压力恢复试井解释在西非深海某油井的应用

夏海容

（中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）

1 简介

西非尼日尔三角洲深海某油田，水深900 m，从地震上看，该油田断层发育，沉积环境为浊积砂水道，东西向的断层将油田南部与北部隔开，以位于油田南部断块的A 井为例，利用现代试井解释技术分析地层系数Kh、表皮系数S、油井控制最小地质储量、油藏边界及储层连通性。

早期根据MDT 测试结果表明该井的地层压力非常接近饱和压力，A 井R 层地面原油密度0.804 g／cm3，地层原油体积系数1.21，原油压缩系数1.4×10-3MPa-1，地 层 水 压 缩 系 数0.37×10-3MPa-1，岩石压缩系数1.05×10-3MPa-1，总的压缩系数2.29×10-3MPa-1，原油黏度2.22 mPa·s，孔隙度26.7%，含水饱和度15.1%，射孔顶部埋深2 182 m，射孔厚度15 m，油藏压力22.955 MPa，井眼底部温度63.6 ℃，井眼半径0.155 m。

A 井测试工作制度为三开三关（图1），一开主要为排液，排液时间43.2小时，二开和三开为主要测试阶段，开井生产时间67～72小时，测试最大流量870 m3／d，该油田其它井的DST 测试通常都采用三开三关的工作制度，因此，通常每口井将有三个压力恢复数据供分析，但是利用一关压力恢复数据分析的表皮系数很高，不能反映地层的真实情况，常用二关三关压力恢复数据进行压力恢复分析。

2 试井解释模型的识别［1-2］

A 井有三次压力恢复数据，但最后关井的压力恢复时间长，数据品质好，因此利用最后一段压力恢复数据进行分析。

2.1 流动阶段的识别

早期阶段：主要反映近井带特征，即为试井解释模型的内边界条件，从图2可以看出，A 井的压差与时间的双对数曲线出现了45度线，表明该井存在井筒储集效应。

径向流阶段：A 井双对数曲线上的压差导数曲线出现了数值为0.5的水平直线（图2），这是径向流阶段在双对数曲线上的显著特征。

过渡阶段：早期纯井储阶段和径向流阶段不受表皮因子的影响，但这两个流动段之间的过渡阶段与表皮因子密切相关，曲线上表现为山峰状曲线，过渡阶段的山峰状曲线定性的反映了表皮因子的大小，从图2可以大致判断A 井受到一定污染。

图2 A 井双对数诊断曲线

末期阶段：末期阶段反映了油井的外边界条件，从图2压力导数曲线末端从0.5线上翘，这表明井的附近存在不渗透边界（如断层），但由于关井压恢测试时间不是足够长，图上只出现了上翘段，未出现1线或2线的水平直线，因此不能确切判断断层条数和分布情况。

2.2 压力恢复段试井分析［3-5］

根据对A 井各流动阶段的分析，试井分析初步模型为具有井筒储集、表皮效应和不渗透边界的均质油藏模型或非均质油藏模型。针对A 井DST 测试能探测到的范围内油藏可能是均质也可能是非均质，因此先从简单的均质模型开始逐个分析可能的试井解释模型。

考虑基本模型为均质模型，具有纯井筒储集和表皮效应，首先分析外边界条件为一条渗透边界（或断层）的情形，试井解释的外边界与地震振幅所反映的东部水道界限是一致的，历史产量也拟合得很好，但是在二关和三关之间的拟合压力比实测压力偏高。由于考虑一条非渗透边界时拟合压力偏高，分析是否存在两条平行非渗透边界，在该模型中将末期段的压力倒数曲线特征解释为线性流，压力导数曲线形态拟合很好，但是拟合压力与实际压力差异也不容忽视，拟合压力比实际压力减小了0.14 MPa。因此，在均值模型下均未能很好的模拟该井实际地质特征。

利用均质模型均未获得很好拟合结果，从地震解释获悉该油田的沉积环境为浊积砂水道，储层的非均质性比较强，从上述两个均质模型解释结果分析A 井DST 测试所能探测到的范围内储层存在非均质性，因此应考虑具有储层物性变化的非均质模型，试井解释的非均质模型包括双孔模型、双渗模型、双孔双渗模型和复合模型，对于浊积砂水道沉积环境所形成的条带状油气藏，储层物性的平面分布往往表现出较强的不连续性，呈现出线性组合的特征，基本模型考虑线性复合模型来对A 井分析。

2.2.1 线性复合模型

基本模型为线性复合模型，该模型模拟相退的河道沉积，储层沿河道分成三个具有不同地层系数的条带，利用线性复合模型同时拟合压力导数和历史压力，从图3可以看出压力和压力导数都拟合得很好。该模型下计算东部物性差区域的地层系数是A 井所在区域的0.05倍，距离A 井210 m，西部物性差区域的地层系数是A 井所在区域的0.3倍，距离A 井350 m。2.2.2 一条非渗透边界的线性复合模型［3-4］

图3 线性复合模型压力及压力导数拟合图

在上述线性复合模型中，压力和压力导数都拟合得很好，但东部物性很差的条带与从地震图上识别出东部河道边界不符合，因此用一条非渗透边界代替东部物性很差的条带，储层物性差是由河道横向非均质性造成的。该模型下压力和压力导数同样都拟合得很好，并且地震解释结果一致（图4）。A井距离东部河道边界220 m，西部物性较差区域的地层系数是A 井所在区域的0.25 倍，距离A 井450 m。

图4 一条非渗透边界的线性模型压力及压力导数拟合图

3 参数计算

3.1 地层参数

由试井解释识别出的具有一条非渗透边界的线性复合模型拟合结果最好，也符合地震解释结果，根据该模型计算A 井距离东部河道边界220 m，距离北部非渗透边界2 200 m，距离南部非渗透边界2 250 m。当测试层有效厚度13 m，原油黏度2.2 mPa·s时，该井测试范围内储层渗透率2 100×10-3μm2，表皮系数26.5，生产指数为130 m3／（d·MPa）。

3.2 控制地质储量

根据试井解释识别出的一条非渗透边界的线性模型，A 井探测半径大约2 000 m，距离北部非渗透边界2 200 m，距离南部非渗透边界2 250 m，这与地震图上识别的主断层一致，距离西侧非渗透边界2 000 m。值得注意的是地震图可以看见的西侧边界距离A 井950 m，将这两个模型均进行检验，发现如果以地震可以看见的边界作为该井西侧的非渗透边界，则压力导数和压力曲线均拟合不上（图5），证明该井西侧探测半径内不存在其它非渗透边界（后面进行详细分析），因此探测半径2 000 m 时探测面积约9.9 km2，有效厚度为13 m，因此该井控制的最少地质储量为2 385×104m3。

图5 西侧探测半径分析拟合

4 控制储量敏感性分析

4.1 A 井东部是否存在水层

目前试井解释模型探测出A 井东侧为一条非渗透边界，假设东部不是非渗透边界，而是油水界面，分析了东部为水层的复合模型，解释结果为西侧或北侧存在非渗透边界，这与地震数据不符合，该模型下A 井距离水层距离1 200 m，远远超过了地震振幅降低的距离（200～300 m）。通过降低流度使油井距离东部水层更近，从而获得更好的压力和压力导数拟合曲线，当油井距离水层750 m 时获得很好的拟合曲线，但仍然与地震振幅反应不相符。所以，东部为水层的线性复合模型虽然能获得很好压力和压力导数拟合曲线，但与地震振幅反应不一致，再次证实东部为非渗透边界而不存在水层。

4.2 岩石压缩系数对控制地质储量的影响

上述模型中使用的岩石压缩系数为1.05×10-3MPa-1，当岩石压缩系数增加到2.1×10-3MPa-1，A 井探测区域面积为8.0km2，控制地质储量1 908×104m3。

4.3 南北两端非渗透边界对控制地质储量的影响

对比分析南北两端非渗透边界与A 井的距离对控制地质储量的影响，第一种情况假设南北两端的非渗透边界距离A 井很近，如果压力和压力导数要获得很好的拟合结果，则西侧的非渗透边界需再往西移动，距离大约2 200 m，此时该井控制的地质储量2 401×104m3；第二种情况假设南部非渗透边界距离A 井更远（5 000 m），如果要获得好的拟合结果，则西侧的非渗透边界距离A 井1 700 m，此时A 井控制地质储量2 226×104m3。

因此一条非渗透边界位于A 井东部220 m，与东部水道边界相符合，假设测试层的储层有效厚度是固定的，并且储层物性在横向上是均质的，DST测试探测到A 井的面积为9.9 km2，控制地质储量（2 226～2 385）×104m3。当然测试探测到的西侧的非渗透边界仍然超出了地震图可见的边界。

4.4 有效厚度对控制地质储量的影响

在线性复合模型中，西侧分为三个不同地层系数的条带，储层有效厚度是相同的，探测半径2 000 m 左右，如果考虑到非均质性，西侧不同条带储层有效厚度不同，如图4所示，A 井西侧He2条带选取不同的储层有效厚度进行压力和压力导数拟合，经过试井解释分析，当He2条带的有效厚度分别为17 m、21 m 和31 m 时获得很好拟合曲线，在这三种储层厚度模型下，该井西侧探测半径有所降低（分别为1 600 m、1 400 m 和1 100 m），但控制地质储量没有明显的变化（分别为2 289×104m3、2 353×104m3和2 258×104m3）。通过对不同有效厚度进行敏感性分析可知，当有效厚度增加，西侧探测半径降低了，目前三种模型的解释结果仍然超过了地震图可见的边界，但都位于主断层边界内。

因此，如果考虑地质模型和东部水道边界，在识别油井控制地质储量问题上最大的挑战就是储层的有效厚度，换言之，A 井测试的原油是否只产自现在射开的测试层，可能与上覆储层在垂向上是连通，上覆储层对产量也有贡献？为了解决这些问题需要获取更多的资料进一步分析储层纵向连通情况。

5 结论

（1）根据流动阶段的特征共分析了四个可能的解释模型，其中具有一条非渗透边界的线性复合模型拟合效果最好，非渗透边界与地震振幅变化一致，A 井地震振幅的变化反映了东部水道边界。利用该模型，假设储层有效厚度为13 m 时，渗透率为2 100×10-3μm2，表皮系数为26.5，生产指数为130 m3／（d·MPa），A 井控制地质储量为（1 908～2 385）×104m3左右。

（2）根据模型计算A 井距离北部和南部固定的非渗透边界距离为2200 m左右，西部探测距离为2 000 m，该距离超出了地震可视范围，甚至超出了主断层的边界。对A 井西侧储层有效厚度的分析表明，当储层有效厚度增加时西侧探测距离有所降低，虽然超出了地震可视范围，但仍然位于主断层边界内，因此储层在纵向上可能连通。

（3）对东部是否存在水层进行敏感性分析证实东部不存在水层，而是水道的边界。

（4）通过DST 测试可获得油田早期动态数据，比如地层系数、表皮系数、生产指数、测试井控制地质储量等，同时也可获得测试井探测范围内的油藏几何特征，如断层距离、河道边界、油水边界等。但是由于DST 资料是最早期的动态资料，同时试井解释又存在多样性，因此在遇到复杂的油藏时也特别注意结合地质情况综合分析，反复检验模型是否与实际地质特征一致。

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