试井研究新理念K.ppt

交流内容：气井和气藏试井研究的新理念-气藏动态描述 现代试井分析原理 干扰试井和脉冲试井方法及现场实测例 气藏动态描述范例-一个用水平井开发的海上气田动态研究 试采气井的试井设计方法,陈晶 13436860847 华油能源集团有限公司,气藏试井研究的新理念-气藏动态描述,庄惠农中石油勘探开发研究院2009.12,试井研究的新理念-油气藏动态描述,试井研究自20世纪初诞生以来，在发展过程中，被赋予不同的定位；油气田勘探生产现场，把试井定位为“试井工程”。它的确包含全套与众不同的仪器仪表、施工工具，录取不同的资料，有独特的施工工艺。试井不同于其他工程项目，它不是实现一个具体的工程标的物，试井的目的往往是取得对一口井或一个储层的认识。试井又被认为是渗流力学研究的一个重要组成部分。在试井的理论研究中，的确需要用数学方法求解复杂的渗流力学方程，得到典型条件下渗流模型解析解。但这只是试井研究的理论背景，不是试井研究的最终目的。试井研究的核心内容应该是对油气井和油气藏的研究，是从动态角度对油气井和油气藏的结构特征及参数加以描述，建立起能够全面表述油气井和油气藏的、确实而完整的动态模型。动态模型的建立，不仅是对油气井和油气藏规模和参数的描述，它同时伴随着建立描述这种模型的、以计算机软件为载体的偏微分方程，从而可以随时再现油气井和油气藏的压力、产量历史，最终可以定量预测油气井和油气藏未来的动态走势。动态模型的建立，无疑会使油气井生产和油气藏的管理呈现全新境界。,地球物理,地质和测井,试井（包含PVT取样分析、生产测井等测试项目）,经过地震资料解释做出构造图，形成地球物理模型,经过测井解释和地质研究区分出油、气、水层进行数值模拟研究形成地层的地质模型,经过试井软件解释得到地层动态模型,气藏工程研究,经济评价研究,钻采工艺研究,制订油气田开发方案,地面工程研究,气藏地质和动态资料的录取及分析,试井、物探和测井组成油、气田研究的三大支柱技术,现场实践证实了用动态方法研究气藏的重要性,克拉2气田短期试采动态分析证明了该地区气井旺盛的产气能力，评价了全井无阻流量值，证实储层在平面上的良好连通性，作为整装气田进行高速开发。靖边气田三十多口评价井的试采和动态研究，落实了气井产能，证实了储层在平面上的连续性，核实了储量，为气田全面开发打下了坚实的基础。从长北气田16口井的短期试采，了解到由于河流相沉积所形成的储层岩性边界特征，计算了单井控制的动储量，为气田开发进一步决策提供了依据。千米桥气田的高产井试采和动态描述，修正了初期对于潜山气藏气井高产能的单纯认识，了解到这些井的产能衰竭较快，单井控制的动储量较少，从而进一步调整了勘探、开发部署。苏里格气田的全面试采和动态描述研究，解释了河流相沉积砂岩储层岩性边界对储层的切割作用，找到了气井产能衰竭快的原因，调整了气田开发模式。榆林南气田32口开发井的试采和动态描述研究，确认了气田的产能和产能稳定性、单井控制的面积和动储量、井之间的干扰影响和气藏的平面连通范围。大庆徐深气田和吉林长岭气田火山岩气藏开发准备过程的试采和动态研究，揭示了火山岩气田气井产能变化和火山岩储层结构的特殊规律。罗家寨气田的试井资料分析研究，确认气井具有千万方的高产能。,什么是气藏动态描述,气藏动态研究的最终目的是对气藏进行全面的、深层次的描述，改正地质方法对地层认识及储量估算的偏差和不足；气藏动态描述主要依据对试井资料的研究和分析；气井产能描述无阻流量计算、流入动态曲线（IPR曲线）绘制、气井合理产量的确定、气井产量的衰减规律及预测；用现代试井分析方法初步建立单井动态模型；利用试采阶段的全程压力历史拟合分析方法，建立完整的单井动态模型井附近地层参数、完井和措施改造参数、单井控制的地层边界、区块面积、单井控制的动储量；利用单井动态模型对于气井的未来走势进行预测；应用数值试井方法进行复杂岩性地层的储层描述和多井生产的全气藏动态描述；用原始静压力梯度分析方法分析气藏的整装特性。,气藏物探、测井、地质资料的归纳分析,提供气井渗流过程地质模型,气井关井压力恢复试井资料录取,压力恢复试井曲线解释初步建立气井动态模型,规范产能试井测试分析研究,建立初始产能方程推算初始无阻流量,通过试采压力历史拟合检验完善气井动态模型,气井动态模型追踪分析验证、完善气井动态模型，进行气井动态预测,试采井产量压力历史资料录取分析,录取气井初始的稳定产能点,建立稳定点产能二项式方程、推算初始无阻流量、画初始IPR曲线图,核实初始产能方程,建立动态产能方程、推算动态无阻流量、动态地层压力、动态IPR曲线、研究产能衰减,计算气井供给边界地层压力,录取生产过程中动态的稳定生产点,提供气井生产过程动态平均地层压力,气井初始地层压力测试分析,生产过程气井关井静压力测试分析,生产过程地层压力分析，确定单井动态储量和地层压力分区特征,气井和气藏的动态描述研究,动态模型研究,气井产能研究,压力分布研究,以气井产能评价为核心内容的气藏动态描述研究流程示意框图,气藏地质研究,试井工程,试井的英文名称是 Well Testing,是以渗流力学为理论基础，通过测量和分析井下压力与产量的关系，研究油气水井参数，从而对储层静态特征作出描述，并对油气水井动态作出预测的工程方法；广义的试井泛指与油气水井动态有关的施工项目，诸如测试井底压力、井底温度、测液面、探砂面、井底取样、测示功图、测分层参数等等内容；狭义的试井特指稳定试井、不稳定试井等与油气在地层内渗流有关的研究分析项目；“现代试井”则是对于20世纪70年代以来不稳定试井测试分析方法的统称。,试井工程的发展历史,试井作为一个工程项目，几乎与油气田开发同时成长；20世纪20年代为了了解油井生产过程中的衰竭状态，开发了井下测量最高压力的仪表及液面探测仪，用于油水井动态监测；30年代已有10种机械式压力计投入现场使用，推动了物质平衡方法的发展研究，成功用来计算油气藏剩余动储量；4050年代发明了不稳定压力分析的半对数（单对数）方法，可以通过短时间测试的压力恢复曲线推算地层压力，计算分析地层参数和完井参数，成为不稳定试井分析的首次突破；70年代发明了压力双对数图版拟合分析方法，生产了高精度电子压力计系统，高质量录取井底压力，推动试井工程快速发展；80年代发明了压力导数图版，编制了试井解释软件，形成了现代试井分析的基本方法。,现代试井,“现代试井”的名称最早出现于20世纪90年代初，泛指新一代的试井资料录取和分析方法，至今已被应用了十多年；现代试井包含并体现了当今科学技术发展的多项内涵；应用最新微电子技术制作的数字式井下电子压力计系统，录取井下压力/温度数据，压力测量精度达到0.02%FS，分辨率达到0.01psi（0.00007MPa），数据录取间隔缩短到1s，一次可取得106个数据点，存储在电子文档上；以图版法为中心的整套拟合分析方法，可针对各种类型的、包含各种复杂边界条件的地层，适用于各类完井条件的油气井，不但可以对储层及井作出全面的描述，并可对于油气水井未来动态作出预测；用完善的计算机解释软件，包括最新发展的数值试井软件，实现分析过程的程序化，可对储层作出尽量写真式的描述，保证了解释的精度，提高了解释的速度，实现了单靠手工作业无法完成的分析工作。,试井研究内容示意图,解正问题,解反问题,具体的地层（地层1，地层2，）,从地质角度对地层分类,从渗流力学角度归纳成大类,建立试井模型物理模型 数学模型,解数学方程式 做物理模拟实验,画出压力/时间模拟变化曲线图笛卡坐标图，单对数坐标图，双对数坐标图,最终提供地层参数和动态模型,通过压力历史拟合检验确认属于何种类型地层,通过试井软件解释计算模型参数,通过图形分析判断属于何种试井模型并作出参数量级估算,油田现场测得压力/时间变化曲线画成笛卡、单对数及双对数图,重复解释,油气井试井研究贯穿于油气田勘探开发全过程,勘探井的试井评价油气田开发准备阶段的试井评价 产能试井、压力恢复试井、干扰试井、动储量评估试井油气田开发中后期的动态分析试井针对特殊问题的试井,不断充实发展的现代试井分析方法,发展了以图版法为中心的现代试井分析方法，针对不同类型地层作出不同样式的图版，从而更细化和更为写真地实现了对于储层特征的描述；图版由画在双对数坐标中的压力和压力导数曲线组成，变换参数组合后，演化出上千种不同的图版；特别是压力导数图版，更为敏感地显现出近井地带油气层参数特征；用长时间油气井生产过程的压力历史拟合检验，修改和完善对于储层模型边界特征的认识，尽量排除解反问题时的多解性的困扰，从而达到对于储层模型的完整的描述，并可以实现对于井控动储量的评价；数值试井分析方法的发展和数值试井解释软件的应用，对于储层在平面上非均质特征的描述更为写真，而且使试井解释从单个的油气水井，进入到共处同一个渗流空间时的多井试井解释，充分考虑井间干扰的影响；反褶积方法的应用。,油气井稳定试井分析,改变几个不同的工作制度（调节不同的油嘴），使油气井呈现不同的产量值，每种工作制度下延续一段生产时间，使产量基本达到稳定；在每个工作制度下测量井底流动压力的变化，延续一段时间后，井底流动压力也可以基本趋于稳定；当产量和井底流动压力均达到基本稳定时，记录一个“测点值”；3-4个测点可以组成一次“稳定试井”测试，对于油井来说常称之为“系统试井”，对于气井来说，称之为“气井回压试井”；从油井的系统试井分析，可求得油井的“采油指数Jo”和“地层流动系数Kh/”;从气井的回压试井，可以求得气井的“无阻流量qAOF”和IPR曲线。,油气井稳定试井曲线示意图,油气井不稳定试井分析,在油气井开井投产、关井停产或改变产量（注入量）过程中，连续监测井底压力的变化开井流动压力下的压降曲线，关井压力恢复曲线，并从中分析井附近地层参数；不稳定试井有多种类型：压降试井(drawdown test)压力恢复试井(build up test)变产量试井(multiple-rate test)注入/压降试井(injectivity and falloff test)干扰试井(interference test)脉冲试井(pulse test)探边试井(reservoir-limit test)钻井中途测试（DST）(drillstem test)段塞测试(plug test),开井压降试井,开井压降曲线是油气井开井生产过程中的井底压力下降过程变化曲线，最能体现各种不同类型地层的压力走势特征；所有各种类型地层的不稳定试井解释图版都是根据渗流力学方程对应压降曲线段的数学解制作出的；,针对压力恢复试井曲线解释取得的储层模型，一定要通过开井生产压降段压力历史拟合检验，符合一致的才可确认模型的正确性，否则必须对模型加以修改；现场实测的压降试井曲线，其数值受产量不稳定的影响而出现波动，从而扭曲了压力导数形态，这是造成压降曲线分析解释在运作时出现困难的主要原因。,关井压力恢复试井,关井压力恢复曲线是不稳定试井分析中应用最多的一种测试曲线段；由于油气井关井后产量很快变为0，消除了由于产量波动对实测井底压力造成的影响，减少了解释地层参数时软件操作上的难度；,压力恢复曲线形态受关井前整个生产过程产量变化的干扰，从而对于解释结果造成影响，而且在解释过程中使用了根据开井压降段制作的图版，必须进行一定的校正；关井过程的早期段曲线往往还存在着井储及井筒相变的影响，井筒相变常常来自于凝析气的反凝析作用，液体在井筒中的分离作用，等等。,不稳定试井资料的精细分析,所谓精细分析，应指对油气井全面而准确的分析和描述。首先建立油气井试采或生产过程的全程产量及井底压力历史档案。接下来建立每一口井的动态模型。例如：对于苏里格、榆林、长北等气田的长期试采井，首先针对压力恢复试井资料，用Saphir，EPS等试井解释软件进行解释，结合应用全程压力历史进行拟合检验，得到了每一口井包括边界分布情况和单井控制动储量的完整储层模型。对于鄂尔多斯盆地，在对已取得的解释成果进行综合分析的基础上，把同为上古生界地层的几个气田进行了比较，分析对比了它们在储层特征方面的差异之处，特别是在单井控制区域地层形态和单井控制储量方面的有利之处，可以取得对于一个地区的全面认识。,数值试井分析,针对苏里格气田部分单井，榆林气田的榆46-9附近区域，进行了数值试井分析，探讨了储层平面非均质及边界影响；对于苏里格气田部分长期试采井进行了连续6年的跟踪分析，通过压力历史检验，修改并确认了采用数值试井方法得到的地层参数，地层平面非均质分布，储层边界及单井控制的动储量等，从而对这一地区储层结构及今后的开发效果做出了预测。对于榆林气田榆46-9井组，分别5种以上不同情况，考虑井间干扰影响和不同的岩性边界分布影响，进行了数值试井模拟分析；并以榆46-9井全程的压力历史作为检验模型准确性的标准，分别做出了压力历史拟合检验图和连续的三维压降漏斗分布图，确认了边界分布特征；针对东方1-1气田，用数值试井方法研究了井间干扰；通过以上分析，证明了数值试井方法是研究特殊岩性气藏的非常有效的方法。,原始静压力梯度分析,针对榆林气田南区78口井的原始静压力值与海拔深度的关系进行了统计分析，看到实测点的分布相对较分散，部分点分布在邻近天然气静压力梯度线附近的条带上；把榆林气田南区分成 6个局部区域，分别进行了原始静压力值与海拔深度的关系统计分析，分别画出了梯度分析图；在榆42-7至陕209的中部砂层带上的主要产气井之间，存在着某种连通的可能性，但可能性不大；其余5个局部区域及中部砂层带的边缘地带，井间连通的的可能性极小。作为榆林气田南区基本不存在整体连通的可能性。,以苏里格气田为例展示气藏动态描述研究过程和成果,地 质 层 位,苏里格气田的主要产层盒8段和山1段，其中盒8段是这一地区主力产层。,主水道(或高能水道)较深、水动力强，具有持续的水流活动，是心滩的主要发育场所。低能水道，发育在主水道两侧河床较浅的部位，水动力较弱，在枯水期可能出现断流，以细粒的平行层理和小型板状交错层理的河道充填为主，局部可有少量的小型心滩发育。,河道摆动可形成几十公里宽的砂带，但心滩的粗砂岩沉积多成孤立状分布。,地层沉积微相,隔层段,砂岩储层段,气井,河道沉积有效砂岩体剖面示意图（从动态反映推测的模型：河道较稀疏，有效厚度间距较大的情况）,井可控制的砂岩体,井无法控制的砂岩体,河流沉积体系大体呈北北东到南南西的方向；砂岩体是连片分布的，但有效砂岩却是被岩性边界分隔成各自孤立的块状体；高能水道心滩微相是最主要的粗岩相沉积场所；作为有效储集和渗透砂层的高能水道呈窄条带状分布，限制了有效储层的侧向连续性；,沉积特征分析,苏6井区第一次加密井东西向井距800m地层对比显示有效砂岩连续性差,多期河道叠合砂岩的宽厚比（壳牌公司的研究结果）,单一河道砂岩的宽厚比（壳牌公司的研究结果）,统计表明河流相沉积地层砂岩有效厚度与宽度比大约为1:100,苏里格气田为低渗、低丰度、大面积分布的岩性气藏 苏里格气田主力储层为处于潮湿沼泽背景下的砂质辫状河沉积体系。只有粗砂岩和含砾粗砂岩可形成有效储层，中细砂岩为非储层。岩石结构成分不同所造成的成岩作用差异是控制有效储层成因的主要因素。在辫状河的多河道系统中划分出高能水道和低能水道两种水道类型：高能水道心滩是粗岩相带沉积的最主要位置，高能水道的分布规律是控制苏里格气田有效储层分布的主要因素。根据钻井统计资料结合动态试井资料，认为有效储层为孤立状或呈窄条带状，有效厚度约占砂岩厚度的1/3，单层有效厚度一般小于5米，在垂向和横向上的分布均具有较大分散性 储层具有强非均质性的特征，单井控制气砂体规模小、单井控制储量低,地质方面的主要认识,苏里格气田短期试采井试井解释成果表（1）,苏里格气田试采井试井解释成果表（2）,苏6井2001年短期试采过程井底压力示值图,苏6井常规试井解释模型参数,模型类型：二区的园形复合地层流度比：/=0.07储容比：(Cth)外/(Cth)内=0.06内区半径：r1,2=101m内区渗透率：K1=7mD外区渗透率：K2=0.49mD表皮系数：S=5.9井储系数：C=2.2m3/MPa,苏6井常规试井解释终关井双对数拟合图,苏6井常规试井解释压力历史曲线拟合图 1,苏6井常规试井解释压力历史曲线拟合图模型压力历史偏离实测压力，显示理论模型偏好,苏6井2001年模型修正后解释结果,主要解释结果：储层类型：三区复合地层 内区渗透率K1：7 mD 中区渗透率K2：0.15 mD 外区渗透率K3：0.03 mD 内区半径：r1,2=71m 中间区外径：r2,3=240m 一、二区储容比：(Cth)2/(Cth)1=0.123 一、三区储容比：(Cth)3/(Cth)1=0.06 非达西流系数：D=2.818106(m3/d)1 表皮系数：S=5.9,苏6井2001年模型修正后试井解释短期压力历史拟合较好显示理论模型在井底附近与实际地层情况大体符合,用2001年试井解释结果预测2003年压力史显示偏差表明理论模型外围情况与实际地层存在偏差,苏6井的数值试井分析储层描述结果,储层平面参数分布划分为3重复合区域：1）0区（井所在区域）区域面积：S0=0.0154km2（半径70m的圆形区域）地层产能系数：(Kh)0115mDm地层渗透率：K05.81mD 2）1区区域面积：S1=0.0386km2（外缘为长270m、宽200m矩形，内缘为圆形的环形区域）地层产能系数：(Kh)10.77mDm地层渗透率：K10.0387mD0区与1区储容比：(Ct h)0/(Ct h)1=15 3）2区区域面积：S2=0.202km2（外缘为长700m、宽320m，内缘为长270m、宽200m的环形区域）地层产能系数：(Kh)20.23mDm地层渗透率：K20.012mD地下连通孔隙体积为：13.079104m3，折算苏6井控制的地质储量为2900104m3。,1 区,2 区,苏6井数值试井储层模型平面分布及网格划分图,800 m,270 m,320 m,200 m,70 m,开井前地层压力处于平衡状态实测井底压力即为平均地层压力压力的高低同时体现了天然气的采出程度,供气区内地层压力分布和储层内各部分采出情况开井前,压力值分级MPa,供气区内地层压力分布和储层内各部分采出情况开井生产时形成压降漏斗,压力值分级MPa,对于井底渗透性较好、外围变差的非均质储层，压降漏斗形成阶梯状从压降分布情况看到，气井采出的主要是井附近区域的天然气边界附近天然气尚未参与流动,由于外围地层渗透性差，压降漏斗的“填平过程”缓慢，短期内主要是在井附近区域进行，逐渐波及到外围此时测得的井底压力主要是井附近“有效供气区”平均值,压力值分级MPa,供气区内地层压力分布和储层内各部分采出情况关井后压降漏斗开始恢复,压力恢复过程扩展到外围低渗储层区，边界附近压力也出现下降，说明长期平衡后整个区域参与了渗流过程井附近压降漏斗“逐渐填平”，测得的井底压力接近全区平均压力,压力值分级MPa,供气区内地层压力分布和储层内各部分采出情况长时间关井后（约14个月）压降漏斗逐渐恢复,长时间开采使压降漏斗进一步加深，低渗区及边界附近区域也参与了供气但是驱动低渗区气体流动所需的大压差往往难以满足，限制了天然气在短期内采出,压力值分级MPa,供气区内地层压力分布和储层内各部分采出情况长时间开采后（约10个月）压降漏斗进一步加深,关井100天难以填平长时间开采后形成的压降漏斗也就是说边界附近低渗储层赋存的天然气短时间内不可能补充到井底附近此后这类储层开采将维持长期低产过程,压力值分级MPa,供气区内地层压力分布和储层内各部分采出情况再一次关井（约100天）压降漏斗难以迅速填平,平均地层压力24.35MPa,平均地层压力14.20MPa,按数值试井给出的岩石孔隙体积计算原始天然气地质储量约3000104m3根据阶段累计采气量与地层压力关系推算的可动用地质储量 2870104m3,苏6井单井控制储量计算,苏6井累计采气 1383.36 104m3,苏6井2005年数值试井用修改过模型进行压力历史拟合图,修改过的模型预测压力,理论模型预测数据,2001年试井实测数据,04-05年试井实测数据,参数不变、含气面积减少,苏6井区第2次加密井井位图,苏6干扰试井井组井位及井距示意图,合理井距研究的动态资料依据,静态地质资料无法提供确实的边界距离和分布形态。唯一有效的认知方法是，通过动态资料的研究和分析，了解有关边界情况的确实信息。动态资料大致可分为4类：气井完井后的初始静压资料；井口压力变化监测资料；以压力恢复曲线分析为基础的单井动态描述成果；井间干扰试井资料及分析成果。,加密井初始静压与同时期老井静压对比表,加密井完井后实测初始静压分析,苏6井东西一线的苏6-j3井和苏6-j4井静压远低于静水柱压力，表明受到了老井生产的影响。离开苏6井东西一线井排，向北600m的苏6-j1、苏6-j2井，向南650m的苏6-j5、苏6-j6井，初始压力均维持在30MPa以上。加密井苏6-j3井与相邻的老井苏38-16-2井井底压力是相近的，表明这两口井之间可能存在着某种连通关系；加密井苏6-j4井压力虽然也明显降低到21.82MPa，但远高于东侧相邻的苏38-16-3井，更高于西侧相邻井苏6井。静压值都相去甚远，表明它们之间即使在某种程度上有关联，其连通程度也是极为微弱的。,井口压力监测,在苏6加密井井口，全部都安装了连续监测井口油压的电子压力计。其中苏6-j3井和苏6-j4井一直关井，因而监测到的是井口静压变化，明显看到收到邻井生产的影响；苏6-j1井和苏6-j2井完井后连续生产或间断生产，监测到的是开井流动和关井停产时的井口压力；苏6-j5井和苏6-j6井完井后一直关井，明显看到监测到的是本井完井后关井恢复过程压力。部分井井口安装的电子压力计，测点压力出现异常的上下跳动，显示压力计示值存在某种漂移，但是其压力变化趋势还是清楚的。监测分为两个阶段：第一阶段为2008年5月份前，分析了井口压力变化规律，筛选出有利的干扰试井井组，作出了苏6加密井组干扰试井设计；第二阶段为干扰试井实施阶段，在后续的长达4个月的监测过程中，确认了苏6加密井组井间连通关系，进行了干扰试井参数分析解释。,苏6井区干扰试井地质设计,苏6井区干扰试井地质设计,背景压力录取段：要求把井下电子压力计下放到观测井苏6-j3 和苏6-j4 井底（产层中部位置），监测井底背景压力变化规律；激动井苏38-16-2和苏38-16-3 用尽可能稳定产气量继续生产；井组内其余井工作制度保持不变；测试时间不少于10天，压力记录间隔1min/点。干扰试井段：激动井苏38-16-2和苏38-16-3同时关井，进行地层压力激动，准确记录关井时间和关井前日产气量；激动井关井时间维持2000h（约90天）；连续记录关井条件下观测井苏6-j3 和苏6-j4 井底压力变化，期间每720h(30天)更换一次压力计，压力记录间隔1min/点；苏6-j1、苏6-j2井尽量保持原有产气量生产，用电子压力计记录井口压力；苏6-j5、苏6-j6井继续关井，用电子压力计记录井口压力。干扰试井重复验证段-如果对于干扰试井结果存在疑问，可开展重复验证测试。压力记录方式与干扰试井段相同；激动井苏38-16-2和苏38-16-3同时开井，进行地层压力反向激动。,苏6-j3井与苏38-16-2井干扰试井设计选用参数,苏6-j3井与苏38-16-2井干扰试井设计预测曲线图,苏6-j3井预测干扰压力变化曲线,苏38-16-2井产气量变化,以6000m3/d产量生产,关井,关井,观测井背景压力1,观测井背景压力2,0.08MPa,约33天,苏6-j3井和苏38-16-2井对的干扰试井成果,苏6-j3井自从试气投产以后，不久接着关井，压力逐渐恢复；待到相邻井苏38-16-2井于2007.12.23关井停产后，苏6-j3井压力上升斜率逐渐变缓，到2008年2月下旬，逐渐趋于水平，继续维持了近1个月时间，此时稳定的井口压力值大约是 p=8.5912MPa；自相邻井苏38-16-2井于2008.3.6开井生产，约20天以后，苏6-j3井明显出现压力下降趋势，一直延续近60天，每天下降约0.002MPa，用解析式可以表达为 p=8.56826-8.88779e-5(t-3121.27)，（式中压力p单位MPa，时间t单位h）；当苏38-16-2井于2008年5月产气量降低，并于2008年7月14日最终关井后，苏6-j3井压力离开原有的直线下降趋势，渐渐趋于平缓，恢复到接近水平的状态，其变化形态与该井组干扰试井模拟设计结果完全一致，进一步验证了井间干扰的存在。结合多年来的干扰试井现场实践经验，可以明确确认，干扰试井井组中苏6-j3井和苏38-16-2井，打开的储层是互相连通的。这也是自从本世纪初苏里格气田发现以来，在千余口探井和生产井中，首次明确监测到井间压力干扰。对于苏里格气田今后开发中的合理井距确定，具有现实的指导意义。,观测井苏6-j3井纯干扰压力平方值与图版曲线拟合分析图,拟合点M,均质地层干扰试井双对数图版,拟合点值：(p2)M=1 tM=1000 pDM=0.07(tD/rD2)M=0.15,干扰试井解释参数计算公式及结果,连通流动系数计算公式和解释结果：,连通流动系数：连通产能系数：Kh=2.724 mDm连通渗透率：K=0.27 mD,连通弹性储能系数计算公式和解释结果：,连通弹性储能系数值：hCt=2.45910-2 m/MPa,苏6加密井区单井控制有效砂岩体分析,苏6井控制着孤立的矩形有限岩性区块,苏6井是苏6井区乃至整个苏里格气田最具代表性的气井，也是这一区块少有的经历过反复而深入研究的气井。自从2001年完井以后，曾采用各种方法，从不同角度，对这口井进行过多方位的研究；2001年进行了短期试采，用修正等时试井方法推算了无阻流量值，通过压力恢复曲线分析，求取了井底附近储层参数，初步建立起了气井的动态模型；通过2002-2003近一年的试采，运用数值试井方法，建立起了苏6井完善的气井动态模型，确认苏6井控制着长宽比为800m320m的矩形有限封闭岩性区块；苏6井试采延续到2005年底时，井口压力已降低到接近放空状态，通过压力历史拟合验证，证实2003年所建立的储层模型是合适的，其面积稍作调整，减小为700m320m；2007年进行的加密井组静压测试证实，苏6井附近静压远低于静水柱压力，也低于相邻井苏6-j3和苏6-j4井初始静压。虽然其长期生产造成的压降有可能波及到东西两侧的邻井，但静压的差距至少可以表明，他们之间连通的可能性是较小的。从以上分析可以判断，苏6井控制着加密井组中心位置的、被岩性不渗透边界分割的矩形有限封闭区块，面积约为0.24km2，天然气储量约0.26108m3。,苏6-j3井与苏38-16-2井部分储层连片,通过多方面动态分析资料证实，以上这两口井打开的储层是连通；静压测试值接近 根据苏6-j3井完井时的井底静压测试资料，静压值为11.1MPa。而同一时期苏38-16-2井实测静压值9.35 MPa。由于关井实测静压值时受关井时间长短影响，因而虽然存在这种不大的差别，仍然表明两口井极有可能处在同一个连通层中。井间存在明显的压力干扰 不论井间干扰试井，或是早期的井口压力监测动态分析，均表明苏6-j3井与苏38-16-2井之间，存在明显的压力干扰，证实了两口井的井间连通性。综上所述，证实了苏6-j3井与苏38-16-2井同处一个有效的连通砂体中。这也是苏里格气田中首次明确确定，相邻井同处一个有效砂岩体的典型现场实例。,苏6-j4井和苏38-16-3井主力产层分处不同的有效砂体但有可能在某些部位搭接,初始静压与邻井相差悬殊 苏6-j4井初始静压虽然也明显降低到21.82MPa，但远高于东侧相邻的苏38-16-3井（13.78 MPa），更高于西侧相邻井苏6井（4.99 MPa）。表明它们之间即使在某种程度上有关联，其连通程度也是极为微弱的。苏6-j4井与邻井苏38-16-3间未见明显的压力干扰 从图中看到，在延续近一年的井间干扰压力观测中，苏6-j4井始终沿直线下降，说明该井虽然受区域性低压区影响，在并未生产的条件下，仍然出现压力亏空，但这种影响可能是通过某些渗透性特别低的隔层传导过来的。目前还不能确定与其他井的确切连通部位和连通关系。即使这种连通性存在，对于气井稳定生产也不能起到决定性的作用。,苏6-j1井和苏6-j2井各控制有限的岩性区块,苏6-j1井和苏6-j2井完井时地层压力均接近原始压力 苏6-j1完井时测得的地层压力为30.72MPa，苏6-j2完井时测得的地层压力为30.46MPa，都接近静水柱压力。也就是说，苏6、苏38-16-2和苏38-16-3井长期开井生产，并未造成北部仅距离650m的这两口井的压力下降。这就说明，苏6-j1井和苏6-j2井所控制的储层，与南侧苏6、苏38-16-2、苏38-16-3诸井是不搭界的。苏6-j3、苏6-j4井未监测到苏6-j2井的压力干扰 苏6-j2井于2008年3月底开井生产，产气量约1.225104m3/d，但从图中看到，苏6-j4井和苏6-j3井并未监测到该井开井生产的影响。由此可以判断，苏6-j1井和苏6-j2井有可能各自控制着有限的封闭区块，与其他气井并不搭界。,苏6-j5井和苏6-j6井各控制有限的岩性区块,苏6-j5井和苏6-j6井完井时地层压力接近原始压力 苏6-j5完井时测得的地层压力为30.36MPa，苏6-j6完井时测得的地层压力为30.68MPa，都接近静水柱压力。也就是说，苏6、苏38-16-2和苏38-16-3井长期开井生产，并未造成南部仅距离600m的这两口井压力下降。这就说明，苏6-j5井和苏6-j6井所控制的储层，与北侧苏6、苏38-16-2、苏38-16-3诸井是不搭界的。苏6-j5、苏6-j6井未监测到苏6、苏38-16-2、苏38-16-3井压力干扰 苏6等中间一线3口井长期投入生产，期间也曾关井，并未在苏6-j5井和苏6-j6井监测到这些井开井生产及关井的影响。由此可以判断，苏6-j5井和苏6-j6井同苏6-j1、苏6-j2一样有可能各自控制着有限的封闭区块，与其他气井并不搭界。,苏6加密井组内各井推测控制岩性区块叠合情况示意图,稳定点产能二项式方程分析,只需应用一个稳定的产能测点，即可建立二项式产能方程，得到IPR曲线图，进行有关产能特征的分析；这种产能方程从渗流力学方程出发经严格推导得到，较好地考虑了具体气区特定的气藏条件、完井条件和天然气物性条件；突出了影响气井产能的三个主要因素：地层系数Kh值 生产压差值 完井表皮系数值 产能方程建立过程中，同时可以确认供气部位的等值地层系数Kh值，用于动态分析和试采井试采过程设计；用这种方法计算的无阻流量与修正等时试井测算的结果非常一致，因而可以代替规范的产能试井方法。对于未能进行规范产能试井的气井，可以用这种方法建立产能方程。,决定气井产能的三个要素,地层产能系数（Kh）值 地层压力和生产压差 完井质量表皮系数,拟稳态条件下气井产量表达为：,二项式产能方程的理论公式,表示为二项式产能方程：,气井产量表达式可改写为：,式中,以苏里格地区平均参数为例：g=0.02 mPas Z0.9753 T=378 K re=500 m rw=0.07 m S=-5.5 D=0.001(104m3/d)-1,通用的产能方程表示为：,用区域的或本井的参数构建通用的产能方程,经实测点校正后求得井的产能方程,以S4井为例:qg实测=14.9259 104m3/d pwf实测=15.2300 MPa pR实测=28.4000 MPa 从而确定等值的地层系数：Kh=6.4083 mDm,地层系数可以表达为:,进而得到产能方程,稳定点产能二项式方程与修正等时试井法推算无阻流量值对比图,新方法在苏里格气田可以推广应用 除非有特别的需要，今后在苏里格气田的其它投产井，不必再重复地开展修正等时试井，只要延时开井一段时间后，选择一个稳定的生产点，代入稳定点产能二项式方程计算公式，即可建立起可靠的初始产能方程，推算初始无阻流量。新方法适用于鄂尔多斯盆地其他区域 采用类似的方法，还可以针对鄂尔多斯盆地榆林南、子洲-米脂、乌审旗等气田，以及西区沙体的新探井，同样建立适合那些地区的稳定点产能二项式方程，这将大大简化产能测试过程。,稳定点产能二项式方程在苏里格气田的应用前景,气井的初始无阻流量qAOF和气井的动态产能指标,无阻流量的概念和无阻流量的测取方法产生于上一世纪50年代，是对生产气井在初始条件下对极限产气能力的一种认知。但它又是一个理论上极限条件下的指标，一个无法在现场验证的指标。随着渗流力学理论研究的深入和试井分析技术的发展，对于气井产能的认识不断有所创新。特别是针对特殊岩性气田，原有的测试分析方法出现了许多不适应的和需要改进的地方，通过现场实践逐渐认识到，气井的产能随着生产时间的延续是不断衰减的，衰减的原因主要是地层压力的不断降低。随着气井的生产，地层压力降低的同时，某些低渗透地层和超高压地层，渗透率值也会相应有所降低，称为压敏效应，这也会影响气井产能相应地降低。试井技术是在不断发展的，特别是许多理念需要更新，才能解决当前面临的问题，因此提出了“气井动态产能”的概念。,试采井动态描述的核心内容是对气井动态产能的描述以一口实际井为例说明开井生产1.5年后产气能力的变化,试采过程套压折算数据,理论模型预测数据,2001年产能试井实测数据,试采过程实测井底压力,2002年12月实测产能点qg=5.5104m3/d,pwf=13MPa对应流动压力值,28.0,21.703,产气量，104m3/d,流动压力，MPa,苏6井初始产能试井实测IPR曲线图（2001年7月9月）,初始产能方程表达式为：,苏6井2002年12月的动态产能方程和动态IPR曲线,实测稳定产能点为：qg 5.5104m3/d，pwf=13MPa,代入产能方程得到：,推导出此时的供气部位地层压力为：pR19.1573 MPa。无阻流量缩减为：qAOF10.185104m3/d,不同产能试井分析方法对于产能分析项目的适用性,从苏里格气田动态描述中取得的认识,2001年以苏里格气田核心区域试采井短期试采资料为基础，建立了一批井的初步动态模型，对储层结构提出了基本认识。到2003年，经过一年多试采资料验证，进一步确认和完善了这批井的动态模型，逐渐认识到所取得的结论不只是针对少数井的个案，而是具有代表性的普遍规律。初始地层压力值接近30MPa，作为决定气井产能三大要素之一的地层压力值是正常的；压裂措施后裂缝半长达到近50m，全井表皮系数达到-5.2，达到了疏通井底的目的，都是较好的完井指标。决定气井初始产能的最为关键的要素-气井的产能系数Kh值很低，不到10mDm，有效砂层平均渗透率K值，不到0.8mD，也是很低的值。作为影响气井产能稳定性的关键因素，是气井可控制的有效面积及动储量。在苏里格地区平均单井控制的有效面积不到0.2km2，折算动储量约为0.2亿m3。考虑到目前试采井是区块中优选的气井，这一指标实际上反映了该地区的上限值。对于这样的特殊岩性气田，必须采取特殊的方式进行开采。,克拉2气田的短期试采,克拉203井和克拉205井均采取放空试采方法，各历时近一个月，采出近2000万m3天然气；试采初期先进行产能试井，然后开井稳定生产，最后关井测压力恢复曲线，进行储层评价；通过产能试井计算了无阻流量，进行了气田开发产能规划；通过观察试采期压力稳定情况，落实了气井产能的稳定性；通过压力恢复试井曲线分析，计算了地层参数，并对断层的封闭性做出了分析判断。,克拉203,克拉205,克拉201,克拉2,克拉204,克拉2气田构造井位图,克拉203井的短期试采,压力,温度,克拉205井的短期试采,从克拉2气田短期试采中取得的认识,克拉2气田内部气井具有三高、一好特征：特高的地层系数Kh 值，特高的气井产能，高达90MPa的特高地层压力和较好的完井质量；由于地层具有三高一好特性，满足了形成气井高产的三要素，为气田开发方案的制定提供了充分依据；