气藏动态评价和试井

气藏动态评价和试井提纲气田研究中试井所发挥的作用

气藏动态模型和不稳定试井试井解释理论介绍气藏动态评价合理工作制度制定气田研究中试井所发挥的作用

勘探井的测试：当在一个新探区发现了有利的构造以后，部署首批勘探井。通过测试有可能发现油气显示，为了进一步确认油气层的存在及其产气能力，则要进一步测试储层的压力和产量，并用不稳定试井方法，初步评价储层的渗透性，以及钻井时有没有对地层造成伤害。气田勘探阶段：

勘探井的完井试气：进一步核实气田的规模及产气能力，一般要等到完井测试时进行。完井测试是在勘探井钻穿目的层并完钻以后，采取下套管或其他方式完井，进行逐层完井试气。这时能更确切核实储层各项参数，推算气井的无阻流量。通过表皮系数判断气井受到伤害的程度从而采取措施提高产能。

储量评估：在勘探阶段试井可以为储量计算提供产能依据；对于双重介质储层提供储层的稳产特征系数；提供储层平面分布信息；提供原始压力资料。气田研究中试井所发挥的作用气田开发准备阶段：

开发评价井的产能试井；开发评价井的不稳定试井；试采井的试井；储量核实和开发方案的制定。气田开发阶段：

随着气井开采时间的延长，研究的不断深入，可以录取到边界距离和形态，区块大小，双重介质参数；双渗地层参数，复合地层参数，非达西系数，储层连通参数等等，从而建立气藏动态模型，并利用于气层和气藏的动态分析。提纲气田研究中试井所发挥的作用

气藏动态模型和不稳定试井试井解释方法介绍气藏动态评价合理工作制度制定试井解释方法介绍

试井（WellTesting）就是对油气井进行测试，其目的是为了获得油气井或地层的某些参数。意义在于可以对油气井生产过程中地层和流体进行动态监测；可以制定合理的生产工作制度和措施；可以对单井或区块的生产进行预测等。

试井解释方法的分类：根据测试井所产流体的种类，可以将试井分为油井试井和气井试井；根据测试参数的类型，可以将试井分为压力试井、温度试井和流量试井；根据测试参数变化的性质，可以将试井分为稳定试井和不稳定试井。试井解释方法介绍试井解释的优点：作为解读储层特征的三大技术（地球物理勘探、测井、试井）之一，试井方法具有其自身的特点与优势。首先，物探和测井是通过声波电磁等物理指标间接反映储层特征，而试井则直接测量生产过程中地下流体的压力和产量变化，所获测试数据更加接近油气层真实情况；其次，测井在解释储层参数时，得到的是井筒附近很小范围的情况，而试井方法随着测试时间的延长，反映的是压力波及范围内较大区域内的储层参数；第三，通过产能试井，可以预测储量及确定产能，制定合理的开采制度，这是物探和测井所不能实现的。通过试井方法，可以评价完井效果及对油气井采取了增产措施后所获得的增产效果。与物探和测井相比，试井也有其不足的地方。但是，通过将前者获得的静态地质资料与试井分析所得到生产动态资料相结合，就能够更加准确地认识气藏，指导生产。提纲气田研究中试井所发挥的作用

气藏动态模型和不稳定试井试井解释方法介绍气藏动态评价合理工作制度制定气藏动态模型和不稳定试井

气藏的静态模型也就是地质模型只能从一个侧面描述气藏的特征，与之相比更需要的是气藏的“活动图像”，是气藏的动态表现，是气藏的动态模型。1.气井的压力历史以及相应的产量史总结得到：1.不同的储层条件和完井条件，具有不同的压力历史。2.气井的压力历史走势是储层条件决定的。3.验证储层动态模型的主要途径是压力历史拟合检验（主要途径是不稳定试井方法）。气藏动态模型和不稳定试井

2.综合单井模型形成的储层的动态模型均质地层平面径向流双重孔隙介质气藏模型有限导流垂直裂缝模型

垂直裂缝井中流体的流动阶段气藏动态模型和不稳定试井

3.以压力分析为依据建立的储层试井模型现代试井分析的核心是模型分析，通过不稳定试井分析建立复合储层动态表现的“试井模型”。具体有以下几方面：（1）储层参数分布的描述：

①储层渗透空间的类型；②储层的参数（渗透率，有效厚度；流动系数；储能参数，双重介质中的储能比和窜流系数等）；③储层的平面分布状态及参数（表皮系数，压裂形态和参数，导流能力，裂缝表皮等）。（2）以井为中心流体在地层中的流动状态的描述：

①以出现时间先后为顺序的流体流动状态的描述（井筒续流、径向流、线性流、双线性流、拟径向流，等等）；

②流动状态的描述往往以曲线特征分析为依据进行，在不稳定试井曲线与地层流动状态之间建立对应关系，采取图形分析法进行。

③压力图形特征分析，往往又以压力倒数图形为依据，并建立在严格的渗流力学方程式求解的基础上。研究储层流体渗流特征的主要途径是不稳定试井分析。通过不稳定试井分析可以获得重要的开发参数，如渗透率、原始和平均地层压力、地下流体流动特性、井筒附近状态等。压力恢复曲线（关井）压力和压力导数双对数图图版拟合分析确定储层类型渗流特征研究储层结构认识试井解释软件求储层参数录取流压史

（开井）压力历史拟合曲线检验

不稳定试井分析法气藏动态模型和不稳定试井

井底连通高导流垂直裂缝时的渗流特征

典型曲线特征分析高导流能力压裂裂缝双对数模式图不稳定压力曲线具有非常鲜明的特点，整条曲线分成4段：续流段、线性流段、过渡段、拟径向流段。续流段：试采气井常常采用井口关井方法测压，因而使这些压裂气井的压力恢复曲线早期段都具有续流段。看到，在续流段，由于压裂裂缝的存在而呈现出低表皮的样式。线性流段：线性流段是最能反映压裂井特征的线段，其压力和导数均呈现1/2斜率的直线，两线间距值与纵坐标的刻度比为0.301。过渡段：在这一段，两条曲线倾斜上升，大致仍维持平行。拟径向流段：随着时间的延长，压力波向更远处传播，裂缝的影响减弱，形成拟径向流，压力导数呈现水平段。垂直裂缝井中流体的流动阶段有限导流垂直裂缝情况

典型曲线特征分析有限导流垂直裂缝压力双对数特征图（低导流能力）有限导流垂直裂缝压力双对数特征图（导流能力大）有限导流垂直裂缝模型垂直裂缝井中流体的流动阶段实例分析储层动态模型无限导流压裂井模型

渗透率，md表皮地层系数，md*m裂缝半长，m徐深601井183、184号层压裂试井解释拟合曲线

徐深603井K1yc65Ⅰ层压裂试井解释拟合曲线徐深7井107Ⅰ号层压裂试井解释拟合曲线储层动态模型无限导流压裂井模型

渗透率，md表皮地层系数，md*m裂缝半长，m储层动态模型无限导流压裂井模型

渗透率，md表皮地层系数，md*m裂缝半长，m实例分析储层动态模型有限导流压裂井模型

渗透率，md表皮地层系数，md*m裂缝半长，m徐深1井150号层压裂试气试气拟合图升深2-12井压裂试气数据拟合图储层动态模型有限导流压裂井模型

渗透率，md

表皮

地层系数，md*m

裂缝半长，m

典型曲线特征分析火山岩储层流体渗流特征研究

均质地层压力双对数图实例分析徐深8井压力恢复试井数据双对数图

解释模型为均质无限大地层模型，成果参数为：地层系数为158mD·m，渗透率为13.2mD，表皮系数为19.1。由于试气开井时间短，流压不断上升，所以参数解释结果仅供参考。但可以肯定钻完井污染较严重，气井产能仍有较大的提高潜力。火山岩储层流体渗流特征研究

典型曲线特征分析部分射开地层压力恢复试井双对数模式图

气层的部分射开，将会产生球形流或半球形流的流动图谱。从图中看到，流动分成4个阶段：续流段：与常规的均质地层大体类似，但这一段所显示的曲线形态下，表皮系数S反映的是射开部分的损害情况。部分径向流段：对于大多数层状地层，在厚层内部，常伴有薄的夹层，这些薄夹层，虽不能隔断气体的纵向流动，却使气层的纵向渗透率远小于横向渗透率，从而推延纵向流动的发生。球形流段：射开层段以外的较厚的层段参与流动，使平面径向流转化为球形流。对应球形流动，在导数图上显示-1/2斜率的下倾的直线，这是球形流动的主要特征线。全层径向流：球形流以后，只要测试时间足够长，一般都可以测到全层的径向流。从图中可以看到，部分径向流与全层径向流之间的导数水平线，有一个高差，用Lp表示。它表示全层流动系数与射开层段流动系数之间关系。LPD越大，也就是导数水平线的高度差越大，则全层流动系数与射开部分流动系数之比（MP）越大。以此可以研究射开层段百分比；水平渗透率KH与垂向渗透率KV的比值关系。半球形流动图谱示意图球形流动图谱示意图实例分析升深2井压力恢复试井数据拟合图该井试井双对数曲线压力导数后期下掉，表现出类似巨厚地层部分射开井的特征。考虑到该数据可靠性差的原因，采用均质地层模型进行参数粗估算，其地层系数值高达800mD·m以上，渗透率约50mD，射开部分hp=10m。该井累计产气3.361×108m3后油套压基本未降，日产气30×104m3/d时生产压差不足3MPa，从侧面说明储层物性好。火山岩储层流体渗流特征研究

典型曲线特征分析复合地层（内好外差）压力恢复双对数模式图

复合地层（内差外好）压力恢复双对数模式图内区径向流段：表明在井底附近地层大体是表现为均质的；过渡段：由于外围地层变差（a）是流动受阻，因此压力导数上翘；或是由于外围地层变好（b），使流动变畅，引起压力导数下倾；外区径向流段：压力导数再一次呈现水平线，表明在外围仍表现为均匀介质地层。另外在内、外区的径向流之间，导数水平线存在一个高度差，表示为LM。内外区的导数高差（LMD）越大，则内、外区的流动系数比越大。所以当导数越是上翘得严重，说明外围地层越是急剧变差。实例分析升深2-1井2004年压力恢复试井数据拟合图

采用复合模型解释成果参数为：污染表皮系数为3.02；近井区：地层系数为72.1mD·m；渗透率为1.08mD；复合区半径为21.1m；远井区：地层系数为480.7mD·m；渗透率为7.2mD。升深202井2005年压裂试气数据拟合图采用复合模型解释参数结果如下：污染表皮系数为-2.36；原始地层压力为31.4MPa；近井区地层系数为10.3mD•m；渗透率为0.355mD；复合区半径为；远井区地层系数：为68.7mD•m；渗透率为2.37mD。升深2-25井2005年压裂试气数据拟合图具体经过解释的参数结果为：井筒存储为8.2m3/MPa；总表皮系数为0；地层系数为4.78mD•m；复合半径为189m；裂缝半长为28.3m。提纲气田研究中试井所发挥的作用

气藏动态模型和不稳定试井试井解释方法介绍气藏动态评价合理工作制度制定气藏动态评价开采概况

1999年12月在合6、合11区块泉三段、泉一段上报天然气探明地质储量12.96×108m3、叠合面积30.7Km2；2000年12月上报合5区块泉一段天然气探明储量2.81×108m3，叠合面积3.1Km2。布海气田于1997年在泉三段、泉一段提交天然气探明储量3.21×108m3，叠合面积10.5Km2。本次研究对象主要包括小合隆气田和布海气田。共16口井（小合隆气田13口井，布海气田3口井）。储量申报情况:

布海-小合隆共上报天然气探明地质储量18.98×108m3

。气藏动态评价本次研究位于布海气田的井有3口井（布1、布5、合102）。累积产气0.5102×108m3：布1和布5于1997年投产，累积产气0.494×108m3，合102井2007年投产，累积产气0.0162×108m3。本区为气水同产井，因此，气产量受到出水影响比较大。

本次研究位于小合隆气田的井共有13口，其中合6井区10口，合11井区3口。共累积产气0.9148×108m3：2006年投产的井有两口：合6、合6-1，累积产气0.3169×108m3。2007年投产的井有8口：合6-2、合6-5、合6-6、合6-7、合6-8（现在已经停产）、合6-9、合6-11、合6-12、合11-1、合11-4、合11-5，累积产气0.5979×108m3。

小合隆气田开采概况布海气田开采概况气藏动态评价

试采动态特征反应了气井产能，储层物性特征，气井的动态控制储量及井控半径等。进行试采动态特征分析可以让我们更加清晰的了解一个气藏及气井的基本情况，包括地层压力的变化，气井产能的变化，是制定合理工作制度的基础。布1井采气曲线分析布1井采气曲线图

气藏动态评价布1井采气曲线分析布1井生产动态拟合曲线

气藏动态评价布5井采气曲线分析气藏动态评价合6-1井采气曲线分析合6-1井生产动态拟合曲线

气藏动态评价试采动态特征分析

合6-9井采气曲线分析气藏动态评价合6-9井采气曲线分析合6-9井生产动态拟合曲线

气藏动态评价合6-6井采气曲线分析气藏动态评价合6-7井采气曲线分析气藏动态评价合11区块有3口井投产，为合11-1、合11-4、合11-5井。三口井都为气水同出井，进行试采动态评价时，应考虑出水对气井生产的影响。合11-1井采气曲线图气藏动态评价合11-1水气变化趋势图

合11-1井流压折算图

气藏动态评价合11-1井生产动态特征曲线合11-1井生产动态拟合曲线气藏动态评价合11-4井采气曲线图合11-4水气变化趋势图合11-4井流压折算图气藏动态评价合11-4井生产动态特征曲线合11-4井生产动态拟合曲线气藏动态评价合11-5井采气曲线图

合11-5井水气变化趋势图合11-5井流压折算图气藏动态评价合11-5井生产动态特征曲线合11-5井生产动态拟合曲线井控储量计算

储量是气藏开发的基础，掌握气藏储量动态，分析研究储量的大小和动用情况，是分析气藏开发效果，准确进行开发动态预测的先决条件。合6-1井压降曲线图

对于封闭型气藏，p/z与G呈线性关系。在p/z=0处的截距值为天然气原始地质储量。对于弹性气驱的气井，井口压力随累计产量的变化规律直接反映了地层压力随累积产量的变化规律。井控储量计算

井控储量计算

合6-6井和合102井在生产过程中进行过压力恢复，所以这两口井直接用测得地层压力进行储量分析。合6-6井压降曲线图

合102井压降曲线图井控储量计算

合11区块三口井都为气水同出井，由合11-1及合11-5的井口压力变化情况可以看出，合11区块表现气驱特征，所以合11井区气井井控储量计算应考虑水侵影响。计算原始体积系数和目前体积系数：Bgi,Bg计算地层水体积系数:BW原始地质储量:井控储量评价

统计对比各井的井控储量，两种方法求得的井控储量相差很小，总体来看研究区气井井控储量低。根据气藏构造特征资料得知，合6区块，位于构造高部位的井，井控储量相对要高，井控半径相对要大，气井产能相对要高，而在构造低部位及边缘地区，气井产能很低，气井产能主要气藏构造影响。合11区块气井的井控储量要比合6区块低。井控储量计算

地层压力评价气井油套压、日产气量、地层压力下降都特别快，单位压降产气量都很低。其中布1、合6-1相对要高单位压降产气量在600×104m3/MPa以上，其次是合6-7和6-12在400×104m3/MPa以上，合6和合6-2的单位压降产气量也达到300×104m3/MPa，其他井单位压降产气量都很低，大部分都不到100×104m3/MPa。分析原因，主要是由气井井控储量小所致。气藏动态评价储层平面非均质性评价

从前面动态分析结果显示，小合隆地区储层非均质比较强，渗透率在构造中部要高，向四周逐渐减少。气藏动态评价提纲气田研究中试井所发挥的作用

气藏动态模型和不稳定试井试井解释方法介绍气藏动态评价合理工作制度制定合理工作制度制定

绝对无阻流量是指井底流压为0.1MPa时的气井产量。由于气藏开采时井底压力不可能降到0.1MPa，因此无阻流量只具有产能横向比较的意义。主要采用一点法和二项式产能方程求取气井的无阻流量，下面简单介绍一下这两种方法,并计算各气井的无阻流量。

一点法：是指在关井测得地层压力条件下，开井取得一个工作制度下的产量和井底流压，进而计算气井无阻流量。经验公式如下：qAOF—无阻流，×104m3/d；Q—探井实测产量，×104m3/d；Pwf—探井实测井底流压，MPa；PR—原始地层压力，MPa；PD—无因次压力。

二项式产能方程:

D—紊流流动系数，（104m3/d）-1；Μ—气藏条件下天然气的粘度，mPa.s；Z—气体偏差因子，无因次；Rw—井筒半径，m；Re—有效排泄面积的折算外半径，m；K—气体有效渗透率，10-3μm2H—气层有效厚度，m；S—气井的真实表皮系数，无因次；T—气层温度；K—为速度系数，10-3μm2。气井的无阻流量法

由于研究区气井没有进行过系统的产能测试，所以采用一点法计算气井的初期的无阻流量；目前的无阻流量则利用软件解释的动态参数结果求二项式产能方程中A和B的值，得到目前的各井的二项式产能方程及无阻流量，根据低压小产量生产的实际经验，合理产量取无阻流量的1/2配产。合理工作制度制定气井的无阻流量法流入流出动态分析

以合6井为例，合6的二项式产能方程为：目前地层压力为3.3MPa，流压取值及对应的流量如表：pwf3.32.92.52.11.71.30.90.50qg00.450.841.181.451.661.821.921.97流入动态曲线气井的流入动态曲线可以通过产能方程，代入不同的井底流压，解出相应的产气量而得到。例如在已知地层压力的情况下，在0与地层压力之间选取一组井底流压Pwf可以得到一组相应的qsc,从而可以描绘出一条完整的流入动态曲线，即IPR曲线。合理工作制度制定流入流出动态分析

临界油管动态曲线天然气从井底到井口的流动过程中，随着压力、温度的变化，天然气中会凝析出一部分水来，另外井底可能会渗入地层水。为了能有效的带出气井中的液体，减少井底积液对气井产能的影响，天然气在油管中的流速必须满足一定的流速，在一定大小的油管下可以用流量来表示，即气井能有效带出液体的最小临界携液流量。最小携液临界流速νg公式为：相应的最小携液临界流量公式为：在油管直径为62mm的情况下，给定一组流压值，可以得到相应的最小临界流量，其数据见表，其临界流出曲线如图。pwf3.12.72.31.91.51.10.70.3qsc1.060.990.910.820.730.620.490.32合理