試井解釋在彭陽演25 油藏的應用

姚 征，胡天寶，莊騰騰，賀彤彤，薛虎正，張 婧

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750000）

1 演25 油藏概況

1.1 油藏靜態特征

彭陽油田演25 油藏位于寧夏固原市彭陽縣境內，屬于巖性構造油藏，主要含油層系為延72、延81和延82層，油藏儲層參數（見表1），油藏構造較為復雜，天然裂縫系統及小型鼻狀隆起發育，是主要的油氣運移及儲集場所。油藏邊底水較為發育，屬于典型的侏羅系邊底水油藏。

表1 演25 油藏儲層參數表

1.2 油藏動態特征

彭陽油田演25 油藏動態開發特征包括以下幾點：

（1）油藏整體近一年內液量及油量較為穩定，含水穩中有升；（2）大部分井為高產井，單井平均日產液12.6 m3，日產油5.6 t；（3）注采比較小，平均動液面較高，邊底水能量充足；（4）油藏邊部含水高，中部含水低，符合邊底水油藏含水變化規律。

2 試井解釋應用

2.1 評價底層能量

孟21-66、孟22-66 井試井解釋結果（見圖1、圖2）。

圖1 孟21-66 井試井解釋曲線

圖2 孟22-66 井試井解釋曲線

孟21-66 井導數曲線到達邊界段后表現為向下掉的曲線，與定壓邊界模型相吻合，曲線擬合程度好。根據測試結果可以推斷該井附近延72層存在邊底水（定壓邊界距離140 m），且能量較充足（地層壓力15.9 MPa）；孟22-66 井雙對數曲線僅反映了井儲段和中間段，未反映出邊界段，說明壓力傳導速度慢，流體流動性差，地層能量不足（地層壓力9.4 MPa）。

兩口井均位于油藏邊部，孟21-66 井投產后生產延72層，高含水后補孔改層延81生產，改層后液量下降明顯，含水逐漸升高，后于2015 年1 月合采延72延81至今，目前動態9.9 m3/1.3 t/84 %；孟22-66 井投產后一直生產延81層至今，生產過程中液量下降明顯，含水基本穩定，目前動態1.7 m3/1.0 t/27 %。

結合兩口井的試井解釋結果及生產動態，得出以下幾點認識：

（1）孟21-66 井單采延72層時液量較高，地層能量充足，與試井解釋結果相吻合，油藏剖面圖及試井解釋結果均說明該區域延72層邊底水發育，是地層能量的主要來源[1-3]（見圖3）。

（2）孟21-66 井單采延81層時液量明顯降低，孟22-66 井生產延81層液量也較低，說明延81層地層能量補充不足，與孟22-66 井試井解釋結果相吻合。分析原因一是由于該區域延81層無注水能量補充，二是由于孟22-66 井試井解釋結果顯示延81層無定壓邊界，即不發育邊底水或邊底水能量較弱（見圖4，圖5）。

圖3 孟21-65 井～孟21-67 井油藏剖面圖

圖4 孟21-65 井～孟22-67 井油藏剖面圖

圖5 孟22-66 井～孟23-67 井油藏剖面圖

下步調整思路：針對演25 油藏南部延7 層邊底水能量充足，延81層尖滅構造，無能量補充的特點，延7油藏邊部井可適當控制采液強度，減緩邊底水內推速度，防止油藏中部井過早水淹；延81油藏邊部高含水井適時轉注，提高地層能量。

圖6 孟19-67 井試井解釋曲線

2.2 判斷儲層類型

孟19-67 井雙對數曲線中間段出現明顯下凹特征，符合雙重介質模型特點[7]，采用雙重介質儲層模型擬合程度較好，測試結果（見圖6）。

孟19-67 井于2010 年1 月轉注延72層，配注15 m3，注水穩定至今。對應油井2 口：孟平1 井生產穩定，目前動態15.9 m3/3.5 t/74.2 %；孟20-67 井投產于2015 年4 月，投產初期含水74 %，10 d 后含水便升至95 %。

取得認識：（1）孟19-67 井試井解釋結果顯示該區域為雙重介質儲層，儲容比ω 為0.01，說明天然裂縫密度較小，僅在局部發育。

（2）結合油井生產動態及油藏剖面圖分析認為，孟20-67 井投產后即高含水可能是由于孟19-67 井與孟20-67 井之間發育局部天然裂縫，邊水及注入水沿裂縫突進導致（見圖7，圖8）。

下步調整思路：考慮到彭陽侏羅系油藏并未發現有類似天然裂縫發育導致油井水淹的情況，僅憑借一口井的試井解釋結果無太強說服性，在排除其他可能原因之后可對孟20-67 井進行試井測試，確認天然裂縫發育情況，根據測試結果考慮是否進行封堵措施。

圖7 孟19-67 井～孟21-67 井油藏剖面圖

圖8 孟100-68 井～孟20-67 井油藏剖面圖

2.3 分析水驅狀況

孟101-70 井雙對數曲線存在較大波動，分析認為可能是注水井與該井之間存在大孔道或高滲透條帶所致。該井雙對數曲線僅有早期井儲階段，說明地層壓力傳導速度慢，一般出現這種曲線特征的井地層壓力保持水平較低。但該井測得壓力16.5 MPa，壓力保持水平較高，分析原因可能是注入水沿大孔道突進，導致地層其他區域壓力響應減小，從而呈現出該曲線特征（見圖9）。

圖9 孟101-70 井試井雙對數曲線

孟101-70 井投產延82層生產至今，投產后含水穩定較短時間即開始呈現上升趨勢，于2013 年8 月含水升至90 %，目前動態15.9 m3/0.9 t/94.5 %。對應注水井孟102-70 于2012 年9 月轉注延82層，注水穩定，日注15 m3。

取得認識：由開采現狀圖可以看到，除了孟101-70 外，其他生產延82層的井如孟100-70、孟101-69、孟102-69 及孟103-68 井含水均較低。油藏剖面圖顯示（見圖10），孟101-70 井與其周邊井油層連通情況較好，構造特征無較大差異。結合試井解釋結果，分析認為孟101-70 井高含水的原因即孟102-70 井與孟101-70 井之間已形成大孔道，注入水沿高滲通道突進所致。

下步調整思路：針對孟102-70 井與孟101-70 井之間已經形成大孔道，下步可以開展相關堵水措施封堵大孔道或開展三次采油如化學驅等的可行性研究，提高注入水的波及范圍，從而提高采收率。

3 結論

圖10 孟100-70 井～孟102-70 井油藏剖面圖

（1）試井解釋在彭陽油田演25 油藏及類似油藏的開發過程中具有重要作用，表現在評價地層能量、判斷儲層類型及分析水驅狀況等方面。

（2）試井解釋可以評價目前油藏能量的強弱，針對邊底水油藏還可以判斷邊底水能量的大小，及時進行注采調整補充能量。

（3）對于雙重介質儲層，試井解釋可以較準確地判斷其儲層類型，對天然裂縫的發育程度進行定量表征，有針對性地制定相應的開發方案。

（4）試井解釋可以判斷地層中大孔道的發育情況，確定高含水井的產水來源，從而更有效地分析油藏的水驅狀況。

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