徐深氣田壓力恢復(fù)試井資料解釋技術(shù)及認識

劉春枚

（中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712）

徐深氣田營城組火山巖氣藏巖性特殊，儲層基質(zhì)巖性致密，含水飽和度高，為低孔特低孔、低滲特低滲致密儲層。由于基質(zhì)巖性致密，流體傳導(dǎo)性差，80% 的井自然產(chǎn)能較低，達不到工業(yè)氣流。采用大型壓裂改造后，人工裂縫將井筒附近的火山巖基質(zhì)與裂縫帶充分溝通，氣井獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流［1］。

1 氣井試井解釋分析

應(yīng)用Saphir試井解釋軟件，對徐深氣田各井區(qū)的氣井進行壓力恢復(fù)試井解釋。結(jié)果表明，徐深氣田氣藏模型主要有封閉（或半封閉）型、復(fù)合型、條帶形氣藏，說明了徐深氣田儲層特征復(fù)雜，具有多樣性的特點［2－4］。

1.1 定容小區(qū)塊呈封閉或者半封閉特征

徐深氣田WS1區(qū)塊部分試采井試井解釋雙對數(shù)壓力恢復(fù)曲線的中晚期導(dǎo)數(shù)曲線下掉或迅速上翹，開井試采期間壓力、產(chǎn)量迅速下降，關(guān)井后壓力恢復(fù)迅速。WS101井解釋目前處于三面封閉儲層中，解釋邊界距井點距離180 m、180 m、215 m。WS1井也處在封閉的儲層中，邊界距離為195 m。從試井解釋成果中可以看出，大部分試采井均處于封閉或半封閉的地層中，表明這些井的的供氣能力有限，盡管解釋的近井處儲層物性較好，初期產(chǎn)量較高，但由于受到儲層規(guī)模的限制，不能維持較長期的生產(chǎn)（見表1）。

1.2 儲層物性好、供氣范圍廣，呈復(fù)合地層特征

表1 試井解釋參數(shù)表

這類地層主要集中在SS2－1區(qū)塊內(nèi)，該區(qū)塊總體分布較連續(xù)，儲層物性好，大部分井在試井解釋中未見明顯的阻流邊界反映。開發(fā)區(qū)內(nèi)試采井的壓力恢復(fù)雙對數(shù)曲線的主要特征為壓力導(dǎo)數(shù)曲線下掉，大部分氣井出現(xiàn)了復(fù)合地層的特征，并且從壓力導(dǎo)數(shù)曲線中可以看出，氣井向外的物性逐漸變好，即外區(qū)的物性要好于內(nèi)區(qū)的物性（見圖1～圖3）。

從試井解釋雙對數(shù)曲線中可以看出，開發(fā)區(qū)塊內(nèi)壓裂井在試采中壓裂效果不明顯，SS2－25、SS2－19井壓裂裂縫特征并不明顯。SS2－19井的壓力恢復(fù)雙對數(shù)試井曲線表現(xiàn)出了典型的多重復(fù)合特征，表明儲層雖然存在非均質(zhì)性，但連續(xù)性較好。從對地層系數(shù)的解釋結(jié)果看，SS2－1區(qū)塊流動區(qū)域的地層系數(shù)（69.1 ～151.0）× 10－3μm2·m，平均67.6×10－3μm2·m，解釋滲透率（1.4～8.62）×10－3μm2，反映出該開發(fā)區(qū)火山巖儲層的物性相對較好。

圖1 SS2－21試井解釋曲線

圖2 SS2－17試井解釋曲線

圖3 SS2－19試井解釋曲線

1.3 巖性邊界、高低滲薄層等因素導(dǎo)致的條帶形特征

從試采井的壓力恢復(fù)曲線形態(tài)看（圖4、圖5），曲線具有明顯的邊界反映，其中以條帶型邊界反映為主。由于這類井主要以壓裂井為主，因此早期的線性流動特征是由于壓裂裂縫的影響而產(chǎn)生的，但中后期的線性流動特征是由于可流動區(qū)的形態(tài)影響而形成的。從目前解釋結(jié)果看（表2），條帶寬度不等。由于儲層非均質(zhì)性及各向異性的影響，高低滲透儲層的滲流條件差別較大，邊界可能是由于高低滲透儲層間的不流動邊界，或斷層、巖性尖滅等形成的，形成了流體滲流的屏障，導(dǎo)致了條帶形地層的形成。

圖4 XS1試井解釋曲線

圖5 XS6－2試井解釋曲線

2 出水井的試井解釋探討

2.1 國內(nèi)外出水氣井試井解釋的發(fā)展

隨著氣田開發(fā)程度的深入，傳統(tǒng)試井分析技術(shù)面臨不斷出現(xiàn)的開發(fā)問題的挑戰(zhàn)，尤其是井筒及地層的多相流動問題的不斷出現(xiàn)，已經(jīng)成為氣田開發(fā)中的難點。自20世紀90年代起，為解決多相流、復(fù)雜邊界和儲層的非均質(zhì)問題，數(shù)值試井分析方法應(yīng)運而生。近年來，國內(nèi)外的很多油田都已進入了中后期開發(fā)階段，多相流試井是促進數(shù)值試井理論發(fā)展的主要源動力。對于復(fù)雜、多變的非均質(zhì)油氣藏以及多相流的試井問題，由于滲流方程高度非線性，只能采用數(shù)值解法，故稱其為數(shù)值試井［5］。

2.2 徐深氣田氣井出水概況

徐深氣田目前處于產(chǎn)能建設(shè)階段，投產(chǎn)井數(shù)相對較少，且投產(chǎn)井生產(chǎn)時間較短，目前氣井出水屬于試氣試采的早期階段。截至到目前，徐深氣田儲量面積內(nèi)出水井數(shù)為28口，占試氣總井數(shù)40%。

表2 試井解釋參數(shù)

2.3 出水井試井解釋探討

通過提取出水井的壓力恢復(fù)數(shù)據(jù)和相關(guān)的流量產(chǎn)量數(shù)據(jù)，獲得較為全面的數(shù)據(jù)有XS7、XS14等6口井，試井解釋數(shù)據(jù)見表3。

表3 出水井數(shù)值試井解釋與不考慮出水解釋成果對比

從表3中可以看出，考慮出水與不考慮出水的試井解釋模型基本一致，但是地層系數(shù)和滲透率變化比較大。XS14井的地層系數(shù)從3.43×10－3下降到了0.32×10－3μm2·m，滲透率從0.49×10－3μm2下降到了0.01×10－3μm2。XS106井的地層系數(shù)從5.63×10－3μm2·m下降到了5.07×10－3μm2·m，滲透率從0.704×10－3μm2下降到了0.634×10－3μm2。雖然該井試采后期的日產(chǎn)水量不高，但是對該井的影響卻很大，主要原因可能是由于產(chǎn)水對該井的巖石物性、流體的分布產(chǎn)生了很大影響，進而導(dǎo)致了地層系數(shù)變化很大。

從出水井雙對數(shù)曲線、壓力和氣水產(chǎn)量擬合情況看，產(chǎn)水氣井的擬合效果都比較好。分析這些氣井出水后地層系數(shù)、滲透率變小的主要原因是由于從單相流到多相流，水的流動抑制了氣體的流動，造成氣體流體渠道的變化而引起的，因此在氣井生產(chǎn)過程要密切注意氣井出水，以防止出水對氣井產(chǎn)生破壞性影響。

3 結(jié)論與認識

（1）徐深氣田儲層特征復(fù)雜，具有多樣性的特點類型，主要有封閉（或半封閉）型、復(fù)合型、條帶形3種類型。

（2）應(yīng)用數(shù)值試井對出水氣井進行了解釋，認為氣井出水后，氣層的物性受到影響，滲透率普遍降低。

（3）應(yīng)加大對出水氣井的研究，尋求較好的出水治理方案。

［1］于金珠，唐亞會.復(fù)雜低滲氣藏氣井試井評價方法探討［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2008，27（4）：82－85.

［2］施里宇.壓力恢復(fù)試井解釋技術(shù)在Y128井區(qū)的應(yīng)用［J］.油氣井測試，2011，20（3）：20－21.

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