人孔酸压后压力恢复数据试井解释
(新兴石油公司规划研究院，北京100083)
65井酸压形成的人工裂缝与天然缝洞系统相通。针对这口典型的酸压措施井，借助法国Kappa公司开发的Saphir软件，利用复合油藏模型对该井的压力恢复测试数据进行了试井解释。利用典型曲线非线性回归拟合方法和MDH特征直线法，获得了人工酸压和天然缝洞系统的一些基本参数，解释结果符合地层实际情况。为今后类似酸压井的试井解释提供了可借鉴的研究方法。
酸压；天然缝洞试井；复合油藏模型；压力恢复
1水库基本概况
沙65井是塔河四号油田沙48井西北约5公里处的一口探井，构造上位于艾协克二号构造西翼。裸眼完井层段5451.82 ~ 5520.0m，岩性为灰色、黄灰色微晶灰岩。该井钻井完成后，DST测试首先断定为干层，然后在测试层段进行酸压。从酸压施工曲线分析，酸压初期形成人工酸压裂缝，之后泵压下降，排量增大，天然裂缝相互连通。该井于1999年9月4日12:40投产，8mm油嘴高产336 m3/d，1999年9月4日110关井，恢复试压(以下简称复压)。
2解释参数的选择
沙65井的测试报告没有提供解释所需的全部储层地质参数和流体PVT物性参数。由于该井位于塔河4号油田，对比了沙65井和沙48井的储层特征和流体性质，新疆塔里木盆地塔河3号和4号油气数据采集结果(内部数据)为1999。
，如表1所示。
从表1可以看出，沙65井和沙48井原油属于高粘原油，PVT性质相差不大。因此，在解释沙65井测试资料时，油层厚度为裸眼完井层段的厚度，综合压缩系数为沙48井的数值。沙65井解释参数具体值见表2。
表1沙48井和沙65井地层和流体参数对比表1 S48井和S65井储层和流体参数对比表
表2沙65井试井解释参数值表2 S65解释参数
3实际测试数据的解释
作者使用法国Kappa公司开发的Saphir(2.3R)试井解释软件进行解释工作。在解释过程中，通过不同的手段对模型进行识别，选择最接近储层地质特征的解释模型。同一模型用多种解释方法对比，解释储层参数。
3.1流量历史
经核实，沙65井1999年9月4日总生产时间为1438+02: 40，1999年9月4日关井时为11:52，产油8mm。
表3沙65井试井解释流程表表3 S65井流程表
3.2型号识别
图1是沙65井压力恢复数据的测井曲线。从图中可以看出，早期压力和压力导数曲线不重合(压力导数曲线在450线以上，压力曲线在450线以下)，主要是因为压力恢复测试时井口关井地面流量为零，而井底流量不是井筒续流效应造成的。
图1沙65井压力恢复数据S65双对数压力恢复图。
修正了图1中的关井时间。相比之下，沙65井生产时间延长了0.05小时，压力恢复数据取143.35小时后的数据..如此校正的压力恢复数据的双对数图如图2所示。
图2所示压力恢复的双对数特征如下:
图2校正的双对数双对数双对数双对数双对数双对数的s65的校正的双对数恢复压力图。
早期(AB):压力及其导数的斜率为0.5 ~ 1.0。由于该井经过了酸压措施，体现了无限导流的压裂特征和双井的储集特征。
在中间阶段(BD)，压力导数出现“凹陷”。由于地层原油泡点压力约为20MPa，油藏原始压力约为59.4MPa，油藏中存在单相流动，且在开井过程中，产气量很小，不可测量，因此压力导数中的“凹陷”不是原油中气相逸出造成的，而是油井与酸压连通。因此，裂缝储集造成的双井筒储集效应会在压力导数上造成“凹陷”，可以体现为早期压力及其导数斜率为0.5 ~ 1.0的特征。
晚期(EF):反映地层的径向流动特征。如果排除双筒储集效应，中后期压力导数曲线上有两个台阶，说明酸压措施形成的裂缝(人工裂缝)与地层中的天然裂缝-溶洞系统是连通的，这在沙65井酸压施工曲线上可以反映出来(图3)，从而形成两个渗透率不同的区域。
图3沙65井酸压施工曲线图3 s65井酸压曲线
因此，在实际解释中，主体模型应选择径向复合油藏模型。基于以上分析，本文在解释沙65井压力恢复资料时，选择的模型是“无限导流裂缝+双井筒储存(可变井筒储存)+径向复合油藏+无限边界”。
3.3地层参数解释
上述模型识别后，利用Saphir软件的典型曲线非线性回归法和特征直线法进行对比解释，具体如下:
3.3.1典型曲线非线性回归方法
选择“无限导流裂缝+双井筒储存(可变井筒储存)+径向复合油藏+无限边界”模型，对该模型的典型曲线进行非线性回归拟合。结果如图4所示。
图4沙65井压力恢复数据典型曲线非线性回归拟合S65测井曲线。
通过图4的拟合，解释结果见表4。
表4沙65井压力恢复数据典型曲线非线性回归拟合结果表4 S65非线性回归拟合解释的储层参数
根据以上解释结果，我们可以计算出以下参数:
(1)初始井筒储存系数ci和结束井筒储存系数Cf
初始井筒储存系数和终止井筒储存系数的计算公式如下:
塔里木盆地北部油气田勘探开发论文集
联立方程(1)和(2)可以发现，初始井筒储存系数(Ci)为1.54m3/MPa，结束井筒储存系数(Cf)为1.76m3/MPa。终止井眼的储存系数大于初始井眼的储存系数，这主要是由第二次井眼储存&裂缝储存效应引起的。
(2)天然缝洞渗透率k2
迁移率定义为:
塔里木盆地北部油气田勘探开发论文集
复合油藏内外区流体粘度相等(μ 1 = μ 2)，因此外区(天然裂缝-溶洞区)渗透率按下式计算:
塔里木盆地北部油气田勘探开发论文集
由(4)可计算出天然裂缝-溶洞区渗透率(k2)为1323× 10-3μ m2。
(3)天然裂缝——溶洞和人工裂缝(酸压)的孔隙度值
复合油藏内外面积扩散系数之比定义为:
塔里木盆地北部油气田勘探开发论文集
复合油藏内外带流体粘度相等(μ 1 = μ 2)，综合压缩系数基本相同(Ct1=Ct2)。因此，天然裂缝-溶洞和人工裂缝的孔隙度比值可按下式计算:
塔里木盆地北部油气田勘探开发论文集
天然裂缝-溶洞与人工裂缝的孔隙度比值(ψ 1 = ψ 2)可用公式(6)计算为1.455。解释过程中输入的平均孔隙度为5%。如果采用体积加权平均法计算储层的平均孔隙度，则得到以下公式:
塔里木盆地北部油气田勘探开发论文集
结合式(6)和式(7)，可以计算出人工裂缝的平均孔隙度(ψ1)为3.45%；天然缝洞的平均孔隙度为5.02%。
3.3.2特征直线拟合法
为了验证典型曲线的非线性回归拟合方法，沙65井在测得压力恢复数据之前需要较长的开井时间(143.3 h)，因此在进行特征直线拟合分析时，应采用MDH曲线(而非霍默曲线)进行拟合分析，MDH特征直线拟合如图5所示。
图5沙65井压力恢复数据s65的MDH特征直线回归图。
特征直线拟合结果为天然缝洞渗透率(k2)为1390×10-3μm2，与典型曲线非线性回归方法拟合结果基本一致，表明所选模型更符合油藏实际情况。沙65井压力恢复历史拟合见图6。
图6沙65井压力恢复历史拟合图图6 s65的压力恢复历史数学图
基于以上两种拟合方法，解释的地层参数见表5。
表5沙65井压力恢复数据地层参数解释结果表5 S65恢复压力解释的储层参数
4结论和建议
通过对沙65井压力恢复测试资料的解释，可以得出以下结论:
(1)在天然裂缝-溶洞型碳酸盐岩储层中，如果两种渗透率完全不同的储层介质分布在不同的区域(储层非均质性)，可以用复合储层模型(线性或径向复合)进行拟合，可以得到满意的解释结果。
(2)用复合储层模型拟合非均质天然裂缝-岩溶碳酸盐岩储层时，可以分别解释高渗透区和低渗透区的渗透率和平均孔隙度。
(3)在非均质天然裂缝-岩溶碳酸盐岩储层压力恢复导数曲线上，“凹陷”特征往往出现在中期(过渡期)。造成这种现象的原因包括:两相流引起的井筒储存变化、裂缝引起的双井筒储存以及基质流体参与渗流的双重孔隙或双重渗透率介质。解释要结合实际地质资料、岩心分析资料和流体PVT资料具体分析，准确选择解释模型。
(4)通过对该井的解释，获得了人工压裂和酸压的一些基本参数，加深了对酸压渗透率的认识。该井酸蚀裂缝渗透率291×10-3μm2，孔隙度3.45%，人工酸压裂缝半长44.4米
(5)酸压作为塔河奥陶系油藏油井增产增储的重要措施，为今后类似酸压的试井解释提供了研究方法和思路。
(6)本次压力恢复测试未检测到油藏边界，建议今后在该油藏压力恢复测试设计中尽可能增加压力恢复时间，使压力恢复数据出现在地层径向流后期段，检测边界的影响。
参考
[1]吴育枢，葛佳丽。裂缝-裂缝油藏近井地带的变渗透率。石油勘探与开发，1981 (2): 55 ~ 63。
鲁·。试井分析理论和方法。北京:石油工业出版社，1998.69 ~ 70。
林佳恩。实用试井分析方法。北京:石油工业出版社，1996.48 ~ 51。
[4]赫伯，西内奥-莱。天然裂缝性油藏试井分析。JPT。一月1996，51~54
酸裂缝储层恢复压力试井分析:S65井
王希斌陈志海
(CNSPC石油学院，北京100083)
文摘:S65酸压人工裂缝与天然裂缝是连通的。根据Saphir(Kappa)试井软件，开发复合模型，采用非线性回归方法和MDH特征直线回归方法解释恢复压力数据。解释的基本参数与储层基本参数一致，对其他类似储层的解释具有借鉴意义。
关键词:酸压天然裂缝试井复合油藏恢复压力