：热采,注汽,焖井,防喷,生产,四个阶段测试

一、前言

稠油油藏注蒸汽吞吐采油过程分为注汽、焖井、放喷和生产四个阶段,此过程中的动态监测与试井技术分析,不仅是指导、监控稠油开采的重要手段,也是动态认识油气臧的重要手段,是油田开发动态监测中的新课题。稠油因其粘度高、流动性能差,一般在油层条件下不能流动,常规开采方法很难有效的开发,致使相当长的时间内没能进行大规模的开采稠油。随着开采技术的不断进步,稠油的开采已势在必行。

二、注汽阶段吸汽剖面测试

(一)测试工艺的配套与完善

热采测试工艺的完善与创新,是保证注蒸汽热采井测试成功与测试人员安全的重要条件。

1、引进耐高温高压注蒸汽测试仪器并得到推广使用

为了解决高温环境测试问题,测试仪器外筒采用多层真空隔热,和仪器内腔设计高效吸热剂两项技术措施,将电子元器件、电池等不耐高温部分放入仪器腔内,仪器探头置入高温环境中,解决了仪器的耐温问题。使仪器在350℃高温条件下正常工作在4小时以上,仪器腔内温小于125℃。

2、研制耐高温轻便型半自动装卸防喷装置

由于注蒸汽井高温高压的特性,全靠人工装卸的普通测试防喷管无法使用,为此我们合作研制出钛合金半自动轻便型装卸防喷装置。

3、编写与之配套的注蒸汽测试解释分析软件

2007年以来我厂引进西安华晨两参数热采测试仪器和解释软件,在注蒸汽井监测方面发挥了重要作用,但在使用过程中,发现现用的解释软件基于传热理论的解释方法存在一定的局限性,计算的井筒蒸汽干度是相对于井口的相对干度。存在两个问题,一是当井口干度出现大的误差时,井底干度误差也会很大;二是传热模型需要的参数,如地层、环空介质、隔热管等导热系数不同的井况是不同的,但是这些参数难以准确确定,引起计算误差。

压力模型计算的干度是不依赖井口化验干度的绝对干度,可以更有效的监测、评价注汽干度,及时发现注汽干度不足的情况,为稠油热采提供更准确的资料。因此,提出压力模型干度解释新方法,并编制了相应的计算程序。

该软件结合测试仪所测资料数据和各种影响参数,自动计算出热损失、地层蒸汽压力、温度、干度、套管温度等参数,同时,绘制成果曲线,生成解释报告。

(二)地面设备、管网与井下管柱工艺的配套

为了确保注入的蒸汽流体到达油层井段时仍处于湿蒸汽状态,必须保证地面设备流程和井下管柱工艺的配套于完善,减少热量的损失,地面使用保温管线,井下管柱使用真空隔热管。根据测试程序,录取了锅炉出口、井口、井筒各深度点的压力、温度、干度等相关数据,采用单炉注单井的方式,以保证注汽排量的精确度。

(三)注汽吸汽剖面测试主要项目

根据我厂稠油开发实际情况,主要开展了以下注汽吸汽剖面测试项目。

①温、流压测试----热采两参数

②温、流压、蒸汽干度、流量测试----热采四参数

③蒸汽井井下干度取样----蒸汽高温取样器

三、关井焖井阶段测试

焖井关井过程中,初始阶段停止注汽的某个有限时间内,井筒内热流体还会继续流入油层而产生“续流效应”,关井之后的某一时刻,井筒底部的温度、压力与受热油层内的温度、压力达到平衡,平衡点之前的压降曲线是焖井试井分析过程中唯一可以应用的部分。通过压力、温度的连续测试,使用压力降落试井资料解释,从而计算出油层加热半径及渗流参数,为实现回采阶段油井生产的动态的准确预测、有杆泵稠油参数优化设计和生产过程中的合理控制提供了依据。

我们根据地层构造和原油物性,确定焖井时间确定为168小时左右,目前所使用的热采高温两参数测试仪在高温下连续工作不能超过4小时,为了达到测试要求和确保仪器的安全,只能多次更换测试仪器进行测试。

①焖井压力降落测试-----热采高温两参数测试仪

②焖井温度降落测试-----热采高温两参数测试仪

陈371-6井焖井压降测试实例分析:

1、注汽井筒干度及热损失计算

按井口压力10MPa,流量6.5 m3/d,干度74.4%计算得到1250处的压力11.6MPa,干度50%。

2、5月24日-6月5日,共断续测试6次,累计时间43.1小时。从测试曲线反映,油井压力呈逐渐下降趋势。

四、放喷阶段测试

放喷阶段测试是通过采用热采高温两参数测试仪测试井底温度、压力及其变化情况,该阶段测试的目的是主要了解放喷阶段油层的初期温度,为下一步生产阶段测试选用多大量程的耐温仪器提供依据。陈371-6井的放喷初期温度为109℃。

五、生产阶段测试

生产阶段测试时间比较长,测试时间从防喷后开抽开始到该井不出油上作业结束。由于注入蒸汽的结果,井底与油层加热区内形成了一个巨大热能的瞬变温度、压力场,随着生产时间的增加,地层温度、压力发生变化,地层原油物性也发生了变化,通过对整个生产阶段不间断的连续测试,我们推广应用了《稠油油藏长效高温随泵测试技术》。

稠油油藏长效高温随泵测试技术是指在油井转周作业过程中,把长效高精度电子压力计随抽油泵下入井中,进行长期监控测试,随着油井生产制度的不同,可进行流压、静压、恢复等项目的测试,能够有效地进行稠油井采油过程中的中长期动态监测工作,特别是解决了大斜度、稠油等有杆泵井的井下压力、温度的长期监测难题,为稠油井动态分析及确定合理转周时间提供重要依据。

1、随泵测试新工艺技术

(1)研制了托筒短节,存放压力计

主要解决了存储式压力温度测试仪的固定调节、减震、连接和防砂堵问题。托筒下部设计托筒导锥,起导向作用,在托筒上设计有防砂堵滤网式进压孔,地层压力信号通过防砂堵滤网式进压孔传递到存储压力温度测试仪。压力温度测试仪上下设计减震弹簧连接头由上下部减震弹簧固定于泵下托筒中,筒内灌注耐腐蚀油,从而降低管柱起下对存储压力温度测试仪的撞击。

(2)研制了高存储量、防振电子压力计

借鉴常规压力计技术,与武汉三江合作研发了耐高温、抗震

性能好、存储量大的电子压力温度计,满足了测试需求。

技术指标:

耐压:0-80MPa;耐温:175℃;压力精度:0.02%FS (满量程);

温度精度:±0.2℃;最长工作时间:300天以上;

存储数据量:5-50万组数据以上。

2、随泵测试内容

使用随泵长效高温两参数测试仪进行随泵测试,可以实时监测油井流温、流压;压力温度恢复、降落测试。

六、结论及建议

1、引进蒸汽取样器,进行井口和井底流体取样,化验出实际干度,与测试干度对比。

2、开发可以计算井筒内绝对干度的软件,对于注汽情况的监督及注汽效果的评价意义重大。

3、通过对资料处理结果和绘制的曲线,不但可以评价注汽效果的好坏,还可以预判出管柱是否有漏点情况。

4、热采井开发主要由注汽、焖井期和采油期形成一个周期,注汽期的动态监测完成后,可开展热采井焖井期和采油期的动态监测工作,可在作业时下入长期工作的压力计,转周时起出回放资料,研究井下压力温度变化规律,确定油井合理生产压差。

5、热采斜井、水平井不断增加,要做好这些井的测试研究工作。

6、对于热采井压力、温度恢复或降落的测试,积极推广应用毛细钢管测试装置和光纤光栅测试装置。

试井技术篇2

【关键词】低渗透油藏；测试周期；压力恢复试井；探测半径；井储系数

1.低渗储层探测半径与测试时间关系

研究采用的参考值：取流体粘度为0.6mPa.s，储层孔隙度0.15，综合压缩系数0.0011/MPa，储层渗透率1×10-3μm2，测试时间400h。测试时间400h，渗透率1×10-3μm2时，探测半径65m；测试时间750h时，探测半径89m。

2.低渗储层渗透率与测试周期关系

探测半径89m时，渗透率1×10-3μm2，测试周期750h左右；渗透率10×10-3μm2，测试周期85h左右。探测半径65m时，渗透率1×10-3μm2，测试周期400h左右；渗透率10×10-3μm2，测试周期45h左右。

3.低渗储层井筒存储系数与测试周期关系

根据现场实测资料统计，双对数坐标中，平均井储控制无因次时间比例为0.52，可见井储效应影响大，因此，低渗储层试井测试周期既要满足探测半径要求，又要满足井储效应要求。推荐测试周期关系式为：

t=0.1575r+24（式1）

式中，r为探测半径，m；k 为估算渗透率，md；μ为流体粘度，mPa.s；t为测试周期，h；C 为预估井筒存储系数，m3/MPa（推荐值100左右）；ΔP 为预估测试期间压力变化幅度，MPa（推荐值2）；q为测试期间产液速度变化值，m3/d（取实际值，典型区块推荐25）。

4.低渗储层水井试井周期优化

典型区块低渗储层试井周期可以根据推荐测试周期关系式得到，根据实际工艺情况，建议取20d作为典型区块低渗透储层压力恢复试井测试周期的上限，10d作为典型区块低渗透储层压力恢复试井测试周期的下限。

5.结论

低渗透油藏测试工艺的发展速度超过了试井解释技术，针对性的解释理论和解释技术成为当前试井软技术研究的主要方向之一。近年投产的复杂低渗油气藏对试井提出了更高的要求，急需测试解释成果深入、量化应用到油藏工程分析中，目前缺少结合油藏工程的综合研究是试井应用受限的现实条件之一。结合现场测试实例，研究了注采井间探测半径变化，优化确定了低渗透油藏压力恢复试井测试周期。根据实际工艺情况，建议取20d作为典型区块低渗透储层压力恢复试井测试周期的上限，10d作为典型区块低渗透储层压力恢复试井测试周期的下限。

【参考文献】

[1]冯文光，葛家理.单一介质、双重介质中非定常非达西低速渗流问题[J].石油勘探与开发，1985，12（1）56～62.

[2]程时清，李跃刚.低速非达西渗流试井模型的数值解及其应用[J].天然气工业，1996，16（3）27～30.

[3]贾永禄，李允.特殊开采方式低速非达西渗流试井模型研究[J].西南石油学院学报，2000，22（4）37～40.

试井技术篇3

煤层气资源丰富,作为未来油气的接替能源之一,受到了越来越多的关注和重视:煤层气资源的开发是一个崭新的研究领域,国外起步较早,我国是继美国之后第二个大规模进行地面煤层气勘探的国家,新一轮(2006年)全国油气资源评价表明,我国埋深2 000 m的煤层气地质资源量达36.8 ×1012 m3,与常规天然气资源量(38×1012 m3)[1]相当。我国煤储层具特殊性:我国煤层气储层具有与美国不同的成煤和煤化作用地质条件,地壳运动具有多期叠加性,构造活动具有复杂多样性,因而我国煤层气成藏机理和气藏富集规律均与美国有一定差异,使煤层气勘探开发表现出诸多特殊性。

虽然近年来在全国各地陆续开展了煤层气的勘探试验工作,目前已进入煤层气商业化开发示范阶段;但由于我国煤层气勘探开发起步较晚,只有10余年的发展历史[2],因此,目前我国普遍使用的煤层气试井分析方法和试井解释软件,仍然是从美国引进的可执行文件。上述软件是基于美国简单地质条件反映优良储层特性开发出来的,不能较好适用于我国复杂地质条件下低渗透强吸附储层特性。现主要采取理论研究与现场应用相结合的方法,针对我国煤气藏的特殊储层条件,建立相应的煤层气试井和产能预测方法 ,对我国煤层气开发具有一定的指导意义。

2 煤层气吸附-解吸-扩散及渗流机理研究

2.1 煤层气的储层特征

煤储层与常规油气储集层不同,它既是煤层气的储集层,又是煤层气的源岩,这导致了煤层中气、水两相的储集和开采方式比较特殊。煤层气在煤层中的储集空间主要是孔隙和裂缝,同时这也提供了气体的运移通道。煤层的孔隙体积越大,甲烷的扩散与运移越容易。只有深入研究了煤储层中的气体储集、运移及产出机理,才能够准确建立煤层气理论模拟方法。

2.1.1 煤储层的孔隙结构

煤储层的储集空间主要由原生孔隙、次生孔隙和裂缝构成,其中各孔隙间的差异很大,有微米级的裂缝,也有氮分子都通过不了的孔隙[3]。煤储层中的甲烷气体主要是通过吸附作用吸附在孔隙结构的内表面,煤储层中的孔隙结构很发育,拥有相当大的比表面积,因此煤储层比常规的砂岩储层的储气能力更大。煤储层具有双重的孔隙结构,分为裂缝孔隙和基质孔隙。裂缝孔隙是指煤储层中的天然裂隙和割理。煤储层基质中有0.5～1.0 nm的微孔隙结构,小到连水分子都很难进入,煤层气储集在微孔隙中,在储层压力作用下表现为气体的吸附状态,又由于基质的比表面积很大,所以煤层气在煤储层中的储量很大。

2.1.2 煤储层的渗透性

煤储层的渗透性可以反映出气、水两相流体的渗透能力,对煤层气的生产能力影响很大。煤层气能够有效开发的前提是煤储层具有较高的渗透能力,所以煤层气的高含量区不一定是煤层气的高产区域。由于煤储层的主要流动通道是裂缝网络,并且相互连通,其决定了煤储层的渗透性[4,5]。

煤储层的渗透率随着储层埋深的增加而减小;随着储层压力的逐渐降低,有效应力增加,渗透率减小。但同时,随着储层压力的逐渐降低,煤层气的解吸量增加,基质中的孔隙缩小,裂缝孔隙增加,使得煤储层的渗透率随之增大。两个过程的作用相反,根据国外学者研究资料可知,后者的作用较为强烈。因此煤储层与常规储层差异很大,随着储层压力的逐渐降低,渗透率反而逐渐增大。储层中裂缝的发育程度也严重影响着煤储层的渗透率大小。综上所述,渗透率大小是许多因素综合作用的结果。

2.2 煤层气的储集机理

煤层气藏与常规气藏有很大差异,主要表现在:煤层气贮存在孔隙中呈现三种状态[6],分别为吸附态、游离态和溶解态,这几种状态以动平衡的形式存在,动平衡过程如图1所示。甲烷气体在煤储层基质孔隙内表面的分子吸引力作用下吸附在内表面上,呈吸附状态。煤层气主要靠吸附作用以吸附状态存在于储层中,吸附态气体占储层中甲烷气体的70%～95%。但吸附是一个可逆的过程,与之相反的是解吸过程,是吸附在孔隙内表面气体的脱离过程。部分气体以游离态存在于裂缝和孔隙中,占气体总量的10%～20%。还有少量气体以溶解气形式溶解在水体中,但总量很小,通常忽略溶解气的存在。一旦开采煤层后,以上三种状态的气体可以相互转换,所占比例发生变化。

2.3 煤层气运移和产出机理

煤储层中的煤层气运移和产出分为以下几个阶段[7]:煤层气井排水,储层压力降低;气体分子从基质孔隙的内表面解析;由于存在气体浓度差,气体分子从基质微孔中逐渐扩散到割理结构中;在割理系统中,气体进行运移,最终在流体势作用下逐渐流向气井的井筒中。

煤层气的开采技术与常规油气藏开采不同,主要通过排水降压技术来实现。煤层气从煤储层基质流入到井筒中,主要分为三个阶段[8]:

第一阶段:单相流阶段。在储层压力没有降到临界解吸压力之前,压降不大,井筒附近单相流体流动,只有水体被产出;

第二阶段:非饱和单相流阶段。在储层压力已经下降到临界解吸压力之后,煤层气逐渐在基质孔隙的内表面解吸,并由高浓度向低浓度区域扩散,水体相对渗透率降低。这时已经是气、水两相流动,但由于解吸的气体还较少,仍没有可以连续流动的气相;

第三阶段:气—水两相流阶段。在储层压力降至低于临界压力之后,解吸出更多的气体。水相中的气体达到饱和,已形成了连续流动的气相。随着储层压力的逐渐降低,此时水相的相对渗透率相应减小,而气相的相对渗透率增加,流体进入气、水两相流动状态。

上述的三个阶段在同一储层是依次发生的,由井筒附近逐渐推进到周围的煤储层中。随着排水降压时间的增加,储层受波及的面积随之增大,同时煤层气的解吸面积也逐渐扩大。

3 煤层气单井数值试井模型建立

3.1 煤层气试井与常规气井试井的差别

3.1.1 试井流体

煤层气地下埋存方式是压力封闭,由于地层压力高于临界吸附压力,煤层中一般不存在游离气。为了测试储层的渗透率,经常采用注入/压降试井方法。煤层中裂隙等较大孔隙中的储层流体是水。煤层压力表现为煤层中水压力,被测井常常是水井,并按水井试井方法进行地层参数分析,而常规的气藏属于构造圈闭,分析的对象是砂岩孔隙中的天然气[9]。

3.1.2 流动特征

由于煤层属于一种双重孔隙储层,煤层气一般吸附在基质孔隙表面,煤层压力低于解吸压力后,基质表面的煤层气开始解吸,然后扩散到割理裂隙中,裂隙中的气、水开始渗流,符合达西定律,因此煤层虽然有双重的结构,却不具备双重的渗流条件,因而也就不具备双重介质的渗流特征。普通双重介质天然气储层中,天然气的流动,不论从基质到裂缝,或是在裂缝中的流动,都符合达西定律,因而形成“双重流动”。

3.1.3 不同阶段的试井对象与分析方法

煤层气生产划分为三个阶段的独特性决定了其与常规气井试井对象的差异性。生产初期,由于煤层气处于排水降压阶段,只有裂隙中的煤层水参与流动,因此试井针对的是单相水的裂隙均质流,这一个时期的试井主要解决煤层裂隙的地质属性和煤层的产能,而这是煤层气试井的主要时段。在煤层气井排水降压后,多相流试井还没有成熟的方法应用到煤层气开采中。

3.2 模型假设条件

在充分研究了之前国内外学者关于煤层气的成果基础上,利用油气藏渗流力学和煤层气地质学等相关理论知识,主要考虑了启动压力梯度和气体滑脱效应对模型的影响,建立了新的煤层气藏模型。模型的假设条件如下所示:

(1)储层主要是由裂隙宏观孔隙系统、基质微孔以及大孔系统组成,具有三孔双渗结构特征,并且假设油藏形状为长方形;

(2)储层均质,并且各向异性;

(3)储层中的气体流动为等温流动,其中自由气是真实气体;

(4)储层原始状态含水饱和度100%,不含游离气及溶解气,气体吸附在煤基质的内表面上;

(5)水体微可压缩,但水体不能进入煤基质;

(6)气体在裂隙系统中的流动主要是扩散和渗流过程,水体运移是渗流过程,这两种流动方式都服从Darcy定律和Fick第一定律,并同时考虑重力和毛管力作用;

(7)气体在储层中的扩散服从Fick第一扩散定律,是拟稳态过程;

(8)考虑气体滑脱效应和启动压力梯度。

3.3 三孔双渗数学模型的建立

考虑气体滑脱效应和启动压力梯度的影响,描述煤层气产出,运移和扩散的完整的三孔双渗数学模型如下:

基质大孔隙系统中气相运移方程:

$\begin{array}{l} \nabla \cdot {\frac{k_{a} k_{a r g \infty}}{μ_{a g} B_{a g}} [1 + α_{1} (\frac{k_{a} k_{a r g \infty} (s_{a g})}{φ_{a}})^{- α_{2}} / p_{a m}] \times \\ [\nabla (p_{a g} - γ_{a g} Η] - λ_{b g}) + D_{a} \nabla (\frac{s_{a g}}{B_{a g}})} - \\ q_{a f g} + q_{m a g} = \frac{\partial}{\partial t} (\frac{φ_{a} s_{a g}}{B_{a g}}) (3.1) \end{array}$

基质大孔隙系统中水相运移方程

$\begin{array}{l} \nabla \cdot {\frac{k_{a} k_{a r w \infty}}{μ_{a w} B_{a w}} [\nabla (p_{a w} - γ_{a w} Η) - λ_{b w}]} - q_{a f w} = \\ \frac{\partial}{\partial t} (\frac{φ_{a} s_{a w}}{B_{a w}}) (3.2) \end{array}$

裂缝系统中气相运移方程

$\begin{array}{l} \nabla \cdot {\frac{k_{f} k_{f r g \infty}}{μ_{f g} B_{f g}} [1 + α_{1} (\frac{k_{f} k_{f r g \infty} (s_{a g})}{φ_{f}})^{- α_{2}} / p_{f m}] \times \\ \nabla (p_{f g} - ρ_{f g} g Η) + D_{f} \nabla (\frac{s_{f g}}{B_{f g}})} + \\ q_{a f g} - q_{f v g} = \frac{\partial}{\partial t} (\frac{φ_{f} s_{f g}}{B_{f g}}) (3.3) \end{array}$

裂缝系统中水相运移方程

$\nabla \cdot [\frac{k_{f} k_{f r w}}{μ_{f w} B_{f w}} \nabla (p_{f w} - ρ_{f w} g Η)] - q_{f v w} + q_{a f w} = \frac{\partial}{\partial t} (\frac{φ_{f} s_{f w}}{B_{f w}}) (3.4)$

辅助方程

sag+saw=1.0 (3.5)

sfg+sfw=1.0 (3.6)

pacgw(sag)=pag-paw (3.7)

pfcgw(sfg)=pfg-pfw (3.8)

解吸扩散方程

$q_{m f g} = - \frac{ρ_{c}}{B_{g}} \frac{\partial V_{m}}{\partial t} (3.9)$

窜流方程

$q_{a f g} = \frac{k_{r g}}{μ_{a g} B_{a g}} (p_{a g} - p_{f g})$ (3.10)

$q_{a f w} = \frac{k_{r w}}{μ_{a w} B_{a w}} (p_{f w} - p_{a w})$ (3.11)

模型初始条件

pfg(x,y,z,0)=p $_{f g}^{0}$ (x,y,z) (3.12)

pfg(x,y,z,0)=p $_{f g}^{0}$ (x,y,z) (3.13)

sg(x,y,z,0)=s $_{g}^{0}$ (x,y,z) (3.14)

sg(x,y,z,0)=s $_{g}^{0}$ (x,y,z) (3.15)

内边界条件

$q_{f v w} = \frac{2 π h k_{f} k_{f r w}}{μ_{f w} B_{f w} \ln (\frac{r_{e}}{r_{w}} + s)} (p_{f w} - p_{w f})$ (3.16)

$q_{f v g} = \frac{2 π h k_{f} k_{f r g}}{μ_{f g} B_{f g} \ln (\frac{r_{e}}{r_{w}} + s)} (p_{f g} - p_{w f})$ (3.17)

外边界条件

pag(x,y,z,t)|(x,y,z)∈Γ=pae(x,y,z,t) (3.18)

pfg(x,y,z,t)|(x,y,z)∈Γ=pfe(x,y,z,t) (3.19)

$\frac{\partial s_{a g}}{\partial n} |_{Γ} = 0$ (3.20)

$\frac{\partial s_{f g}}{\partial n} |_{Γ} = 0$ (3.21)

渗透率模型

$\frac{k}{k_{0}} = (\frac{φ}{φ_{0}})^{3}$ (3.22)

$\begin{array}{l} φ - φ_{0} = \frac{1}{Μ} (p - p_{0}) - (1 - \frac{Κ}{Μ}) \frac{ρ_{c} V_{L} R Τ}{V_{0} E} [\ln (1 + \\ b p_{0}) - \ln (1 + b p)] (3.23) \end{array}$

其中:kf—裂缝系统渗透率(mD);kfrg∞—裂缝系统中气相相对渗透率;

kfrw∞—裂缝系统中水相相对渗透率; μfg—裂缝系统中气相粘度(mPa·s);

μfw—裂缝系统中水相粘度(mPa·s);Bfg—裂缝系统中气相体积系数;

Bfw—裂缝系统中水相体积系数;pfg—裂缝系统中气相压力(MPa);

pfw—裂缝系统中水相压力(MPa);ρfg—裂缝系统中气相密度(kg/m3);

ρfw—裂缝系统中水相密度(kg/m3);sfg—裂缝系统中气相饱和度;

sfw—裂缝系统中水相饱和度;qfvg—裂缝系统中气体流量(m3·(m3·d)-1);

φf—裂缝系统孔隙度;qfvw—裂缝系统中水相流量(m3·(m3·d)-1)。

3.4 煤层气单井数值试井软件开发

主要应用面向过程的设计方法,考虑启动压力梯度项的影响,开发了煤层气三孔双渗结构特征的软件程序。该程序不仅具有非常强大的功能和较高的精确度,并且适用范围广,能够分别模拟直井和各种复杂结构井对煤层气藏进行开发的动态过程,同时分析渗透率等地层参数与储层压力变化的关系。编写软件程序代码时独立化功能模块,这样将为开展调试程序的后续工作提供便利。在界面编制和处理过程中主要遵循简单和灵活的原则,便于用户输入数据和操作程序运行。

4 现场实际应用

在分析沁水盆地和顺区块的地质特征、基本参数及试井资料的基础上,首先通过历史拟合的方法拟合了H2—3井气、水产量以及压力的变化,继而分析了各井的渗透率、孔隙度、表皮系数等参数。利用了本文所编写的考虑启动压力梯度项和气体滑脱效应影响的三孔双渗模型内部程序,通过调整煤层气藏的特征参数来做历史拟合。并且在历史拟合的过程能够得到有效渗透率参数,但不能获得相对渗透率参数,这是因为在实际生产数据中很难获得相对渗透率曲线。

H2—3井的测试目的层为太原组15#煤层,通过对H2—3井太原组15#煤层测试,获取煤储层参数值,为H2—3井的煤层气生产潜能评价和开发试验提供可靠的参数依据。图2和图3分别为H2—3井生产过程中动液面和转速随时间变化的关系图形。

图4—图8分别表示H2—3井日产气量、累计产气量、压力、累计产水量以及日产水量的历史拟合图形。由拟合结果可知,当煤层厚度、孔隙度、割理渗透率和表皮系数取下表1中所示数值时拟合效果最好。

而根据实际现场数据可得原始输入的煤层厚度、孔隙度、割理渗透率和表皮系数分别为:5.50 m,0.02,0.01 mD,-1.72。对比分析可以看出,输入值与拟合值基本相符合,相对误差为分别为2%,2.5%,1.6%,1.2%。

5 结论

煤层气试井测试分析技术是认识煤储层,进行储层评价和生产动态监测以及评估完井效率的重要手段。

(1)建立了综合考虑启动压力梯度和气体滑脱效应影响的三孔双渗模型和反映基质收缩效应的渗透率压力模型,突出之处在于它打破了以往气体滑脱效应只可以应用于单相渗透率模型的局限性,并应用传统修正的IMPES方法和预处理共扼梯度法进行求解。

(2)在模拟的过程中如果忽略了启动压力梯度和气体的滑脱效应的影响,结果将产生很大误差,考虑气体滑脱因子可以增加产气量,主要原因是考虑气体滑脱因子,可以增加气相的渗透率。

(3)根据沁水盆地和顺区块的现场数据,利用编写的程序对该区块的现场数据进行数值试井方面的研究,通过对H2—3井数值试井分析研究表明,输入的参数值和历史拟合值基本相似,因此验证了方法的正确性。

参考文献

[1]朱杰,车长波,刘成林,等.我国煤层气产业发展趋势预测.中国矿业,2006;15(1):5—8

[2]宋岩,张新民(此处有删去).煤层气成藏机制及经济开采理论基础,北京:科学出版社,2005

[3]杨秀春,接铭训,王国强.潘河煤层气试验区产能影响因素分析.天然气工业,2008;28(3):99—101

[4] Thungsuntonkhun W,Engler T W.Well deliverability of undersatu-rated coalbed reservoir.SPE71068,2001

[5]吴晓东,师俊峰,长丰.煤层渗透率敏感性及其对煤层气开发效果的影响.天然气工业,2008;28(7):27—29

[6] Burton E,Friedmann J,Upadhye R.Best practices in undergroundcoal gasification.Lawrence Livermore National Laboratory,2008

[7] Ertekin T,King G R.Development of coal gas production simulatorsand mathematical models for well test strategies.Topical Report underGRI Contract Number5081—321—0457,July,1983

[8] Airey E M.Gas emission from broken coal an experimental and theo-retical investigation.International Journal of Rock Mechanics andMining Sciences,1968;5:475—494

试井技术篇4

1 特低渗透储层射孔投产油井的试井曲线特征

特低渗透储层射孔投产井的试井曲线, 双对数曲线显示是早期井储层段, 属早期变井储层特征 (图1) , 充分表现出特低渗透储层渗透性差的特性, 这种曲线只能提供一个末点压力值, 不能像高、中渗透油田的曲线那样反映出完整的早中晚期段, 从而计算出油田开发需要的渗透率、表皮系数等各种参数。

2 运用试井资料, 判断特低渗透储层油井注气受效

塔26-20-斜20井是CO2驱油区块的一口采油井, 2009年3月射孔投产, 全井射开砂岩厚度3.8m, 有效厚度2.2m, 投产初期日产液0.2t, 日产油0.2t。

2009年4月和2011年3月对塔26-20-斜20井进行环空静压测试, 从曲线形态看, 该井表现出明显的特低渗透曲线特征, 双对数曲线为早期井储层段, 属早期变井储层特征 (图2 (a) 、图2 (b) ) 。

注气3年后, 2011年12月再次对该井进行环空静压测试, 曲线形态发生了明显变化 (图2c) , 同样是关井测试240h, 这次测试曲线的早、中、晚3个阶段清晰可见, 表现出渗透性变好、探测范围变大、续流影响时间缩短的特征 (图2c) 。

从动态变化看油井产液量由0.2t上升到了1.2t (表1) 。从连通图上看 (图3) , 该井与注气井连通4个小层, 连通厚度3.8m, 环空资料显示主产层为FII5.1层 (大片席状砂体) 和FII6.1层 (小片席状砂体) , 且与这两个小层连通的注气井的FII5.1层和FII6.1层累积注气强度已分别达到4 526m3/m、6 034m3/m, 分析油井的FII5.1和FII6.1层已明显见到注气效果, 油井近井地带渗透性已明显改善。

3 运用试井资料, 判断特低渗透储层油井气窜

塔26井CO2驱油区块一口投产较早的探井, 开采层位为FI1-FII9, 砂岩厚度9.6m, 有效厚度1.2m, 1992年6月压裂试油, 日产液7.3t, 日产油7.3t。2002年11月捞油生产, 初期稳定日产油1.1t, 到2008年11月转抽时, 日产油已下降到0.5t, 注气5个月后, 见到了注气效果, 日产油上升到0.8t, 而后日产油逐步上升到1.2t, 之后油井见气关井。

2009年1月对塔26井进行环空静压测试, 双对数曲线反应该井续流影响时间短、无污染超完善井 (图4) 。分析是塔26井与注气井连通层位FⅡ6.1层试油时压裂规模较大 (加砂量32m3、加液141.1m3, 预计裂缝半长为180m) , 注气受效后裂缝开启, 使油井近井地带物性变好, CO2气体沿裂缝气窜, 导致油井见气。

4 试井资料与动态资料相结合, 指导注气井区措施及方案调整

在明确了气窜方式及气窜层位后, 2010年9月将与见气层位FII6.1层连通的塔26-18-22井压裂引效, 措施实施后塔26-18-22井初期日产液7.0t, 日产油7.0t。由于压裂有效调整了平面矛盾, FII6.1层的主要气驱方向由塔26井调整到塔26-18-22井, 塔26井的CO2含量由81.2%下降到35.5%, 气油比由311m3/t下降到85m3/t, 日产油稳定在1.2t。

2011年4月对塔26-18-22井进行环空静压测试, 曲线早、中、晚期特征清晰, 双对数曲线晚期有上翘趋势 (图5) , 采用均质完全复合油藏模型拟合, 从双对数曲线形态上完全可以看出该井渗透性很好, 探测到边界反应, 复合边界距离为35m, 说明气驱前缘已接近油井井底。为防止气窜, 将注气井配注由30m3/d下调15m3/d, 方案实施后塔26-18-22井日产油稳定在1.0t。

5 运用试井资料, 探究CO2驱替电介质对储层基质物性特征的改善情况

塔181井区和塔26井区分别是特低渗透扶余油层注水开发和注气开发的2个试验区, 塔181井区为油水井大规模压裂投产, 塔26井为超前注气射孔投产, 从2个井区受效油井的试井曲线看, 注水开发与注气开发对储层渗透性的改变明显不同。

从图6和表2看出, 同样是关井测试240h, 注水受效油井的曲线形态表现出的是早期段压力曲线及压力导数曲线呈线性流动的裂缝特征 (图6a) , 分析是注水受效后人工裂缝重新开启, 是裂缝受效。而注气受效油井的曲线形态则是:早、中、晚3个阶段清晰可见, 表现出渗透性变好、探测范围变大、续流影响时间缩短的特征 (图6b、图6c) , 说明CO2驱替能够有效的降低油气界面张力, 减少驱替阻力, 同时CO2在原油中溶解后使原油的黏度降低, 流度增加, 从而改变基质的渗流特性, 促进油井受效。由此看来, 对于特低渗透储层, CO2驱替更能充分发挥其溶解降黏作用, 从而达到提高采收率的目的。

6 结论

(1) 试井资料与动态资料相结合可以有效判断特低渗透储层油井注气受效情况及气窜情况, 为下一步注气方案调整及措施实施提供依据。

(2) 通过分析研究注气受效油井试井特征曲线所反映出的油藏地质特性, 可以预先判断气驱前缘变化, 从而指导气井方案调整。

(3) 结合试井资料对比分析, 对于特低渗透储层, CO2驱油较水驱油更能充分发挥其溶解降黏作用, 从而达到提高采收率的目的。

(4) 特低渗透储层产量低, 试井资料所得地层参数的精确性相对低, 但只要抓住其特征曲线反映出的油藏信息, 就能更好认识油藏的动态特征变化, 从而更有效的指导油田开发。

摘要：分别从注气受效、气窜判断、注气井方案调整及措施改造、CO2做为一种驱油介质对储层基质物性特征的改善情况等方面阐述试井资料在特低渗透储层CO2驱油开发中的作用, 为特低渗透储层CO2驱油动态分析开辟新的途径。

关键词：二氧化碳驱油,特低渗透油藏,气驱前缘,试井

参考文献

[1]B.C.伊万尼申.低渗透多油层油田开发[M].北京:石油工业出版社, 1987.

[2]林加恩.实用试井分析方法[M].北京:石油工业出版社, 1996.

[3]王承毅.油气水井测试分析方法[M].北京:地质出版社, 2000.

试井技术篇5

1 低频脉冲试井技术

脉冲试井是通过激动井改变测试工作制度, 造成地层压力变化形成干扰信号, 在观测井记录由于激动井改变工作制度造成的压力变化, 通过分析观测井的压力变化, 便可以判断观测井和激动井之间是否连通, 并从接收到压力变化的时间和规律, 可以计算井间流动参数。传统脉冲井在测试期间需要激动井频繁改变工作制度, 形成多个脉冲信号, 而且保证一定长度的信号延续时间, 但由于低渗复杂断块油田连通性复杂, 同时兼顾生产需要, 激动井高频脉冲时间短导致激动井的脉冲信号在观察井上不明显或无反应, 因此很难准确低渗复杂断块油田的储层连通性。

针对上述存在问题, 对传统脉冲试井进行改造, 形成传统脉冲试井技术, 主要改变是大幅度缩减激动井脉冲频率, 同时提高单个脉冲的幅度和时间, 以次来增加激动井的信号强度, 来增加观察的显示度。通过不断的开发和应用, 形成了一套新的工作流程和工作方法。主要包含脉冲试井设计、脉冲干扰监测和测试解释及连通性分析。

1.1 脉冲试井设计

脉冲试井设计中的观察井的设计。脉冲试井设计重点是激动井脉冲干扰测试工作制度, 脉冲试井设计计算应确定以下几个参数:时滞 (一个产量脉冲引起的压力峰值与该脉冲终端之间的时间) ;压力响应幅度 (脉冲两边的两峰值或两谷值的正切线与对应峰或谷值平行线之间垂直距离) ;主要参数脉冲周期 (脉冲两边的两峰值或两谷值的时间) 主要采用传导公式计算和试井模拟计算方法计算, 各脉冲参数设计综合考虑低渗储层连通性复杂性及物性。

1.2 脉冲监测及调整

对关井的观察井压力进行实时分析。在无干扰的情况下, 压力是增加的, 但在激动井改变工作制度, 观察井压力发生压降或压力导数趋势变化, 说明激动井的干扰信号传到了观察井, 进而说明观测井和激动井之间连通的。并在监测过程中根据信号反应来调整脉冲周期等参数。

1.3 测试解释及连通性分析

通过观察井的压力资料进行试井解释, 得出井间区域的渗透率, 这样就可以定量分析井间连通性。

2 应用效果分析

F油田V油组属于低渗复杂断块油气田, 储层平面非均质强, 主要2口距离仅300米左右的生产井A6和A5, 但2口所表现生产动态不同, 常规方法很难确定井间连通性。对低渗复杂断块油田来说, 常规干扰试井中激动井的压力信号弱很难传播到观察井, 即使传导过来信号在观察井上也不是很明显, 因此采用低频脉冲试井技术。

2.1 脉冲试井设计

选择A6井作为观察井, 一直处于关井状态, A5作为激动井。考虑油组储层物性差、连通性复杂的特点, 设计A5共产生两个开关脉冲信号, 这两个信号相隔17天左右。脉冲周期主要采用试井模拟计算方法, 计算得出大约为30天左右, 具体以观察井收到干扰信号为最终时间。

2.2 脉冲监测及调整

A6在测试期间处于关井状态, A5分别于2011.5.10和2011.5.27产生两个脉冲。两个脉冲信号分别传递分别达到55天和33天后, 初步分析观察井A6井还未受收到任何脉冲信号。

2.3 测试解释及连通性分析

进一步分析观察井A6的压力曲线, 在50多天的测试中没有收到A5井的脉冲信号显示, 说明A6/A5之间的连通性很差或不连通。通过测压及沉积相分析进一步印证A6/A5之间连通性很差或不连通。

3 结语

(1) 综合考虑低渗复杂断块油田连通性复杂的问题, 对传统脉冲试井进行改造, 大幅度缩减激动井脉冲频率, 同时提高单个脉冲的幅度和时间, 以次来增加激动井的信号强度, 增加观察的显示度, 形成低频脉冲试井技术, 能够有效分析低渗复杂断块油田连通性。

(2) 低频脉冲试井技术成功应用于低渗复杂断块油田油气田的低渗油气井, 为以后压力恢复时间不够的试井解释提供了一种解释途径;

摘要：针对低渗复杂断块油田存在的储层横向变化大连通性复杂的问题, 常规干扰试井油藏方法很难准确研究。基于传统脉冲试井技术, 大幅度缩减激动井脉冲频率, 同时提高单个脉冲的幅度和时间, 并以此来增加激动井的信号强度, 来增加观察井的显示度, 以此形成低频脉冲试井技术。从而能够有效分析低渗复杂断块油田储层连通性。低频脉冲试井技术成功应用低渗复杂断块油气田, 为低渗复杂断块油气田开发提供指导。

关键词：低渗复杂断块油藏,脉冲试井技术,连通性

参考文献

[1]王磊, 王晓冬等.脉冲试井参数自动识别技术研究与实现[J].石油天然气学报, 2011, 3 (32) :142-145.

[2]谭蓉, 孙福庆.脉冲试井测试技术在油田应用中的评价[J].应用能源技术, 2005.8-11.

致密气藏试井篇6

试井的主要目的之一是获得原始气藏压力, 对大多数油气藏工程的研究来说, 这是需要精确了解的一个重要参数。根据传统方法, 原始压力在流动和恢复试井中通过外推关井数据来确定。

现在, 出于对经济和环境的考虑, 多采用短时测试。而且, 正在开发的许多储量都属于低渗透和致密气藏储量。上述两方面因素可能导致原始储藏压力的错误评估。

本文主要研究“致密气藏”的初始试井。石油工业定义“致密气藏”的依据是渗透率小于0.1×10-3 μm2。这是一个非常有用的定义, 然而它没有为试井提供一个清楚的界定, 因为试井分析除了取决于渗透率外, 还取决于许多因素。例如:

◇ 产能不仅是渗透率的函数, 而且是渗透率与厚度乘积kh的函数;

◇ 许多致密气井在测试前就进行了水力压裂, 因此, 测试可能受到裂缝尺寸、裂缝清洗度、流动时间、恢复时间的影响。

我们将研究这些影响因素, 并且讨论获得可靠原始气藏压力的方法。

2 加拿大阿尔伯塔生产实践

对致密气藏来说, 在阿尔伯塔常进行的工业生产就是水力压裂井, 清洗2～4天, 关井3～72 h, 然后测试。测试时开井流动4～48 h, 然后关井16 h以上。下面是典型的测试例子, 并且阐述了可能存在的结果。

2.1 例1

气藏的渗透率为0.1×10-3 μm2。此井的气藏压力为31 500 kPa。注意关井时间是140 h;但是同样的结果也可通过24 h的短时关井得到, 因为从导数曲线上可以看出, 径向流在几小时 (5) 内就能获得。此井进行过压裂, 但是导数曲线没有显示有线性流。也注意到, 在压裂清洗后有一个很长的关井时间, 实际上, 测试的流动时间开始于近稳态气藏压力。最后的流动时间只有7.5 h。

2.2 例2

进行测试的是与例1同一气藏的一口井。通过分析得到渗透率为0.07×10-3 μm2, 相应的气藏压力为29 000 kPa, 该值明显偏低 (较例1低了2 500 kPa) 。因为测试的主要目的之一是为确定原始气藏压力, 数值误差将直接导致相应气藏地质储量计算的错误。

2.3 例2的再分析

设置与例2一样的数据, 但是分析方式不同。

通过油藏参数转换得到真实的气藏压力 (31 500 kPa) , 相应的渗透率是0.048×10-3 μm2。历史拟合值与例2中的一样。

2.4 例3

此井和例1、例2一样, 是同一致密地层中的井。测试方法也相同, 但是恢复时间与例2一样很短 (18 h) 。外推霍纳曲线得到气藏压力为28 700 kPa, 明显地比真实压力31 500 kPa低。导数曲线表明恢复期间未获得径向流, 后期对数呈现线性流 (此井像其他井一样进行过水力压裂) 。从外推直线得到油气藏压力为37 900 kPa, 明显比31 500 kPa高。用九种不同的油气藏模型恢复历史拟合得到合理的数据拟合 (渗透率为0.1×10-3 μm2) 。

2.5 例4

此井位于不同的气藏。气藏压力是19 000 kPa, 恢复时间实际上是382 h, 这是特别长的关井时间, 从以上三个例子可看出, 典型的关井时间小于24 h。如果在24 h时停止记录数据, 合理的分析模拟可能得到气藏压力为17 200～20 000 kPa, 而非19 000 kPa。

3 讨论 (真实数据实例)

在分析了致密气藏试井的100个实例后, 我们认识到:

(1) 地层低渗透率使传统测试和分析方法不适应。

(2) 在测试过程中观察到有效压裂长度对流动体系的影响。但是, 有效压裂长度不仅取决于压裂尺寸, 还取决于在测试时间内达到的清洗度。

(3) 当观察到径向流时 (由于不充分的清洗) , 分析和模拟会得到一个合理的原始气藏压力值。

(4) 当未获得径向流时, 估算的气藏压力可能会严重偏低 (由霍纳曲线或模拟得到) 。

(5) 如果压力恢复后仍是稳定线性流, 外推线性叠加直线, 或者用水力压裂模型模拟, 有时能合理估算气藏压力, 但是也可能过高预测气藏压力。我们观察到, 如果流动时间很短, 线性叠加曲线得到的p*非常接近于原始气藏压力pi, 但是, 如果流动时间很长, 那么p* (线性) 可能太高或太低。

(6) 对于致密气藏, 如果事先不知道气藏压力 (从同一气藏的其他井得到或在流动及清洗前测量稳定原始压力) , 并且压力恢复时间较短, 那么压力恢复试井不具有特征性, 气藏压力的确定也可能出现严重错误。

(7) 当气藏压力估算错误, 由分析和模拟得到的气藏参数也是错误的。更重要的是, 任何的气藏估算都会产生错误。

(8) 相反地, 如果气藏压力已知 (从同一气藏的其他井得到或在流动及清洗前测量稳定气藏参数) , 即使压力恢复时间很短, 气藏参数的正确解释也是可能的, 在这种情况下, 气藏的估算错误就不可能归于pi的错误估算。

(9) 对同时期进行的压力恢复试井来说, 从短期流动进行的压力恢复试井中可得到更可靠的气藏压力。而从长期流动进行的压力恢复试井中 (测试或清洗期间) 得到的结果可能是合理的, 但也可能是错误的 (从其他资料得知) 。

4 流动时间的影响

以上论述表明, 当压力恢复时间很短时, 流动时间对解释有很大的影响。对无限大均质气藏中的一口水力压裂井进行分析模拟, 我们得到16 h的恢复试井拟合曲线。我们模拟几个流动时间, 来表明不同的压裂清洗时间, 并且测试了在现场观察到的流动时间。

4.1 例5——拟合, 长时间流动, 大井筒

洗井5天, 关井2 h (安上井底压力表) , 流动4 h, 恢复16 h以确定气藏压力、渗透率和表皮系数。

无因次井筒储集常数=5000

原始气藏压力=30 000 kPa

渗透率=0.03×10-3 μm2

压裂半长=50 m

压裂阻流系数=1

4.2 例6——拟合, 长时间流动, 小井筒

气藏模拟与例5相同, 没有井筒储集常数。对这个例子来说, 井筒储集常数减小, 表明井底关井, 这样压裂流动将更明显。无因次井筒储集常数为200。

4.3 例7——拟合, 短期流动, 小井筒

气藏模拟与例6相同。但是, 关井前的流动时间更短, 清洗时间从5天减少到只有2 h。

5 讨论 (拟合实例)

对一口水力压裂井来说, 流动时间进行的实验表明:

◇ 流动时间越短, 外推“线性叠加”曲线越准确;

◇ 流动时间越短, 外推“径向叠加” (霍纳) 曲线越准确;

◇ 对长时间流动来说, 外推线性叠加 (霍纳) 曲线可能 (但不总是) 太高;

◇ 对长时间流动来说, 外推径向叠加 (霍纳) 曲线总是太低;

◇ 如果压力恢复时间不够, 模拟 (历史拟合) 不利于确定气藏压力。可能获得几个不具有特征性的拟合, 每一个都有极不同的渗透率、压裂长度和气藏压力。

以上结论和由真实数据得到的经验表明, 对于压裂的致密气井, 假如线性流期未被井筒储集屏蔽, 那么短的生产时间有利于估算原始压力 (通过外推“线性叠加”曲线得到) 。这并不奇怪, 因为非常小的气藏产量, 距离非常短的调查和压裂井流动像无限大线性流系统。考虑到正确清洗压裂的问题, 通常需要一个长时间的流动时期。这两个标准——长时间清洗和为了获得原始压力的短时流动, 是相互矛盾的。一个明显的解决办法是压裂井, 清洗足够的时间, 然后关井直到气藏压力几乎稳定, 进行短时流动和压力恢复试井以估算气藏特征参数。这个方法在工业上不适用, 因为它推迟了生产和现金回收。

6 对致密气藏进行的另一种试井

由于经济和环境的原因 (绿色试井) , 任何推荐的试井方法必须在短时间内获得实际价值。显然, 候选者是预压裂、短时间、小体积、低排量, 具有实时读出功能的封闭试井, 这种试井有许多种型式。它们下井可通过以下几种方式:①裸眼;②下套管井;③钻柱传输;④电缆传输。

裸眼DST (钻杆测试) :钻井时进行的短时间流动和压力恢复试井, 特别是陆上井 (通常是0.5 h流动, 1 h恢复) 。

电缆底层测试:和裸眼DST试井一样但使用电缆而非钻柱, 并且试井时间非常短 (典型的几分钟) 。

下套管井DST:是完井后进行的流动和压力恢复试井, 典型的是海上井 (几小时流动和压力恢复) 。

下套管井底层测试:和电缆地层测试一样, 但是在套管内进行 (多极流量和关井, 设备控制压降) 。

DST可能是“密闭”测试 (和常规的DST一样, 但是在钻柱内获得流量) 。

以上所有测试的分析与常规的径向流和球形流/压力恢复测试一样。

最近, 正在评估致密气藏使用的两种测试方式, 即射孔流入测试和关井分析后的微裂缝测试。

在进行射孔流入测试时, 地层被射穿 (有几个或根本无缓冲器) , 井筒内有连续流流动。数据看起来像压力恢复试井, 但是分析 (PITA) 是连续减少流量的分析, 并且可以得到渗透率和原始压力。

关井分析后 (ACA) 的微压裂测试:许多致密气井不会流动除非进行增产措施。微压裂测试是小体积水力压裂测试 (无支撑剂) 。通常在确定气藏特征参数和优化主要压裂之前进行微压裂测试。微压裂压力下降特征分析可确定原始气藏压力和渗透率。

当后两类测试得到广泛应用时, 我们还没有与传统试井得到的解释进行对比来对这两种测试进行评估。它们有其局限性, 是由于它们从油藏产出 (或向油藏注入) 如此少量的流体, 因而不能正确地模拟气藏。对PITA和ACA来说, 具体的流动型式 (径向流、线性流) 必须在测量的压力曲线上观察到, 否则分析可能出现严重失误。测量压力可能受到某些因素的影响, 这些因素可能在建立分析方程时完全被忽视。

7 增压

测试操作通常要求短时测试要在钻井时或钻井刚结束时进行, 这时近井筒地层被增压。这种情况常发生在泥质地层, 但也可能发生在致密气层。过平衡钻井时的滤液侵入状态如注入/产出一样, 但渗透率太低过压力需要很长时间消散。增压效应可能导致错误的高气藏压力。

图1清楚地展示了试井增压曲线图 (这不是衰竭, 因为此井是大气藏的一部分) 。测试由一系列的短时流动组成并在射孔后立即进行压力恢复。外推这5个压力恢复曲线得到:

1st BU:pi=12 726 kPa

2nd BU:pi=12 089 kPa

3rd BU:pi=11 656 kPa

4th BU:pi=11 893 kPa

5th BU:pi=11 674 kPa

从以上结果明显看出, 前两个压力恢复试井将产生错误的气藏压力, 并且只有在三个短时流动和压力恢复试井后才能得到真实的气藏压力 (11 656～11 674 kPa) 。

8 结论

对于致密气藏的初始试井:

(1) 如果压力恢复时间较短, 那么试井解释通常不是很好, 油藏压力会出现极大的不准。如果油藏压力不准, 那么通过分析和模拟获得的油藏参数也会产生错误, 更严重的是, 计算的储量也是错误的。

(2) 如果压力恢复获得了径向流, 那么分析和外推压力恢复曲线可以得到可靠的油藏压力。如果没有获得径向流, 那么使用径向流分析油藏压力就会偏低。

(3) 如果压力恢复在线性流阶段, 那么外推“线性迭加”直线, 有时会得到合理的油藏压力, 但是有时也会过高估计油藏压力。

(4) 如果压力恢复过程不是很长, 模拟就不能够确定油藏压力。在不同的渗透率、裂缝长度和油藏压力下就得不到很好的拟合。

(5) 射孔试井和最小裂缝流可能得到可靠的原始压力和渗透率, 但是它们也有自身的缺陷, 还没有将其与其他试井进行对比。

(6) 当需要较长的时间克服增压时, 根据持续的流动时间来设计关井时间是不充分的, 但是整个流动时期需要当作部分流动时间来考虑。

摘要：随着技术的进步、能源价格的提高以及常规气藏储量的下降, 油气公司开始开发致密 (低渗透) 气藏中大储量圈闭的可行性。对这些低渗透气层进行常规试井所获得的重要油藏参数通常都会有偏差, 例如原始油藏压力、渗透率、有效裂缝长度、裂缝导流能力和产能。本文的目的是评价应用于不同类型致密气层的特殊测试方法, 讨论传统的测试方法很少成功的原因, 并找到适合于致密气藏的测试和分析方法。我们将考虑短时测试, 主要是为了获得原始气藏压力, 其次是确定渗透率和表皮系数。将考虑流入动态测试、裂缝校正测试和地层流动测试, 并通过实验和现场实例对这些测试的应用性进行了展示。

如何选择不稳定试井模型篇7

某地区油气田开采前期, 该区域内的储油量可以通过试井模型来确定。试井技术其实是一种数学模型, 通过各种测试仪器测得油井内的压力、密度等数据, 通过这些数据, 以渗流理论为模型依据, 建立油田试井模型, 通过该模型确定的函数, 可以对油田的存储量进行有效的拟合, 以此来制定合理的油田开发方案和实施手段。

试井模型是以渗流力学理论为基础, 渗流力学分为稳定流与非稳定流两类, 所以油田的试井方法主要分为两种, 它们分别是稳定试井法与不稳定试井法, 在本文中主要讨论不稳定试井法, 这种方法是改变油井工作制度使井底压力发生变化, 并且根据这些压力变化资料分析研究油井控制范围内的地层参数和储量、油井的完善程度、推算目前的地层压力和判断油藏的边界情况等。通过不稳定试井法可以确定油层压力, 确定油层各项参数, 检查酸化及压裂效果, 检查井下工具工作状况, 判断井底附近边界位置。

1 不稳定试井常见问题

不稳定试井包括油井、水井、气井试井解释。不稳定试井常见问题有错把有界地层当无界地层、主观臆断导数曲线变化趋势、压裂后试井不一定采用裂缝模型解释。1) 错把有界地层当无界地层。地层条件的复杂性决定了远处地层变差必然也会在试井曲线上显示, 不管有没有断层存在, 断层过多且距离都很近, 要比区域构造图上断层距离小很多, 因此, 这被认为不可信。再加之存在矫枉过正, 对其解释尽量用均质无限大模型来进行;2) 主观臆断导数曲线变化趋势。通常情况下, 不稳定试井时间较短, 即使边界反应的地层被发现, 但是由于边界反应段较短, 在压力恢复双对数及导数曲线上初期角度地层与河道形地层的反应是一致的。通常对一层资料的解释可以用角度地层模型也可以用河道形地层模型, 其曲线拟合都很好, 但是其中相差较大的就是解释渗透率和表皮系数。但是通常情况下, 压裂后的试井解释是否要采取裂缝模型来进行, 这是个未知数。

2 不稳定试井模型的选择

本文所指的采油井为XX油田沙19224井, 测试其XX层, 其井段为2495.0m~2519.4m, 地层条件下原有粘度为9.43m Pa#s, 产层厚度为11.5m, 其体积系数为1.08, 其密度为0.8218g/cm3, 则折算后的评价日产油量为8.79m3。

通过图像可知该压力导数在后期成上升趋势, 这足以说明径向流动并没有在压力波传播晚期底层中形成, 可排除无限大外边界均质油藏模型。说明在传播过程中压力波遇到了困难, 以前就把这种阻力作用断层。但是针对本工程而言, 上升的时间仅仅为几个小时而已, 说明是非常快的。如果此时是断层0作用, 那么说明该断层0反映时间是非常短的, 也就是说, 断层0于井的距离是非常近的, 与区域构造图上的断层距离相比, 小很多, 这种判断认为不可信。由此, 不渗透边界试井模型可以被排除出去。

由上述分析可以知道, 该地层不具有高渗透性, 而储层物性差很可能是压力导数曲线上升所反映的阻力作用。渗流阻力大的地渗透区并不是真正的不渗透层。因此, 此时低渗透非达西试井模型可以进行尝试。

采用低渗透油藏压力, 如图2所示。

由图2可以看出, 低渗透油藏非达西试井模型拟合沙19224井实测试井资料较好, 曲线上的上升段主要是对XX油田的低渗透储层物性进行反映。计算结果表皮系数为3.312, 此数据说明有轻微的污染在该井筒的附近存在。

3 结论

1) 试井解释常常具有多解性, 从而使得试井解释结果准确性不能用实际曲线与理论曲线拟合完好来判断, 必须对试井资料和储层特性进行综合考虑来做出正确判断;

2) 不稳定试井模型的选择是非常重要的, 模型选择错误, 最终会导致解释结果也会有误。因此, 选择不稳定试井模型时要按照相关的规定并慎重进行;

3) 本文通过对不稳定试井常见问题进行分析, 笔者做出这样的结论:在选择试井模型时要对所有资料信息都要进行综合考虑, 从而使得主观臆断成分减少, 这有这样才能做出正确的选择。

参考文献

[1]李波, 蔡丽华.压裂井不稳定试井资料的分析应用[J].油气井测试, 2006 (2) .

[2]黄红琴.应用不稳定试井获取分层注水地层参数[J].内蒙古石油化工, 2004 (S1) .

水平井的试井解释探讨篇8

1 水平井的流动期及曲线特征

水平井试井分析成功的关键是如何确定水平井不同流动期的开是时间和结束时间, 进而根据不同流动阶段来选择适当的方法估算地层参数。一般水平井压力测试中出现四个流动期。

1.1 早期垂直径向流期

它可分为第一早期径向流动期和第二早期径向流动期。在关井后的第一个流动期为液体环绕水平井呈圆柱形的径向流动, 也称第一早期径向流动期。当Kz/Kr的比值比较大时这第一径向流动期不明显。在水平井靠近某一非流动边界时, 在第一径向流动期以后会出现呈半圆柱形的径流动期, 即第二早期径向流动期, 在半对数图上, 这一流动期的半对数直线的斜率是第一流动期的两倍。早期径向流期的诊断方法与常规直井的径向流诊断方法相同, 但实际情况下, 由于井筒储存效应的影响, 早期垂直径向流期不易见到。

1.2 中期线性流动期

这一流动期一般发生在水平井段比储层厚度长的情况下。对于不渗透边界, 一旦不稳定达到了顶底边界, 线性流动期将出现。这与整个井段流动效应相水平井的两个末端流动效应可以忽略, 这种线性流动类似于垂直裂缝的情况, 可用线性流图来诊断。

1.3 中期拟径向流动期

在生产时间足够长以后, 在水平面上环绕水平井段的流动进入一个近似的径向流动期, 即中期拟径向流动期。这一流动期类似于垂直井的无限作用径向流, 在这个流动期压力传到足够远时, 水平井段就像在地层中部的一个点源。如果储层的宽度与水平井段长度相比不大, 那么, 这一流动期就难见到

1.4 晚期线性流动期

一般储层的伸展是有限的, 并且储层的顶、底也可能不是封闭的, 结果会出现以下的流动期:一是晚期线性流动期, 如果水平井位于两条不渗透边界所阻挡的长条储层之中, 拟径向流之后可见类似于垂直裂缝中的线性流动期。这一流动期同样可用线性流图来诊断。如果储层是无限延伸的, 这一流动期将不会出现。二是稳定流动期, 如果存在气顶或底水式的定压边界, 中期线性流动期和拟径向流动期将不存在, 代之以稳定流动期。如果是边水或定压边界, 并且定压边界距井又比较远时, 在稳定流动期前可见到拟径向流动期。

2 低渗透油藏试井分析和解释方法探究

低渗透油藏试井分析方法与常规中、高渗透油藏相比, 低渗透油藏储层致密, 渗透率极低, 启动压力高于一定的压力, 才能使地层流体保持连续流动, 这是低渗透油气藏的特殊渗流机理。由于启动压差的存在, 低渗透油藏试井资料往往处于早期, 或过早出现不渗透边界特征。从低渗透油气藏的开发以及试井工作的实践可知, 低渗透油藏中流体的渗流存在启动压力梯度, 试井曲线往往表现为不易出现径向流直线段或不出现径向流直线段, 其压力波传播的特点是流体动边界不断向外扩展, 从现场测试看, 低渗透油气藏试井资料往往反映出近距离不渗透边界的假象。

水平井的试井资料录取和分析受到诸多参数及因素的影响, 对水平井通常采取双对数曲线分析和半对数曲线分析, 必要时还进行重整压力分析。进行双对数曲线分析, 首先是确定流动段, 确定油藏的储层性质, 选择合理的解释模型, 进行图版拟合。通过双对数图版拟合分析, 可以计算产层的水平渗透率和垂直渗透率的几何平均值、水平渗透率K、垂直渗透率K、井筒储集系数C、表皮系数Ls、 (储容比∞、窜流系数) 、边界长度等参数, 以及确定储层的边界类型。进行半对数曲线分析, 水平井的半对数曲线的早期应是反映初始拟径向流动 (有时还包括第二初始拟径向流动) 的直线段, 后期则应是反映后期拟径向流动的直线段, 其间还有一段线性流动的曲线。由反映初始拟径向流动的直线段, 可以求出水平渗透率和垂直渗透率的几何平均值。

3 水平井试井解释的实例分析

胜利油田第三采油厂三矿区S K——3301井是一口开发井, 其筛管完井后测试求初产, 求得无阻流量每日89.758×10立方米。之后, 用浓度为百分之二十的胶凝酸+普通酸88.7立方米。酸洗, 测试求产, 求得无阻流量每日98.7548×104立方米。该水平井的水平井段长L=982米, 气层有效厚度高为7.4米。该井投产后进行系统试井, 按照每日25×10立方米, 每日30×10立方米。每日35×10立方米。每日40×10立方米的工作制度开展, 核实其产能;采用拟压力法分析试井数据系统试井结束后, 关井一千五百余个小时, 压力恢复试井结束。对其压力恢复数据进行处理, 应用水平井试井解释方法进行分析解释, 采用Saphir试井解释软件, 选用均质水平井试井模型。压力及其导数双对数、半对数、压力历史拟合图表明, 选用该模型较合适。从解释结果分析可知, 该井表现出了均质油藏水平井试井模型特征, 其储层较薄, 产层的各向异性较严重。在对低渗透气田水平井进行解释时, 应用水平井不同流动段的曲线特征分段识别及影响因素分析, 提高水平井试井解释准确性。

4 结束语

水平井技术已成为低渗透油藏在转变开发方式, 提升产量乃至在低期建产方面已主要依靠。针对水平井的试井解释措施还比较滞后, 还不完善的现实条件下。通过对水平井的流动期和流动曲线特征进行研究, 探究水平井的试井解释方法, 意义重大。希望本文中笔者对此问题的研究能为这一问题的解决起到推动作用。

参考文献

[1]王娜娜, 张国英, 王明君.改进的BP神经网络在石油测井解释中的应用[J].北京石油化工学院学报, 2012, (01)

[2]张同义, 杨永智, 杜鹃.多井试井资料在油田开发中的应用[J].测井技术, 2011, (S1)

[3]王华, 杜本强, 邹辉, 陶果.新型电缆地层测试器渗透率反演方法及软件研究[J].测井技术, 2010, (01)

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