十二测试资料处理与油藏评价

第十二章测试资料处理与油藏评价第一节地层测试基本知识一、地层测试原理地层测试是指在钻井过程中或完井之后对油气层进行测试，获得在动态条件下地层和流体的各种特性参数,从而及时准确地对产层作出评价的临时性完井方法。无论是那一种地层测试器，其测试基本原理相同，都是通过测试管串(钻杆或油管）将测试工具（测试阀、封隔器、压力计等）送入井底待测位置，然后座封封隔器将测试层段与其它层段分隔开来，接着打开测试阀,造成井筒与地层之间有一个较大压差，地层中流体在压差作用下流到井筒，经过测试管串流到地面；从而获得一个流量，通过多次开关井可以获得多次流量。最后关井可以采集到地层条件下的流体样品，与此同时井下仪器连续不断地记录井底压力变化数据.应用数学方法，分析所测得的流量和压力变化关系，从而评价油井及储层的特性。二、地层测试的任务地层测试的任务概括起来有两点，一是录取资料,二是运用资料。录取资料就是现场测试，获取准确可靠的第一性资料，运用资料就是对测取的第一性资料进行分析，获得尽可能多的关于评价储层及油井特性的参数。并进一步评价油井和储层在动态条件下的特性，确定储层产出地下流体（油、气、水)的能力，以及找出支配该产出能力的潜在因素.因此通过地层测试，可以获得如下资料：1、储层类型：均质或非均质（λ、ω、Kf）9、产能系数：Kh2、储层含流体类型:油、气、水10、流动系数:Kh／μ3、储层生产能力：q、P111、储层边界：不渗透边界,稳压4、储层原始压力:PI、Pwf边界，γa5、储层温度:T12、调查半径（或泄油半径)：Ri6、地下流体性质：μ、B、Z、C13、储层能量衰竭情况7、井底污染状况:S、ΔPs、DR14、单井控制面积及储量8、有效渗透率：K15、储层油水界面三、地层测试压力卡片鉴别及初步评价（一）、标准压力卡片曲线的组成由图12一1表示两开两关标准压力卡片曲线，由下列线构成:（二）各压力线的含义1、基线也叫压力零线，是不受任何压力影响的唯一标志，是衡量任何压力值的基准值，因此要求是一条标准的直线，测试仪器下井前后压力线必须落到基线上。2、工具起下线,是反应工具所处位置的泥浆柱压力.正常状况是一条阶梯状曲线,但由于受泥浆性能和井眼质量的影响，工具起下线不是规则的阶梯状曲线,当井眼不规则或泥浆性能差、粘度大时，可能出现锯齿状波峰。3、流动曲线，是反应储层产出情况，产量大小直接影响流动曲线形态变化，当储层产出为流体时，产量越大,流动曲线上升速度越快，当达到自喷时,流动曲线的变化完全相反,产量增大时流动曲线下降,产量减少时流动曲线上升。4、关井压力恢复曲线，是井眼和储层特性的表现，因此要关井严密不渗漏,正常情况是一条光滑曲线。(三）测试卡片的鉴别当进行一次地层测试时，至少要下两支压力计或者更多一些，其目的是为了保证录取正确的压力资料数据，同时也是为了监测工具和工艺是否正常.每次测试完毕应获得两张测试压力卡片或更多压力卡片。测试卡片是整个测试过程的缩影,按时间顺序把整个工序过程记录在卡片上，同时卡片的鉴别是正确判断测试是否成功、资料是否正确地反映了井筒和储层的特性的关键环节，是资料分析油层评价的基础工作。下面收集了一部分实际的压力卡片，其中既有工具、工艺、井筒、地层等因素造成的特征,又有操作失误造成的失败。我们一张张进行分析鉴别：图12一1A卡片反应操作判断不准确，造成多次开关井，特别是二次关井判断失误,本来已关住井了，但又怀疑未关住，因此在D2处又进行两次动作，重复开了又关。到了D2点又怀凝,又动作了一次，实际开了井，过几分钟发现开了井又关一次井.在解封后在①点处又开一次井，造成样品不真实。图12一1B卡片反应在下钻时两次座封开井,压井液进入管串，等于增加液垫。在初关井时未作到一次成功，相继关了两次.二次开井又将旁通提松，使压力上升至静液柱压力。开井后流压迅速上升，由于开井时间较长终流（C2)压力较接近油层压力，使恢复压力值减小，不能提供参数分析，但从压力动态特征，反应该层为高渗透层。图12一1C卡片反应出测试方案设计不合理.初关井时间较短，未取得稳定压力，二开后反应该层产量较大，流动曲线迅速上升,在C2处关井未关住,操作失误，一直开井流动，由于该层压力不高未能自喷，液面（管内)基本稳定于C2.然后解封。但到①标处又座封开井一段时间，流压不上升基本与C2一致，至（E）解封起钻。图12一1D卡片说明工具失灵，导致未完成测试任务，只进行了一次开关井。在二次开井时进行了多次操作，均未实现开井，这主要是由于工具换位销钉剪断,换位机构不能实现换位,因此不能开井。图12一1E卡片,从工具下井线上反应出井筒条件较差，下井阻力较大,造成压力波动很大，开井后，压力迅速下降，直到距基线较近，表明管柱及封隔器不漏，但流压上升缓慢,产量较低，在C1`处有一关井动作，但未关住井。压力线（流压）按同一斜率上升，直至C1点，后解封，未取得关井压力恢复曲线。图12一1F卡片反应测试管串漏失严重.从下完钻后A点静液柱压力下降，开井后流压很高，表明漏失量增加了液垫量，导致生产压差较小不利于地层流体产出，致使地层压降较小，不利于压力恢复测试。E点压力继续证明漏失，使得产量难计算。图12一1G本卡片在初关井时将旁通提开使封隔器解封。A`处重新座封开井，开井后又立即关井，两次关井时间均短，没有取到合格的压力恢复曲线.图12一1H本卡片反应该层为高压致密层特征，在未加液垫条件下大压差测试,一次开关井工艺，开井后压力降至基线（B1）,在大压差下开井时间较长，流压上升很微小,这表明管串和封隔器密封，地层不产东西。关井后压力恢复速度缓慢，两者结合说明该层为致密层（干层），但关井长时间后（D1）压力高于静液柱压力，表明该层是高压致密层。图12一1I该卡片反应一次开关井测试，下井线表明井筒条件较差，压力波动较大，具有高波峰显示,流动曲线上升较快，产量大。但关井则操作失误,将旁通提松，压力上至液柱压力，后又关住井恢复,压力恢复曲线质量受影响。图12一1J本卡片反应该层为低压高渗透层，产量大，但不能自喷，很难取得提供参数分析的压力恢复曲线，在C1有关井动作显示，但反应不出关井的特证。因为压力已平衡了，不过关井与没有关井均可取得一个实测地层压力.图12一1K本卡片反应该层为高压低渗透层,范围小，由于受低渗透局部所限制,虽然1次升井至①点处（井）开始自喷，但由于能量供不上,不能保持长期自喷。关井后（C2)压力恢复很慢（导压能力差）在关井末D1和D2两点压力差别较大是典型低渗透局部油藏特征.E处表示解封后环空液面不在井口，随后加液至井口处时于E点。图12～1L卡片反应出该层为高压高渗透层,有自喷生产能力，两次关井最大压力D1、D2，基本一致大于静液柱压力(E、A）。二次开井后流压(井筒液面）迅速上升，达到F点时开始自喷，流压开始下降，最后逐渐稳定。在起钻时①点处压力计倒扣脱落，于②点处落于井底,时钟开始不正常，打捞后起出至③点处时,时钟停走了。图12-1L该卡片反应出该层为高压中渗透层，有污染。关井最终压力大于初、终静液柱压力,开关井未做到一次成功，关井C1、C2处均反应出多次动作。开井D1、D2处也同时操作多次,三次开井还将旁通阀提松.下工具线反应阻力大井眼条件差，粗黑线表示循环洗井.图12一1N本卡片为两开两关测试卡片，操作正常,但在循环时未见到液面就投棒将循环阀打开,造成压力迅速下降。然后循环即时补充压井液压力达到平衡。①处为打开循环阀，②是循环补充压井液.（四）初步评价

每测试完一层，在现场对测试压力卡片进行鉴别，确认测试工具、工艺、仪器正常，压力卡片曲线正确反应井和储层特性时，可根据开井流动曲线和关井压力恢复曲线的形态对井和储层作定性的初步评价.如图12－2中所示，当测试层产液量较少（产量低），流动曲线表现较为平缓，在正常情况下有三种原因所造成。第一种情况，是由于井底地层受污染比较严重，虽然地层渗透性较好，但流体从地层流入井筒时,受到井筒污染限制,不容易流到井筒里来，此时关井压力恢复曲线的形态如图中A线。从曲线可以看出压力恢复速度较快，是地层物性好的显示，但流动曲线平缓，产量低，这和关井压力恢复曲线相矛盾。其原因是由于污染阻力所造成，开井后由于污阻地流体很少流入井筒.因此地层压降很小或者几乎没有压降,这样关井后封隔器以下井筒部分重新升压，地层压力立即在仪表上反应出来，压力上升速度很快,使压力恢复曲线产生方角的特征.第二种情况，属低渗透层。由于储层渗透性差，产液量少,关井压力恢复速度缓慢,曲线表现为较大的波及半径，如图中B线，因为低渗透层在开井时供应能力差，离井眼一定距离处也产生压降.当关井后井和储层的压力必须恢复到波及范围的压力，因此压力恢复较慢，这和流动曲线平缓特性相一致。第三种情况，储层压力低如图中C线，虽然储层中可能存在有碳氢化合物（石油及天然气），但是没有足够的能力（压力）将它们从储层中推向井筒内。测试中表现为这种曲线类型的井,采取酸化、压裂措施也很难见效,唯一是向储层中补充能量（注水或注气,提高储层压力）.当然，以上所述三种情况，在实际测试中不可能单独存在，往往同时有几种因素,因此在分析实际曲线评价储层时要抓住主要的影响因素.第二节测试资料解释基础一、基本概念（一）岩石与流体参数1、孔隙度总孔隙度＝岩石孔隙总体积／岩石总体积有效孔隙度＝互相连通的孔隙体积／岩石体积2、饱和度S饱和度就是地层流体(油、气、水）在岩石孔隙体积中所占有的比例，一般以百分数表示。S0＋SW＋Sg＝13、渗透率K(μm2一二次方微米）渗透率是表示地层通过流体的能力。4、压缩系数C（1／Mpa）

压缩系数就是指含有流体的岩心在单位压力增量下，体积的变化率.

C＝（下标ρ表示孔隙）

总压缩系数Ct

Ct＝C0·S0＋Cg·Sg＋Cf式中下标f、g、o、w表示岩石、气、油、水5、气体偏差系数Z，是指实际气体与理论气体的偏差修正系数。真实气体定律:PV/ZT＝常数式中：Z＝f（Pr·Tr）Pr＝P/Pc……对比压力Tr＝T/Tc……对比温度其中PC、TC分别为气体的临界压力、临界温度。6、体积系数B0是指流体在油藏条件下的体积与流体在标准状态下的体积之比值.B0＝V油/V标7、粘度μ是指流体在外界力作用下作相对移动时的内磨擦力。8、饱和压力Pb是指在一定温度条件下，液体中出现第一个气泡，从而进入两相区的那一点压力。（二）无因次参数通常的物理量都具有因次,并用基本因次来表示，如面积具有长度的平方的因次,平方米、平方英尺、产量有m3／d（立方米／日、桶／日）但也有些量不具有因次，如原油体积系数，含油饱和度，表皮系数等。在地层测试资料解释中，为了讨论问题方便，常把某些具有因次的物理量无因次化,即引进一个无因次量的新概念，它一般是一些物理量与别的物理量的组合,包含许多变量，而无因次量与有因次量之间有一个比例系数关系，相互转换非常方便。现在根据法定单位定义下列无因次量：1、无因次压力

2、无因次时间Td＝

3、无因次井筒储集系数CD＝4、表皮系数(由表皮效应引起的无因次压降）5、无因次距离rd＝r／rw

式中：K一渗透率μm2

h一油层厚度mq一油层产量m3／dμ一流体粘度Mpa·SB一体积系数无因次一孔隙度无因次ΔP一压差MPaCt一总压缩系数MPa一1Δt一时间hC一井筒储集系数m3／MParw一井筒半径mr一距井轴距离m(三）井筒储集效应及井筒储集系数由于井筒具有一定的容积，其中原油有压缩性的缘故，因此地面产量与井底砂面产量不相等，如图12一3，12一4所示。当在井口开井时，由于充满井筒中原油膨胀而产出，此时还没有原油从地层流入井筒，井底产量q＝0，随着井筒中原油弹性能量释放，逐渐过渡到井底砂面产量与地面产量相等q＝Q。当关井时地面产量立即等于零，但在井底砂面地层原油仍然源源不断流入井筒，使井筒中压力逐渐增加,最后和井筒周围的油层压力过到平衡，这时井底产量变为零，真正实现关井，上述现象我们叫“井筒储集效应”。而开井时q＝0，关井时q＝Q这段时间（δt）称为“纯井筒储集”.我们用井筒储集系数“C”来表示井筒释放或储集流体的能力.C＝式中Δv是和压力变化值Δp相对应的流体体积变化值。由于井筒储集效应影响了早期压力特征，因此设法尽量减少或消除井筒储集效应，由此而提出来井底开关井，所以地层测试器就是采用井下开关井，大大减少了井筒储集的影响。（四)表皮效应及表皮系数我们假设在井筒周围有一层较薄的环状区域，由于钻井泥浆侵入和油层打开不完善以及酸化、压裂措施的影响,使井周围这层环状区域里的渗透率与油层深部的渗透率大不相同，因此油从油层流入井筒时，在这里产生一个附加压力降ΔPs，这个现象叫表皮效应.把这个附加压力降无因次化，得到一个无因次附加压力降，用S来表示，称为表皮系数。它揭示了未受污染油层和井筒连通状况,当表皮系数S＝0时,则表明井筒周围油层与深部油层传导能力相同。当S＞O时，则表示井筒周围油层有污染。S＜0时,表示措施见效，井筒周围油层的渗透率有所改善。由下图12一5、12一6、12一7表示了ΔPs、S、rwe之间关系.（五）解释模型

所谓解释模型就是理论模型,测试资料的解释主要依赖于理论模型的建立，如果理论模型所具有特征代表了实际油井和油藏的特征时，解释就是正确的,否则就不正确。理论模型是由一些基本参数建立，主要具有下列三部分:1、基础模型:假设油藏打开前处于稳定的原始压力条件下,上下为不渗透隔层，横向上无限延伸，根据油藏固有的基本特性又分为两大类.（1）均质油藏模型一整个油藏具有均匀的渗透率。(2）非均质油藏模型一指油藏包含有裂缝和基岩组成的双重介质或由多层组成，由此在油藏中建立了特殊的流动基理,根据油藏内部结构可分为:双重介质油藏双渗透性油藏多层油藏2、内边界条件(1)井筒储集效应(2)表皮效应（包括井壁污染及打开不完善等）（3）裂缝切割及(射孔)3、外边界条件（1）不渗透边界（断层、尖灭）（2）稳压边界（气顶、水驱）(3）封闭系统（岩性油藏）理论模型就是由上述多数适当选择组合而建立，每一个理论模型包括三部分，如最常用的理论模型由下面三部分组成:a、基础模型一为均质油藏。

b、内边界条件一具有井筒储集及表皮效应。

c、外边界条件一油藏横向无限大，即无穷远处保持等压。

二、理论基础地层测试资料解释是建立在一套理论基础上、根据流体扩散方程:……（1)

该方程描述了单相弱可压缩流体渗流的微分方程，在一定的初始条件下，可得到具体的解:

（一）线源解

根据上述方程（1）假设：初始条件t＝0P（r，t）＝Pi

外边界条件r＝∞P＝Pi内边界条件q＝（某一）常量那么在油藏中任一点（r）处，在任何时刻(t）的压力可由（1)式得到下列解:（用法定单位）P（r，t）＝Pi＋………………（2）

这个方程为“线源解”或“指数积分解”，但是这个线性源解方程使用起来很不方便,式中要用到各种变量，如果采用无因次参数（PD、tD、CD、rD）,可把线源解化成筒单形式：

PD＝－1/2Ei（－…………（3）Ei（－x）函数值在X＜0。02时可用下式近似计算，其误差小于0.6％。

Ei(－X)＝ln（1.781x）则（3）式可用对数表示：

PD＝1/2（lntD/Rd2＋0。80907)…(4）

根据前面无因次参数的定义，可将(4）式转换为下式:

……………（5）Y＝Mx＋B由上述说明线性源解，对于时间很长对可以用来分析干扰试井的压力动态变化，因为它不包含表皮和井筒储集效应,因此不能直接用于压降和压力恢复分析。由（5)式揭示了绘制ΔP~1ogt图将绘出一个有斜率m,截距ΔPIHR的直线，式中；m＝2.12×10－3×所以从斜率m可以计算Kh

kh＝2.12×10一3×…（6）从截距ΔPIHR可以计算φμCt，μCt＝…(7）但在大多数地层测试中,我们感兴趣的是激动井（生产井）井底砂面压力动态变化,即rw处压力,而不是距井眼一定距离r处的压力，因此在井底砂面rw处其无因次距离为：rD＝r/rW＝1则（4）式变为下式：PD＝1/2(lntD＋0。80907）…（8）由于在实际生产井中存在有表皮效应，而表皮系数，是由表皮效应引起的无因次压力降，因此我们把污染考虑到上式中PD＝1/2（lntD＋0.80907）＋S…………（9)由PD、tD的定义则得：Pi－Pw（t)＝…………（10）ΔP＝……………（11）y＝m·x＋B

以上（9）（10）（11）方程，称为压降方程,它们描述了生产井测压力降落过程中的压力变化。作ΔP～1ogt曲线图将给出一条具有斜率m和截距ΔPIHR直线，从而能计算:Kh＝2.12×10－4qμB/m……（12）

S＝1.151×（…（13）(二)叠加原理

叠加原理是一个数学分析原理,利用这个原理可以从基本的定产量情况下的压力动态的解求得任意产量下压力动态的解，我们用它来处理多井油藏、摸拟边界条件，变流量计算等。1、空间叠加

从物理学的观点来讲,一个油藏中多口井的影响是相互叠加的，也就是说在一个油藏中有多口井生产时，那么油藏中任意点的压力动态变化值等于各井点生产对该点所引起的压力变化值的代数和。用这种方法可以简化多井油藏的干扰效应，也可以用这个原理来简化边界效应，模拟油藏边界。在后面将用这个原理解决边界测试资料分析问题。2、时间叠加叠加原理最重要的应用就是模拟多种产量（变产量)的生产井的压力动态。从物理上讲，可以认为变产量是在同一口井上有多口同轴井进行生产。从数学角度来讲，对每一个流动期假定无限期，但当每个流动期结束就是以相同负的产量注入开始，几个流动期就是几次压力变化之代数和。假定有两个流动期,t1＝tp、t2＝Δt、q1＝q、q2＝0.根据叠加原理：ΔP（t）＝PI－Pw(t)＝ΔP1＋ΔP2因ΔP1＝ΔP2＝0所以Pi－Pw（t）＝＝log………（14）该方程即为著名的“霍纳方程”，用于分析关井压力恢复曲线。

令

m＝2。12×10－3qμB/KhPw(t）＝Pi－mlog………（15）

由上式看出，绘制Pw(t）~log，关系图，可绘出一要余率为m的直线，如果将直线延伸到＝1处，其截距为P＊（akPi）。压力恢复分析是叠加分析的特例，根据叠加原理可以写出多种产量的叠加通式：Pw（t）＝Pi－［］…………（16）时间叠加函数SnSn＝（1）井筒储集叠加图是Pw(t）对时间叠加函数Sn的关系图，当在n次流动期达到无限作用径向流时,就产生一条直线，其斜率为：

m′＝2.1×10－3μB/Kh…（17）其截距Pint为：

如果第n次流动期是关井压力恢复时，qn＝0,叠加图的截距是Pi.

如果第n次流动期是一次开井压降则：Pi＝Pint＋……（18)

三、流动阶段的特征及划分(一)各个流动阶段可获得的资料

把取得的压降或压力恢复资料数据划在一张双对数坐标纸上，横坐标为时间,纵坐标为压差，可得到一条曲线，如图12一8所示,把整条曲线划分四个阶段。第一阶段一即刚刚开井（压降)或刚刚关井（压力恢复)的一段时间，反映井筒调整压力动态特征，分析这一阶段的资料,可以得到井筒储集系数C值.第二阶段一反映井筒附近油层情况，如井筒周围是否有切割裂缝、测试井是否完善以及油藏类型,是均质还是非均质或是多层等，这一阶段如果是反映具有切割井的垂直裂缝，则可取得裂缝半长度xf，和裂缝宽度资料。如果是双孔隙特性，可取得两种介质的储能比(w）和窜流系数（λ）等。第三阶段一径向流动段。是在本世纪五十年代不稳定压力测试发展起来的，就是测量压降或压力恢复曲线的径向流动段,从而可计算地层系数（Kh）表皮系数（S），地层压力(p＊），但得不到任何关于油藏类型的信息。第四阶段一早在本世纪二十年代就已被人们研究的阶段，把生产井关闭起来下入压力计测压,由此获得平均地层压力。但所测的压力值取决于关井时间长短，油层渗透率越低，关井后到达平均地层压力的时间就越长.而现代地层测试，从这一阶段还可以了解油藏结构形状,测试井附近油层边界情况。要保证取得一、二阶段的完整资料进行分析，必须使用高精度、高分辩率的压力计和时钟才能测得早期资料，即刚刚开井或刚刚关井时的压力数据，否则是不容易完整取得这些分析资料。

(二）各流动阶段的识别特征

在双对数坐标上，由于各个流动阶段有各自的流动机理，因而曲线表现各自的形状和特征，所以我们可以通过双对数曲线分析，划分不同的流动阶段.1、早期阶段(包括一、二阶段）如前面所述，根据储集系数定义是：C＝但ΔV＝C＝ΔP＝令m*＝ΔP＝m*·Δt在双对数坐标上：logΔP＝log＋logΔtlogΔP＝logΔt＋常数式中：ΔP一井筒压力变化值（MPa）B一地层原油体积系数ΔV一井筒中储集油量变化值（m3)Δt一时间（h）

q一日产量（m3／d)C一井筒储集系数（m3／MPa)由此可见在双对数坐标上,“纯井筒储集"表现为单位斜率直线(m＝1),反之，早期数据在双对数坐标上，呈单位斜率直线，可用来判断纯井筒储集，该资料点在直角坐标系中是一条通过原点的直线，其斜率为m＊＝、如图12一9、12一10所示，由此可计算井筒储集系数。C＝qB/24m＊…………………（19）上面为特征图,通过作特征图可以校正时间误差.如果在直角坐标系上直线不通过原点,则表明时间有误差，同时这些数据点在双对数坐标上也不在斜率为1的直线上。因此必须校正时间,如图12－11所示，将直线平移通过原点，则dt为校正时间误差，由实际时间减去dt，这时直线上的数据点在双对数坐标上呈现斜率为1的直线上(图12一12)。（2）无限传导垂直裂缝所谓“无限传导垂直裂缝”，是假设裂缝宽度为零，沿着裂缝没有任何压力损失,早期流体单向进入裂缝，而裂缝无限传导性,因此看不到井筒储集。所以早期资料在双对数坐标上呈1／2斜率的直线，如图12一13所示，这种情况在直角坐标系上早期数据ΔP与4成一条通过原点的直线图12一14所示。（3）有限传导垂直裂缝有限传导垂直裂缝,是指切割井筒的垂直裂缝具有一定的宽度，沿着裂缝有压力降,早期资料数据ΔP与4成正比，因此在直角坐标系中是一条通过原点的直线，在双对数坐标系上呈现斜率为1／4的直线，根据此特征作双对数图判断有限传导垂直裂缝。如图12一15、12一16所示。2、中期阶段一一径向流动段这是我们很熟悉的流动段，在这一阶段ΔP是1ogt的线性函数.在双对数坐标上，均质油藏资料数据呈现图12一17所示图形.如果是非均质油藏资料数据则表现为图12一18那样图形，在单对数坐标上,径向流动段资料呈直线如图12一19.3、晚期阶段（边界反应阶段）（1)稳压边界（或恒压边界）是以压力稳定为特征，一般在较大气顶或非常活跃的边水和边缘注水供给充分的情况下，都可以形成稳压边界。流动到后期，压力将达到稳定即＝0，也就是说压力只与离井的远近有关，而与时间无关,在双对数或单对数坐标图上呈现一条水平直线,如图12一20所示。（2)不渗透边界（或无流动边界）如断层或岩性尖灭等情形，压力分布剖面如图12一21所示。图中细实线代表没有不渗透边界时压力分布剖面，虚线代表由于有不渗透边界的影响而产生的压降，粗实线为在不渗透边界影响下的压力分布剖面.由图12一21很清楚看到，当不渗透边界的影响到达井筒后，井筒里的压降增加，因此从图12一22所示双对数曲线和单对数曲线都出现上翘，单对数曲线呈现两条直线段，他们斜率之比为1：2，由两条直线的交点所对应的时间Δtx，可用来计算测试井到不渗透边界的距离L。（6）封闭系统

当晚期压力已传到所有边界时,即是一个封闭油藏,此时油藏的压力降随时间变化是一个常量.＝常数→假稳定流状态，也就是说，此时压降与时间成线性关系，井中产出的原油是靠整个油藏中的弹性能量。Ct＝V是表示流体占据油藏中的体积（m3）。V＝h、A、（h：单位是米,A:单位是平方米)ΔV＝（q：m3/dΔt：h）Ct＝ΔP＝式中：Δpint是Δt＝0时截距。

从上面关系式看，当数据进入假稳定流状态后，ΔP和Δt在双对数坐标系上呈现斜率为1的直线，在直角坐标系中，ΔP和Δt呈斜率为m＊＝的一条直线,如图12—23所示。因此由斜率m*，可以计算含油面积(A)和油藏孔隙体积(Ah）.A＝0.042qB/hCtm＊…………………(20）Ah＝0.042qB/Ctm*……(21）如果已知含油饱和度S0时，则可以求油藏（封闭系统)的储量（N）.N＝AhS0＝0.042qBS0/Ctm＊均质油藏测试资料解释均质油藏具有井筒储集及表皮效应井压降测试分析（一）标准曲线图版（也叫理论或典型曲线）压降标准曲线图版，有四个无因次参数PD、tD、CD、S，受三个起决定性的参数组合（PD、tD/CD、CDe2S)所控制曲线的形态，这些曲线绘制在双对数坐标纸上，PD—表示表示纵坐标tD—表示横坐标CDe2S－－表示曲线标志CDe2S值，限制了曲线的特征形状，如果CD或e2S变化，而CDe2S保持不变，则曲线形状相同。只有CDe2S值变,曲线形状才有变化.（二)双对数定性分析

1、利用双对数具有线性转移性质，在双对数坐标纸上（透明比例与标准曲线相同），绘制实际数据ΔP对Δt的关系曲线。2、将实际数据曲线重叠在标准曲线图版上，作上下左右移动（保持两轴平行）,选择一条最佳标准曲线匹配，该曲线CDe2S值可以大致分析井的条件，CDe2S值主要取决于指数项e2S，这是指数函数的特点，因此可以初步判断井筒条件：CDe2S＞103时为污染井5＜CDe2S＜103时为无污染井0.5＜CDe2S＜5时为酸化见效井CDe2S＜0。5时为压裂见效井（三）双对数定量分析通过最佳匹配，选择最容易读的匹配点，读出匹配值:[PD/ΔP］M、。1、从压力匹配值可求得Kh值因故Kh＝18.42从时间匹配值可求得C值因故C………(24）3、由求得的C值可计算CD································（25)4、从曲线匹配值［CDe2s］可计算S值……………(26）四、专门分析（或叫特性分析）1、早期分析前面已述,当早期资料在双对数坐标上表现有纯井筒储集特征时,应作早期对坐标图求得一条能过原点其斜率为m的直线，由斜率可算出井筒储集C值。…………(27）2、径向流分析（或半对数分析）当井筒储集消失后，压力前缘在油藏中径向传播，当无限作用径向流动机理在整个过程中占主导地位时，ΔP对Δt数线性函数，其无因次表示为：

所以:………（28)

由（28）式可知,所有无限作用径向流的数据点，必须落在ΔP对logΔt关系图的直线上,因此根据此特性将实际数据点绘在ΔP对logΔt图上，求得直线段的斜率m及Δt＝1时的截距ΔPIHR.因故…………（29）因故…………（30)

此时应将双对数分析结果与专门分析结果进行比较，两者分析结果应基本一致,其误差在百分之十以内.如果所得结果符合这条要求，证明分析是正确的,否则重新分析.当取得单对数分析直线斜率（m）对，可以用它来检查和确定双对数分析的压力匹配值。根据无因次压力的定义：

所以……（31）

3、晚期资料分析(边界分析)

在双对数坐标图上，如果晚期资料数据有边界特征显示，将进行边界分析。

（1）稳压边界：

在双对数和单对数图上，晚期数据曲线变平，这是稳压边界的特性表现.假高有两口井,如图12－24所示：1号井以q产量生产，同时相距2r处2号井以－q产量注入，A为x－x线上任意点,而x－x垂直平分两口井连线,则1号井在A点产生的压力变化值为：2号井在A点产生的压力变化值为:

在A点处总的压力变化为:

由上式看出沿x一x线的压力是一常数，根据此原理我们可以模拟稳压边界：

如果在均质油藏中具有井筒储集和表皮效应的一口井，在距该井r处有稳压边界，则该井晚期无因次压力特性由下式给出：

上式代表了晚期压力特性曲线，其压力变化与时间无关，只与距离有关。

早期未受边界影响，其压力特性为：

两线交点处：……………（32)式中：r－测试井距稳压边界的距离（米)μ－地下流体粘度（毫帕·秒）t－两线交点对应时间（小时）Ct－总压缩系数（1／兆帕）K－渗透率(平方微米）（2)封闭边界(或无流动边界)如图12－25所示：假设距生产井r处有一条不渗透边界x一x，生产井以q产量生产，在相列边界另一而，距生产井2r处有口镜像井也以同样q产量生产，两井对于x一x线上任意点具有对称性，起因于两井的流动是同等的，其方向相反，因此穿过x一x线的总流量为零。根据这个原理，我们能够模拟一个无流动边界，其方法是在距边界距离的2倍处设置一口镜像井，跟生产井一样以同等生产量生产。生产井（或激动井)的总压降为：早期因为rD大、tD小，所以镜像井的压力作用可以忽略不计，因此当到达无限作用径向流时，压力特性方程为：

故半对数图上将产生一条斜率为m的直线，但晚期tD/4rD2变得有意义，因此镜像井压力影响的半对数近似值为：所以在生产井的总压降为：

由上式看出在较晚期半对数直线的斜率将是早期斜率的2倍。

两直线的交点处能计算封闭边界的距离。因

交点处：PD1＝PD2

所以1/2（lntD＋0。80907）＋S＝（lntD＋0。809＋S）－1/2ln4r2D式中:r一测试井到边边界的距离m一孔隙度％

t－－两直线交点所对应的时间hμ一地下流体粘度mP8.S

K一渗透率μm2Ct一总压缩系数1／MPa（3)封闭系统在一个封闭的油藏系统里，当压力达到所有边界时，油藏压力随时间成线性变化。＝常数≠0，此时称为假稳态。在下降期间,到达假稳态流动时,无因次压力特性曲线由下式表示:PD＝2…………(34）

式中：tDA＝A一油藏面积(平方米)CA一形状系数，表示井在各种形状的泄油面积中的位置。上式可化简为:…………（35）(ΔPint）D是直角坐标上，PD对tDA关系图上无因次截距。

根据无因次参数定义（35）式可写成：…………（36）

由上述方程看，在一封闭系统里，压降晚期数据在双对数上呈现斜率为1的直线,同时表明在直角坐标上，作ΔP对Δt关系图，晚期数据为一直线，其斜率为:m*＝…………（37）

前面已讲过，由斜率m＊可求油藏泄油面积(A）和油藏孔隙体积（·h·A）以及油藏储量(N0)。二、均质油藏中具有井筒储集及表皮效应井压力恢复测试分析（一）恢复方程假设某井以稳定产量q生产tp小时后关井测压力恢复，如下图12一26所示：根据叠加原理，以无因次压力函数表示：A＝PD｛(tP＋Δt)D}因ΔP＝Pi－PW（Δt）＝A＋B所以ΔP＝［PD{(tP＋Δt）D｝－PD{（Δt）D}]

上式ΔP表示压力恢复期，压力变化值以Pi为基值。由于测试之前很少知道Pi，所以不能划出恢复特性曲线.因此用中流动压力为基值（即P（Δt＝0）)由图示可知因ΔPBU＝C－ΔP＝C－(A＋B）C＝

所以ΔPBU＝

以无次压力函数表示压力恢复方程：

（二）霍纳法1、霍纳方程：前面已讲述,根据方程（38）Pi－PW（Δt）＝

首先定义：

tIARF为无限作用径向流开始时间，tPSS为假稳态流开始时间。

假如在Δt时建立了无限作用径向流，那么Δt＞tIARF，因此肯定Δt<tPSS.因此我们可以对PD为(tP＋tD）D和（Δt）D的函数用半对数近似法表示：PD{（tP＋Δt）D｝＝1/2［ln（tP＋Δt）D＋0.80907］＋SPD｛(Δt）D}＝1/2[ln(Δt)D＋0。80907]＋S因此PD｛（tP＋Δt）D}－PD｛（Δt)D}＝1/2ln＝1.151log

所以Pi－PW(t)＝（log）＝log……………(40)上述方程为霍纳方程，其斜率m＝2、霍纳图：是井底关井压力PW（Δt）对log的半对数图，通过无限作用径向流的数据点，在霍纳图上成一条直线，斜率为m。Kh＝2.12×l0一3μqB／m由霍纳方程可以看出，当无限关井时，即（tP＋Δt）／Δt＝1时，其截距为油藏压力，或称外推压力P＊P＊＝Pi（在新油藏初次测试）一般P＜P*＜Pi（对于已开采的油藏)3、霍纳表皮系数我们把半对数近似法用于恢复方程（39）中PDBU＝1/2（ln＋0。80907＋2SΔPBU＝（log＋0.9077＋0.87S当取关井Δt＝1小时P（Δt＝1）－P（Δt＝0）＝m（＋0。9077＋0.87S)S＝1。151[－－0。9077＋……………（41)式中:P（Δt＝0）为终流动压力P（Δt＝1)是Δt＝1小时，对应直线上的压力。这一项,在生产时间较短时要考虑，一般生产时间较长时,它接近于零，可以忽略不计。（三)恢复曲线的校正当在恢复前，压力下降已达到径向流，恢复曲线能够外推，这叫恢复曲线平移外推法。如图12一27所示：ΔPext＝A－C＝[PD｛（tP＋Δt）D}－PD{（tP）D｝］式中：ΔPext是额外的下降值,如果下降已起过tP（延伸）,我们将看到此值。如果到达径向流时，用半对数近似法替换上式两项则得：ΔPext＝18。42×10－4（1.15log）＝mlog

所以ΔPBU校＝ΔPBU＋mlog

(四)压力恢复测试分析步骤：

1、取用与标准曲线比例相同的双对数坐标纸（透明)，在上绘制ΔP~Δt数据曲线图,并在标准去曲线图上进行双对数匹配，判断其曲线的特性。2、并根据所匹配的CDe2S曲线，找出Δt／tP值（在标准曲线图右边）,计算ΔtMAX值.ΔtMAX＝[Δt/tP]×tP……………（43）3、重复进行匹配，直到新匹配的最后数据接近ΔtMAX,这时记录下半对数直线的起点和纯井筒储集的终点、压力匹配值、时间匹配值、曲线匹配值。4、如果早期数据在双对数图上具有单位斜率直线,则在直角坐标上作ΔP对Δt关系图，获得一条通过原点的直线（否则要进行校正），其斜率为m，，并计算C值。C＝qB／24m5、如果数据已进入径向流动段，则在半对数坐标上作PW（Δt)～log关系图，获得一条直线，其斜率为m,并延伸直线，在Δt＝1和＝1处求得对应的PW(Δt）值和Pi（P＊）值,再进行下列计算:Kh＝2.12×10－3qμB/m………（44）S＝1。151［－－0.9077＋]…………（45)ΔPSKiN＝0.87m·s……………（46）DR＝……………(47）6、以PD/ΔP＝1.151/m。检验和确定压力匹配点[CDe2S］M、［PD/ΔP］、[］7、计算：Kh、S、CKh＝18.42×10－4qμB·[PD/ΔP］M………………（48）S＝1/2ln（……………（49）C＝22。613……（50)8、比较两种方法计算结果，其误差在10%以内，证明分析是正确，否则重新分析。第四节均质油藏压裂井测试资料解释压裂是一项增产技术措施，它能改善地层流体流入井筒的流通渠道。在低渗透油藏中，压裂在改善流体进入井筒的流动通道方面比一般的酸化措施更为成功。压裂是在高压下,足以使地层岩石压裂开的压力条件下,用高压大排量泵入压裂液及支撑剂，以保持压开裂缝较长时间张开着，根据试验资料介绍,一般对于深度大于700米的地层压裂,将产生垂直裂缝。一、无限传导垂直裂缝分析（一）模型：如图12一28所示，假设裂缝宽度为零，沿着裂缝没有压力降,早期为线性流动,流体单项流入裂缝，一个大的表面积适合流动及裂缝表现无限传导性，因此在正常情况下，一个无限传导垂直裂缝将看不到纯井筒储集.对于裂缝流动，用xf来定义无因次时间tDf因为这时rW无意义。tDf＝……………（51)(二)流动方程裂缝流动方程以无因次表示：PD＝＝π1/2·tDf1/2…………（52）以双对数表示：1ogPD＝1／21ogtDf＋1／21ogπ……（53）由（53）式看出在双对数坐标上,裂缝流动在早期呈现1／2斜率如图（13），因此可以用这个特征来判断无限传导垂直裂缝。

根据流动方程：PD＝＝π1/2·tDf1/2ΔP＝ΔP＝………（54）

由上式告诉我们，所有落在双对数1／2单位斜率直线上的点也必须落在通过ΔP对专门图的原点一条直线上。

因此根据早期方程，作ΔP对的关系图（如图12一14),将获一条通过原点的直线,其斜率为：m″＝

由斜率m″可计算Kxf2

……………（55）由图12一28所示，早期为线性流动然后逐渐过渡到径向流动并且不再看到裂缝效应，因此我们可以使用从径向流半对数得到的K值来计算Xf。径向流动方程（无限传导垂直裂缝）PD＝1/2（lntDf＋2。2)

此表达式必须和均质油藏无限作用径向流用tDe的表达式相当。

∵PD＝1/2（lntDe＋0.80907）∴lntDf＋2.2＝lntDe＋0。809074tDf＝tDex12＝4rwe2rwe－s＝2rwe∵rwe＝rwe－s∴xf＝2rw·e－s…………（56）式中：xf一裂缝半长度（米）rw一井筒半径（米)

（三）典型曲线匹配分析

无限传导垂直裂缝井的典型曲线如图12一29所示（原图见SPE7452)，受三种参数控制，即PD、tDf、Xf/。双对数典型曲线可以确定流动段，即双对数1／2单位斜率直线，无限作用径向流动段，以及晚期边界影响，当xf／＝0是无限油藏解.解释步骤：

1、绘制logP对logΔt的双对数坐标图，其比例与典型曲线比例一致.2、如同前讲述一样进行双对数典型曲线匹配。3、由压力匹配可计算：Kh＝18。42×l0一4qμB×(PD/ΔP)M…………（57）4、由时间匹配可计算：Xt＝……………(58）5、根据方程（56)可计算：S＝ln（）……………（59）或S＝0。0528－…………（60）二、有限传导垂直裂缝分析（一）模型：该模型把裂缝的传导与裂缝联系起来了，假设沿着裂缝有一个压力降，裂缝宽度为w米），裂缝渗透率为Kf（二次方微米），由下图图12一30可看出流动段的特性。1、最早期是双线性流动，在双对数坐标上产生1／4单位斜率的直线。2、早期,随后流动是单线性的，在双对数坐标上,将产生1／2单位斜率直线.3、晚期,随着流动传播扩大，逐渐转入径向流动。无因次裂缝传导系数FCD定义为：

该模型受三个无因次参数控制，即PD、tDf、FCD。（二）流动力程最早期流动方程为：……………(61）

将上式取对数：由上式可知，可以通过双对数坐标上，早期数据具有1/4单位斜率直线来判断有限传导垂直裂缝.根据无因次参数的定义＝令所以………（62）因此早期专门图,是ΔP对（Δt）1/4的关系图，可获得一条通过原点的直线。如图12一5、12一6,其斜率m`可计算：…………（63）如果达到径向流时，用半对数分析得到K值,代入上式就可以计算出KfW值。（三）典型曲线匹配分析这是最容易接受的一种典型曲线图板,如图12一30A所示,在双对数坐标上用三个无因次参数PD、tDT、FCD、来表示,它强调了早期数据.分析步骤：1、用实测数据作ΔP对Δt的双对数图，其比例与典型曲线坐标一致。2、进行双对数曲线匹配，同前面讲述一样，直到实际数据曲线与典型曲线任一条最佳吻合为止。然后读出压力匹配值（PD／ΔP)M，时间匹配值（tDf／Δt）M和曲线匹配值（FCD）M。3、由压力匹配值计算：………(64)4、由时间匹配值计算：………………（65）

5、由曲线匹配值计算：……………（66)

式中：K一由压力匹配xf一由时间匹配得

6、从曲线匹配FCD值，在图12一31上求出α值，然后用匹配所得的xf，再计算rwe……………(67）第五节非均质双重介质油藏测试资料解释一、双重介质油藏中具有井筒储集及表皮效应井压降测试分析天然油藏从本质上讲,都是非均质.但从测试压力分析观点来讲，只要显示均质（一种）特性即认为是均质。所以在测试中，有60％情况下属于均质特性,只有40%是属于非均质特性，而非均质特性除双重介质外，还有双渗透性,多层及其它非均质特性，下面主要分析双重介质油藏。双重介质油藏，假定天然裂缝油藏，裂缝渗透率Kf比基岩渗透率Km大得多，流入井筒的流体来自最高渗透率介质，而最低渗透率介质只作补充.也就是说流体从基岩流入裂缝，再由裂缝流入井筒，基岩基本上不与井筒直接连通，如图12一32所示，因此双重介质油藏有三个特殊流动期：初期，当井一打开渗透率最好的裂缝中流体流入井筒，此时压力变化特性与均质油藏相同，所以此特性为裂缝等效均质特性。中期一一也就是转换期，由于裂缝中压力下降，基岩与裂缝之间产生压力差，于是基岩中流体开始流入裂缝，这时叫过渡期(也叫孔隙内部流动期）,过渡期的压力变化不能与均质油藏标准曲线吻合.晚期一一随着基岩中流体流入裂缝,使裂缝与基岩的压力逐渐达到平衡。这时既有流体从裂缝流入井筒，又有流体从基岩流入裂缝给于补充，这时压力特性曲线与均质油藏相同,表示总体系统（基岩十裂缝）的均质特性。为了分析方便，首次定义下列参数:Kf一一裂缝渗透率Km一一基岩渗透率岩体体积＝基岩体积十裂缝体积则:＝Vf·f＋Vm·m一一总孔隙度(VCt）f＝f·Vf·Ctf一一裂缝储能――基岩储能――储能比

裂缝系统弹性储油能力与总系统弹性储油解力之比，在10一3~0.5范围内.

λ——介质间窜流系数，是系统几何结构和两种介质渗透率比值之函数，是表示流体从基岩流入裂缝中的难易程度。（10一3~10一8)其中α是基岩岩块的形状系数，对于基岩岩块呈球形,α=15/r2w（rw为球形半径）岩块是正方形α＝60／2（L为边长)，岩块呈层状α＝12／h2为油层厚度）。由于孔隙介质内部的流动有两种类型,因此模型也分为假稳态孔隙间流动和不稳态孔隙间流动，两种模型产生两种完全不同的压力特性曲线。（一)假稳态流动分析这模型的基本假设是：基岩内部压力是一致的，处处相同不存在压力梯度,其典型曲线图版是均质油藏中具有井筒储集及表皮效应的典型曲线与一组标有λe2S的过渡曲线的加。我们给出一个典型例子如图12一34所示：早期：压力曲线反映了裂缝均质特性，沿着一条CDe2S曲线。中期，由于基岩流体开始进入裂缝，使压力变得稳定,数据跟着一条过渡曲线λe2S。晚期,从裂缝到井筒、从基岩到裂缝的流动又得到了新的平衡时，数据曲线将沿着另一条和总体相当的均质特性所对应的曲线(CDe2S）f＋m1、双对数典型曲线分析这和前面讲的分析步骤一样,这里不再重述。当获得最佳匹配后，可计算下裂参数.（1）由压力匹配值〔PD／ΔP〕M计算:……………(68）

（2）由时间匹配值（）……………（69）

……………（70）(CD）f＋m＝……………(71）式中(VCt）f＋m＝·Ct。是总孔隙度.(3)曲线匹配值［(Cde2S)f］M,[（Cde2S)f＋m］M计算：S＝1/2ln…（72)S＝1/2ln…(73）由于计算（CD)f比较困难，故常不用(73）式。(4）储能比计算：……………（74)(5)过渡曲线匹配（λe－2S）M计算：λ＝…（75）2、专门分析（1）井筒储集分析，如同前面讲述一样，用早期数据ΔP和Δt在直角坐标上作图，获得一条通过原点的直线，用斜率m※来计算C值.（2)无限作用径向流分析双重介质油藏压力特性,在半对数坐标上有三种情况：第一种,在裂缝系统曲线上径向流未开始，数据已乾主过渡曲线,这时数据曲线仅反映总体系统径向流，因此在半对数坐标图上只有一条直径.(见图12－33）第二种，半对数坐标图上有两条相互平行直线段,一般由于测试设计不合理或现场压力没有监控的缘故出现此种情况（见图12－35）。当半对数坐标图上有直线段时,可求：Kfh＝2.12×10－3qμB/m…（76）S＝1。151…（77）式中：m-半对数直线斜率ΔP（1小时）－－是总体系统半对数直线上时间为1小时对应的ΔP值。如果在半对数坐标图上存在有两条直线段，则能计算储能比（ω）值。ω＝10－ΔH/m……………（78)式中：m为半对数直线斜率ΔH为半对数两直线间垂直距离的压差值.(二）不稳态流动分析1、模型，该模型假设在基岩内部存在一个压力梯度，典型曲线受四组无因次参数限制,即PD、tD、CD、CDe2S、β.β是标在过渡曲线上，定义为：式中α是基岩几何形状系数.当基岩岩块是球状α＝1。0508当基岩岩块是方块状α＝1.8914典型曲线图板是由均质油藏中具有井筒储集及表皮效应井的典型曲线与β`过渡曲线迭加而成.图12一36中表示一个实际例子,曲线和假稳态孔隙间流动模型相似，即裂缝流动→过渡期→总体系统流动。不同的是过渡期不象假稳态流动那样稳定，过渡期出现较早，正常情况下看不到裂缝系统特征，而过渡期延续时间较长，过渡期可能发展成为在半对数坐标上一条斜率为无限作用径向流半对数直线斜率的1／2的直线.此时并非是无限作用径向流动段，因此提醒注意，否则会作出错误判断。2、双对数典型曲线分析.（与假稳态相同）（略)（1）λ值计算：由定义得：β′＝αλ＝α

当等式右边分式上下同（CDe2S）f＋m时λ＝α…………(79）

式中：（CD)f＋m由（71)式计算得到。

2、计算Kfh、S、C、ω与前面假稳态一样，此处略.3、专门分析不稳态流的专门分析与假稳态流相同，这里不再述，其不同之处是裂缝系统流动时间较短,实际中几乎不存在半对数直线，当过渡期呈现半对数直线时,可能把它当成第一直线段，但其斜率是无限作用么向流半对数直线斜率的1／2，也就是为第二直线斜率的一半，因此不稳态流动数据的半对数曲线，一般不呈现两条平等的直线段。而是面两条相交的直线段，第一条直线段为过渡期,第二条直线段为总体系数.二、双重介质油藏中具有井筒储集及表皮效应井测试资料分析应注意的问题（一)表皮系数S值双重介质油藏,不能象均质油藏那样用S的正负值来判断油井是否有污染，据经验已发现，无堵塞井在双重介质油藏中可表现为负的表皮系数，因此一般双孔隙性油藏：S＝一3无污染井（正常井）S＝一3~一7酸化见效井s＞一3污染井（二)井筒储集系数C值由于是双重介质油藏，裂缝和井筒连接,故有效井筒体积要比在均质油藏中的井大得多,所以双重介质油藏系统，除了有一个大的负表皮系叙，常常有一个较大的井筒储集系数C,此值要比从完井计算出的要大10一100。负表皮系数和大的井筒储集系数,是双重介质油藏的特征，反过来又可以\帮助我们判断双重介质系统。（三）恢复测试压力特性双重介质油藏中，恢复测试压力特性曲线,强烈地取决于恢复前生产流动期的影响，如下图（图12－37、12－38、12－39、12－40）。1、图中曲线A是一条恢复典型曲线，紧跟在只有裂缝系统流动生产下降期后，因为基岩不起作用，故我们可以认为基岩不存在，因此即使恢复进行了无限时间，我们还是看不到任何非均质特性。霍纳图上，就象在均质系统所看到的恢复一样，当到达径向流时，据直线的斜率可得到正确的Kfh值,并可外推得到正常的P※值。2、曲线B是另一条恢复典型曲线，恢复是跟在总体系统下降之后，如果测试时间较长，在恢复中就能看到裂缝系统、过渡期，总体系统的压力特性.霍纳图表现为和径向流对应的两条直线段。第一条直线段表示裂缝系统，第二直线段表示总体系统。任一条直线的斜率，均能给出Kfh,但只有总本系统直线段才能外推P※。3、曲线C又是一条恢复典型曲线，下降在过渡期结束，而后开始恢复,如果恢复到无限关井时间，将永远看不到总体系统特性。在霍纳图上,相对于裂缝中无限作用径向流的直线给出了正确的Kfh，而外推得到一个假P※，它取决于tP，位于Pi和（PI＋mlog1/ω）之间某一位置.从上面分析得知，双重介质系统恢复测试时，必须待压力降落（生产）到达总体系统后才关井，这样才能取得完整的双孔隙性系统的压力特性曲线。分析时才能正确获得各项参数，否则参数取不全，同时容易判断出错。测试资料解释程序一、资料准备（一)静态资料主包括测试层深度、厚度（h）、孔隙度(）、岩性及含油气性，电测解释结果（包括含油饱和度SO，含水饱和度SW）。（二）测试动态资料测试开、关井时间。测试回收量记录（分类计量)或地面自喷流量记录。工具及仪表下井深度。井下取样地面放样记录。流体分析资料（包括压井液、水垫、回收液。地下流体高压物性分析（BO、μO、CO……）。7、压力记录卡片(经过鉴别合格）二、压力卡片分割阅读目前DST一般使用机械式压力计,压力动态信息由井下记录装置记录在一张金属卡片上。常用的200一J型压力计，压力信息记录在一张6×7英寸大小的金属卡片上，为了进行压力动态分析，将卡片上记录的曲线转换成数据。目前有两种方式进行转换：（一)、人工读卡仪进行压力卡片阅读原始压力卡片，是以不同距离形式将压力随时间变化动态记录下来，x轴代表时间，y轴代表压力。读卡就是将不同x轴距离和对应的y轴距离阅读出来,经计算就得到一系列随时间变化的压力动态数据.

1、在读卡仪上首先将卡片分段;如图12一41，初流动期段、初关井期段，终流动期段、终关井期段。如初流动5分钟，初关井30分钟，终流动60公钟，终关井45分钟．其阅读各阶段距离如下表：阶段地面记录时间min距离（英寸）实际时间min初流段50.0985初关井300。58830终流动601。17860终关井450。88545合计1402。75140

时钟实际走速＝总距离／记录总时间

各阶段实际时间＝各阶段距离／时钟走速因此四个阶段,合计140分钟,对应时间里卡片上所走的直线距离，即从B1工具打开到D2终关井结束或解封的水平直线距离为2．75英寸，时钟实际走速为0．0196英寸／分.这时候对卡片上的任意数,均可以分成任意时间增量或任意时间间隔，并能读出相对应的压力值，但一般对关井压力恢复曲线分割较细致,为了满足分析要求,早期间隔较小(或步长小)，在压力变化较快的曲域分割要细，随着后期分割间隔逐渐加大。这是阅读卡片原则，具体视曲线形态和时间长短而定,根据时钟实际走速就可以计算所要求的任意时间增设的直线距离。如:1分钟间隔距离为1×0.0196＝0。0196英寸2····2×0.0196＝0。03920··3····3×0.0196＝0.0588··5····5×0。0196＝0。098··········根据时钏理论参数，可以检查时钟运转情况，如果发现差别较大应找出原因，其一是时钟自身原因,其二是地面记时准，或操作不合理所引起，应合理处理。以上时间分割距离计算，除人工计算外，“WTC试井解释软件”功能中，有人工读卡数据处理功能,能迅速完成任意时间距的计算并列出读卡清单,提供进行读卡，将对应的压力距输入计算机,就能将压力距转换为压力值：P＝m·d＋AP――压力值m――换算系数d――偏离距m和A值,是每支压力计所带有的校验系数，压力计出厂或压力计使用一定时间后需要进行较验，提供正确的校验系数,如200－J－1004压力计校验系数为:100℉－150℉，温度系数F1＝0。110519Psi/D″/℉m（100℉）＝601。961076Psi／Dm（150℉）＝596.435142PSi/DA＝7.610144PSi由于实际使用温度不可能是100m℉或150℉，也可能在这个范围内，如实际温度为120℉，则换算系数应按下式计算：m(实温）＝m（校温）＋Ft×(T校－T实）即m（120℉）＝596.435142＋0。110519×（150－120）＝599.750712(PSi/D）则压力值计算应为：P＝599.750712×d＋7.610144（PSi)（二）半自动读卡仪进行压力卡片阅读卡片是一项繁锁而细致的工作，使用人工读卡仪，读卡速度比较慢，容易