异常高压特低渗透油藏试井分析及应用

高炎，汤传意，张海涛 刘林，李杰，杨振中

(中石油新疆油田分公司百口泉采油厂，新疆 克拉玛依 834000)



异常高压特低渗透油藏试井分析及应用

高炎，汤传意，张海涛 刘林，李杰，杨振中

(中石油新疆油田分公司百口泉采油厂，新疆 克拉玛依 834000)

近年来，准噶尔盆地环玛湖地区相继发现了多个异常高压特低渗透油藏，由于该类油藏存在孔喉细小、比表面积大、渗透率低、压敏性强的特点，渗流规律不遵循达西定律。为做好该区此类油藏的开发工作，以该区已经投入开发的玛2井区为例，在研究总结异常高压、特低渗透砂砾岩储层地质特征的基础上，分析历史不稳定试井曲线，确定该区油藏渗流遵循低速非达西渗流规律。以低速非达西渗流理论为基础，建立考虑启动压力梯度的低速非达西渗流试井解释模型。通过对实际测试资料的解释分析，获得真实的油层参数，确定了生产井的启动压力梯度大小及合理关测时间，评价了油井完善程度，对异常高压、特低渗透砂砾岩油藏的合理开发提供了可靠的依据。

异常高压；特低渗透油气藏；低速非达西渗流；试井分析

近年来，随着准噶尔盆地环玛湖地区勘探进程的加快，相继发现了玛131、玛18、玛东2等具有异常高压、低孔-特低孔、低渗-特低渗特征的油藏。文献[1～10]从构造、沉积、层序地层、产能控制因素等方面阐述该区具有良好的勘探前景，具备油气资源大型化成藏的特征。目前，环玛湖地区大部分区域处于勘探初期，仅玛2井区投入开发。由于该区此类油藏储层存在孔喉细小、比表面积大、渗透率低、压敏性较强的特点，决定了其渗流规律不遵循达西定律[11]。为研究该区油藏的渗流规律，以不稳定试井资料为基础，分析认为该油藏渗流特征反映了特低渗低速非达西渗流特征，并建立了特低渗透油藏各种渗流试井模型，最终形成了一套适合特低渗透油藏实际地质特征的试井分析方法，为该区试井资料的合理解释提供依据，并为油藏的合理开发提供指导。

1 油田地质概况

玛2井区位于准噶尔盆地玛湖凹陷北斜坡，构造为一南倾的平缓单斜，局部发育鼻状构造及低幅度背斜。含油层系为三叠系百口泉组和二叠系乌尔禾组，油藏中部埋深3560m，储层岩性为灰色、灰绿色砂砾岩，平均孔隙度为9%，平均有效渗透率为1.1mD，孔隙类型主要以粒内溶孔和界面缝为主，孔隙结构表现为微孔、细喉的特征。τ2弛豫时间小于10ms的孔隙占比90%、主流喉道半径0.47μm。油藏平均压力因数为1.5，属特低孔、特低渗、微孔、细喉、异常高压油藏。储层具有中等偏强的压敏和水敏，压敏指数0.47～0.82，水敏指数0.65～0.82，无速敏。油藏边底水不活跃，地饱压差较大，饱和程度低，油藏具有一定的天然弹性驱动能量。由于油藏储层物性差、渗透率低，虽然初期能保持油井自喷开采，但压力降落较快，油井自喷能力差，平面上单井产能差异较大，地层吸水能力差，注水难度大，生产井均需采用压裂方式投产。

2 历史试井曲线特征分析

玛2井区自开发以来，录取了26井次的油水井不稳定试井资料。根据曲线形态，分为4大类，分别是续流段型、上翘型、刚拐弯型、测试异常型(见表1)。

表1 玛2井区历史试井曲线形态分类表

生产井试井曲线形态主要表现为早期叉状型、中期上翘型曲线特点，部分井具有压裂井曲线特征，虽然关测时间为670～1481h，但均未出现径向流段，表明油层渗透性极差，认为油藏渗流特征为特低渗低速非达西渗流，需要建立低速非达西渗流模型才能进行准确的试井分析[12]。

3 试井理论基础

特低渗透油藏发生低速非达西渗流的影响因素较多，主要是受流体与岩石表面间两相表面作用的影响。由于流体与岩石表面的作用，生成了吸附层或水化膜，使孔隙喉道减小，渗透率降低，结果使流动速度比达西渗流时的速度低得多，而且呈非线性流动[13，14]。低速非达西渗流时，压力梯度必须大于启动压力梯度后，在克服了吸附层的水化膜形成的阻力后，流体才开始流动。因此，在进行压力恢复(压力降落)测试时，经常会出现低渗油水井始终关不稳的现象。

在低速非达西流动时，因受启动压力梯度的影响，双对数压力导数曲线会出现上翘的现象，但不一定反映的是边界状况，压力导数曲线不出现表征径向流的0.5水平直线段。在生产井投产时，启动压力梯度越大，压力曲线上翘越高，反映出压力降落更快，当启动压力梯度为零时，就变为达西流动。

4 低速非达西渗流解释模型应用

文献[15～17]开展了低速非达西渗流试井模型研究，认为对于特低渗透油藏，由于地层存在启动压力梯度和介质变形等诸多因素，导致实测的压降或压力恢复曲线与目前的典型曲线无法拟合，甚至出现压力导数曲线一直上翘而见不到径向流直线段的出现。由于特低渗透油藏本身开采的复杂性，单一的运用试井技术解释油藏很难达到理想的效果。为此，在运用试井解释时，要考虑油藏动态生产情况和油层地质情况，在分析油藏时需要结合多种手段。

笔者以低速非达西渗流理论为基础，分别建立考虑启动压力梯度的特低渗油藏渗流及试井模型、考虑启动压力梯度的压裂井渗流及试井模型、考虑启动压力梯度水平井渗流及试井模型，通过对试井资料解释分析，对该油藏进行了早期评价。试井解释平均地层压力为56.6MPa，压力因数位于1.2～1.94之间，平均启动压力梯度为0.034MPa/m，渗透率分布不均匀，生产井平均渗透率为0.554mD，属特低渗异常高压油藏。

4.1 DM2826井试井资料分析

DM2826井2007年6月20日射开3577.5～3615.7m，压裂后采用∅3.5mm的油嘴试产。2008年5月19日采用地面直读式高精度电子压力计关井测压，测试前采用∅3.0mm油嘴自喷方式生产，日产液为4.2m3，气油比为121m3/m3，含水率为4.5%，该次关井测试时间为1005h，录取了完整的压力测试资料。图1是该井实测压力恢复曲线(图中，Δp为实测压力曲线；Δp′为压力导数曲线；Δt为测试时间。下同)，双对数曲线特征主要表现为：由于油层渗透率低以及井深的原因，早期段井筒储存期影响时间很长，该井产量较低，储层物性差，关井压力恢复缓慢，中期段具有有限导流垂直裂缝的曲线特征，晚期段压力上升缓慢，未出现明显的径向流段，关测末点压力恢复速度为0.17MPa/d。选用低速非达西流有限导流垂直裂缝+均质油藏模型进行了分析，启动压力梯度为0.0153MPa/m。

图1 DM2826井双对数压力曲线(2008年) 图2 DM2826井双对数压力曲线(2010年)

2010年8月11日采用存储式电子压力计关井测压，测试前采用∅3.0mm油嘴自喷方式生产，日产液为3.1m3，气油比为67m3/m3，含水率为7.2%，该次关井测试时间为791.4h，取得了完整的压力测试资料。图2是该井实测压力恢复曲线，双对数曲线具有低渗透油田试井曲线特征，主要表现为：关井后压力恢复缓慢，关测末点压力恢复速度为0.105MPa/d。双对数曲线早期续流段很长，未出现径向流段，导数曲线晚期出现明显的上翘，有近似平行断层反映的曲线特征。选用低速非达西流均质油藏模型进行了分析，启动压力梯度为0.0182MPa/m。

对历史上2次不稳定试井资料分析结果(见表2)可知：①试井模型发生了根本的改变，前期压裂改造形成的垂直裂缝在经过多年开采后已基本闭合，未见裂缝曲线表现特征；②地层压力由54.06MPa下降为45.11MPa，说明经过3年多的生产，地层压力下降了8.95MPa，地层压力平均下降速度为0.25MPa/月，弹性驱动能量在逐步减弱；③表皮因数由最初的-5.33增大为3.8，表明井筒周围完善程度在逐步降低；④试井分析有效渗透率较低，平均为0.0764mD，压力因数为1.53，表明属高压特低渗透油藏。

表2 DM2826井试井解释结果对比表

4.2 DM2721井试井资料分析

DM2721井是玛2井区的一口生产井，2006年11月21日压裂投产，生产层位为乌尓禾组(P2w)，射孔井段为3532～3554.5m，有效厚度为13m。2010年4月13日采用存储式电子压力计关井测压，测试前采用∅3.0mm油嘴自喷方式生产，日产液6.3m3，气油比89m3/m3，含水率8.4%，该次关井测试时间为670.3h，取得了完整的压力测试资料。图5是该井实测压力恢复曲线，双对数曲线具有低渗透油田试井曲线特征，主要表现为：关井后压力恢复缓慢，双对数曲线早期续流段很长，未出现径向流段，导数曲线有2个上翘段，晚期上翘较为明显，整个形态近似压裂井曲线特征，关测末点压力恢复速度为0.0795MPa/d。选用低速非达西流均质模型进行了分析，试井分析结果：平均地层压力41.36MPa，有效渗透率0.205mD，表皮因数-3.27，表明井底无污染，启动压力梯度0.01MPa/m。选用具有启动压力梯度的压裂井有限导流模型对图6进行了分析，试井分析结果：平均地层压力44.18MPa，有效渗透率0.96mD，表皮因数-6.151，表明井底无污染，启动压力梯度0.0271MPa/m，裂缝半长65.55m。以上2种方法解释结果相近，但采用低速非达西流压裂井模型更符合油藏实际情况。

图5 DM2721井双对数压力曲线(均质模型) 图6 DM2721井双对数压力曲线(压裂井模型)

4.3 MaHW001井试井资料分析

MaHW001井是玛2井区一口水平井，钻开目的层为百口泉组(T1b2)，水平段长度为501m。该井于2013年4月4日分5段压裂投产，采用∅5.0mm油嘴开井试产，初期压裂液返排液量170m3/d，含水率94%，产出水主要是压裂返排。开井生产7d后含水率下降到50%以下，换∅3.0mm油嘴生产，产液量为36.4m3/d，含水率41.5%。该井于2013年6月14日关井测压，关测时间为1102.3h。由于该井为水平井，仪器下在造斜点以上的直井段进行了测试。图7、图8是该井实测压力恢复曲线，对该井采用了2种不同的试井分析方法进行了解释。

由于该井水平段分5级压裂，各段对井筒的供给能力存在差异，关井后存在压裂段间的干扰现象，造成压力恢复趋势不同，压力曲线出现分段的现象，导数曲线表现为下凹后快速上升的特征，当测点的流体密度变化趋于稳定，产液层段间干扰影响结束后，导数曲线又表现为1/2斜率直线。由于受到造斜段和水平段管流、以及低渗非达西渗流的影响，导数曲线未出现早期的垂直拟径向流段。图7解释中储层选定为上下不渗透边界-均质径向渗流模型进行了分析，图8采用具有启动压力的均质径向渗流模型进行了对比分析，计算启动压力梯度为0.07946MPa/m(表3)。

图7 MaHW001水平井双对数压力曲线 图8 MaHW001水平井双对数压力曲线 (达西均质模型) (非达西均质模型)

油藏模型地层系数/(mD·m)流动系数/(mD·m·(mPa·s)-1)导压系数/(D·MPa·(mPa·s)-1)表皮因数/1井储系数/(m3·MPa-1)水平渗透率/mD垂向渗透率/mD平均地层压力/MPa水平井有效长度/m关井影响半径/m启动压力梯度/(MPa·m-1)均质无穷顶底封闭模型9.97251.1030.53-80.22870.56183.169546.7750091.6非达西均质无穷顶底封闭模型6.6450.7350.353-6.6360.2140.3743.74346.2850074.780.07946差值3.32750.3680.177-1.3640.01470.1878-0.57350.4916.82

5 结论与建议

1)对于特低渗油藏录取的不稳定试井资料，应采用低速非达西渗流试井模型进行解释，才能获得符合油藏真实情况的地层参数。

2)对于测试资料双对数曲线出现“叉状型”曲线，试井解释多解性强，应延长关测时间最少在1100h以上，其曲线特征才能适合试井分析要求。

3)对于新投压裂或改造油层压裂井，测试资料具有低速非达西流有限导流曲线特征，应采用具有启动压力的压裂井模型进行解释。

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[编辑] 黄鹂

2016-05-13

国家科技重大专项(2016ZX05070-002)。

高炎(1984-)，男，硕士，工程师，主要从事油藏动态管理方面的研究工作,252850176@qq.com。

TE353.4

A

1673-1409(2016)35-0047-06

[引著格式]高炎，汤传意，张海涛，等.异常高压特低渗透油藏试井分析及应用[J].长江大学学报(自科版),2016,13(35):47～52.