测试卡片曲线识别与曲线特征分析

测试卡片曲线识别与曲线特征分析第一页，共131页。第二页，共131页。地层测试的任务取决于资料录取的地质目的。勘探开发不同时期由于录取资料的地质目的差异赋于了地层测试不同的任务。勘探阶段中途测试主要任务是发现油气层，求取液性、产能和地层压力，为钻探决策提供依据；完井测试的任务是求取液性、产能，了解产层物性、压力和井的完善程度，为油气井增产措施、油气藏早期评价和下步勘探决策提供可靠的地层地质动态信息；相应阶段的探边测试、开发阶段的产能试井、干扰试井等也是如此。所以在地层测试前，必须要有明确的地质目的和与之相配套的合理测试方案。第三页，共131页。测试、试井作为勘探开发中唯一一种录取油气层动态资料的手段，具有探测范围大、录取信息准确、施工成本低等优点。通过试井可以解决：1、求取地层原始压力、地层物性参数、产层类型；2、提供措施依据，评价措施效果；3、了解油藏形状、落实边界性质；4、估算地质储量和单井控制储量；5、落实井的产能、建立产出（注入）能力方程，预测最大潜在流量，为油水井调产配注提供依据。第四页，共131页。同时，在勘探开发的不同阶段，采取不同的试井方法，可以达到相应的目的：类别探井开发动态探边注水井井间试井类型地层测试单井单井单井多井目的产能、液性、压力、污染、油藏类型等渗透率、污染、平均地层压力等供油面积、边界特征压力、污染、不同区域k/u、注水效果井间连通性、非均质和各向异性等第五页，共131页。（1）按测试（试井）系统的井数分为：单井测试（试井）、多井测试（试井）；（2）按测试（试井）方法：压力降落试井、压力恢复试井、干扰试井、脉冲试井、产能试井；（3）按油井流动状态，测试（试井）方法分为：稳定试井、不稳定试井。测试(试井)方法分类一二、测试（试井）方法分类第六页，共131页。产能试井不稳定试井稳定试井等时试井改进的等时试井了解本井地层特性压恢试井压降试井注水试井中途测试确定井间地层特性干扰试井脉冲试井测试(试井)方法的分类二第七页，共131页。稳定试井

逐步改变井的工作制度，系统的测量每一个工作制度下的产量（油、气、水）、含砂量、气油比、井底稳定流动压力、井口油套压力，将录取到的资料绘制成“稳定试井曲线”，通过分析研究，确定井的合理工作制度，推算出油层渗透率、采油指数等参数。第八页，共131页。不稳定试井改变井的工作制度，以引起地层压力的重新分布，测量井底压力随时间的变化，结合产量等资料对压力随时间的变化规律进行分析，取得测试井和目的层在影响范围内的特性和参数。29.429.9[MPa]020406005[m3/D]工作历史曲线第九页，共131页。（1）渗透率。该值为测试层段的平均有效渗透率，地层测试是取得该值的唯一途径。（2）地层损害程度。由于地层被钻井液、固井液、压井液侵入，以及地层部分打开，射孔不完善，射孔孔眼堵塞等多种因素影响，使井筒附近渗透率降低，产量减少。通过测试，可以计算出地层堵塞比和表皮系数等，从而对地层污染进行定量分析，为后期工作提供依据。（3）压力衰竭。可以根据测试过程中地层压力的变化情况推断这个油藏是否有开采价值。（4）测试半径。在测试过程中，由于地层流体发生物理位移，对一定距离的地层将产生作用，这个距离称为测试半径。地层测试获得的信息第十页，共131页。（5）边界显示。在测试半径内如有断层或边界存在，可通过压力分析计算出边界距离，借助于其它资料综合分析，可确定边界的类型。（6）储层类型。可以判断被测地层的类型，例如是均质还是非均质地层等。（7）储层含流体类型。对自喷井，可以当场知道地层产出的流体性质（油、气、水）；对非自喷地层，可以通过测试管柱内和最后流动所取得的取样器中流体，判断地层的流体类型。（8）储层生产能力。通过测试和评价解释，绘制相关图件，了解该产层的生产能力。（9）储层油水界面。通过测试、评价解释，能够预测或判断储层的油水界面；或通过测试，找出储层的油水界面。（10）单井控制面积及储量第十一页，共131页。试井过程中的物理现象和有关概念（1）井筒储集效应油井刚开井或刚关井时，由于原油具有压缩性，尤其是在油气同出或气油比较大时，地面产量与井底产量并不相等。刚开井时，井口采出的原油完全是靠充满井筒的压缩原油的膨胀产出的，而此时井底产量为0，既还没有流体从地层向井筒流入。反之关井时将会出现与开井时相反的情况。这种现象称之为井筒储集效应，通常用井筒储集常数来描述：第十二页，共131页。

当有下列原因时会引起井筒储集系数增大，影响试井评价：井筒中有自由气；封隔器不密封；井底有裂缝。对于非自喷采油井，由于液面不在井口将会使井筒储集系数非常大，严重影响对特征曲线的分析：通常井筒储集系数的一般范围为：对于井底关井：0.001m3/MPa对于井口关井：0.01m3/MPa液面上升情况：0.1m3/MPa第十三页，共131页。（2）表皮效应和表皮因子在钻井和完井过程中，由于泥浆渗入等因素使得井眼附近地层渗透率下降，以及射孔过程中造成的井底不完善，或者措施改造、注水等施工都可以引起井底附近产生额外的压力降（增），这一效应称为“表皮效应”，衡量表皮效应大小的量为“表皮系数”。序号评价参数符号损害正常改善备注1表皮系数S>0=0<0表征参数2附加压力降ΔPs>0=0<0过渡参数，用于DR计算3堵塞比DR>1=1<1DR=1/FE4流动效率FE<1=1>1

第十四页，共131页。井筒模型油藏模型外边界模型井储+表皮均匀裂缝流无限导流有限导流斜井水平井局部射开井(考虑变井筒储集)均质油藏双孔拟稳定流双孔板状流双孔球状流双渗油藏径向复合线性复合无限大一条断层滤失性断层圆形边界平行断层交叉断层（任意角度）矩形油藏不稳定试井解释模型的建立第十五页，共131页。三、测试压力卡片的鉴定与分析为了准确地对测试层进行评价，必须保证测试质量。要做到：①下井管柱及封隔器必须严密无漏失；②起下钻及开关井操作无误，测试时间符合规定；③时钟运行正常，压力计量程选择合适，压力点显示清晰，曲线连续完整光滑；④各类资料录取齐全准确。测试压力卡片是现场技术管理人员第一时间得到的最直观的资料，通过测试卡片曲线识别分析可以对测试质量以及储层特征进行初步定性分析，在最短的时间内安排下步工作。

第十六页，共131页。（一）压力卡片的识别（二开二关工作制度）第十七页，共131页。（二）各测压阶段的作用①初流动阶段：是为了释放由于钻井液浸入引起井底附近过高的压力状态，疏通地层通道，使地层恢复到接近天然流动状态。②初关井压力恢复阶段：这一阶段主要是在较短时间的初流动后，地层没有损失能量的条件下，获得原始地层压力。③二次流动阶段：是为了让地层充分流动，录取地层的液性、产能资料。④二次关井压力恢复阶段：录取满足定性定量分析的压力恢复曲线，求取地层特性参数，评价油气藏。⑤对自喷井，需要观察稳产情况时（对气井为求产气方程和真表皮系数），进行三开三关测试。⑥非自喷井需要增大排液量，消除压井液或钻井液滤液的影响，求得可靠液性时，可下入纳维泵进行排液或三次开井进行抽汲排液。第十八页，共131页。（1）油管严密不漏：该测试层为一低产层，测试压力卡片曲线反映，B1≈0；B2=C1，A=E，证实管柱密封无漏失。（三）实测压力曲线分析第十九页，共131页。（2）油管严重漏失在图6-69的卡片上，下钻停工阶段，压力值下降，说明环空液面下降，液体进入管内。测试前加水垫996m，而B1点压力为27.31MPa，证实开井前，环空液体已大量进入管内第二十页，共131页。（3）测试过程中管柱刺漏:测试初期管柱不漏，二次开井一段时间，环空液面突然下降，立即起钻循环，发现有一根钻杆接头处刺坏。测试卡片上二次流动曲线在管柱刺漏后，压力突然陡直上升（见图6-70）。第二十一页，共131页。以下为多流测试器上带压力计检验管柱密封性的实测压力卡片：（1）管柱密封—非自喷高产井的实测压力卡片（见图6-71）第二十二页，共131页。（2）管柱密封—自喷井的实测压力卡片（见图6-72）。第二十三页，共131页。（3）管柱漏失的实测压力卡片（见图6-73）第二十四页，共131页。2.封隔器密封性检查:地层测试中，坐封不严造成的漏失和管柱不密封引起的漏失有时不易区别，如在测试阀上部带验漏压力计，可以根据该卡片的压力变化予以区别。环空液面观察可以发现封隔器的漏失，如环空液面迅速下降，表明封隔器胶筒破裂而失封。第二十五页，共131页。图6-75为一测试中封隔器失效的实测压力记录卡片（C2=D2=E）。

第二十六页，共131页。3.图6-76为跨隔测试成功的实测压力卡片第二十七页，共131页。图6-77为跨隔测试失败的实测压力卡片。跨隔下压力计卡片上，开关井测试过程的压力曲线和测试层压力卡片完全一致，说明下封隔器失封第二十八页，共131页。4.起下钻及开关井操作质量检查:起下钻及开关井操作无误是保证测试成功的重要环节，要求起下钻中途不得坐封开井，管柱工具深度准确，开关井操作一次成功。如出现下钻中途开井（见图6-78）、二次开井多次活动才打开（见图6-79）。第二十九页，共131页。下钻遇阻，造成中途坐封开井、油管深度下错、多流测试器打不开等均会造成测试失败，如开关井重复动作、关井操作时，提开端面密封（见图6-80）；关井提松封隔器（见图6-81）；起钻中途开井，取样器样品漏失或失真（见图6-82）等均会造成测试资料不全或不准。压力卡片可以准确地反映出起下钻及开关井操作中出现的问题。第三十页，共131页。5.油管传输射孔质量检查:图6-83为一油管传输射孔成功井在射孔前后的测试资料对比。在未射孔前测试，基本上为干层。坐封开井后，未射孔前流动压力曲线平直无产出。射孔点火后地层有产出，流动压力曲线上升，为一低产层，证实已射开地层。第三十一页，共131页。6.压力计、时钟质量检查①压力计灵敏度差，分辨率低，曲线呈台阶状上升（见图6-84）第三十二页，共131页。②压力计灵敏度差，流压曲线出现小角度（见图6-85）第三十三页，共131页。③二次流动阶段时钟偷停。从卡片上可以看到二次开井154min，但行距比初关井124min还要短（见图6-86）。第三十四页，共131页。7.工具堵塞造成测试失败或曲线异常:（1）工具堵塞及工具不密封，造成终流动曲线和终关井曲线异常（见图6-87）第三十五页，共131页。（2）工具内有砂，多次关井关不住，没有取得完整测试资料（见图6-88）

第三十六页，共131页。（3）多流测试器心轴有砂，造成多流测试器以下工具某部位和环空串漏，关井压力恢复异常（见图6-89）第三十七页，共131页。

测试卡片压力曲线完整记录了测试的全部施工过程,对施工过程中出现的工艺问题都能够直接反映。通过对测试卡片的识别将有助于我们正确区分地层因素和非地层因素，不但可以对测试工艺及储层特征进行定性分析,而且对后期测试资料准确评价也具有重要作用。第三十八页，共131页。（四）压力卡片曲线类型鉴别

测试压力曲线各井、各层的形态千变万化，但是根据不同类型储层的测试曲线特征，基本上可以分为以下六大类，在测试现场，可以快速地进行鉴别。对关井恢复时间短、未出现径向流的资料，亦可以按此进行定性解释。第三十九页，共131页。第四十页，共131页。①低压低渗透层压力卡片曲线曲线流动过程中基本无产出或产出量极少，流动曲线平直，有低缓的压力恢复，恢复压差随关井时间长短不等。②低渗透层压力卡片曲线测试开井流动曲线上升低缓，有较小的流动压差，产出量少，一般有少量的地层流体产出。压力恢复速度慢，出现径向流概率小，一般不能在测试有效时间内对储层进行确切的定性定量分析。第四十一页，共131页。③高压低渗透层压力卡片曲线流动过程中产出量少，流压曲线上升缓慢，但地层具有一定的压力恢复能力，在测试过程中关井最高测点压力远大于初、终静液柱压力。由于地层渗透性差，虽然地层压力高于静液柱压力，但不会出现自喷。④低压高渗透层压力卡片曲线开井期间井底的流压增加明显，液柱上升快，在测试开井较短的时间内，井底的流动压力达到或接近地层压力（流平曲线）第四十二页，共131页。⑤地层污染堵塞压力卡片曲线地层受钻井、完井阶段工程施工的影响，往往造成不同程度的地层污染堵塞。受污染堵塞的地层，经测试能够直观地在实测压力卡片曲线上反映出来，一类为井筒表皮污染类型，一类为地层深度污染类型。第四十三页，共131页。⑥能量衰竭型压力卡片曲线测试层虽具有一定的生产能力，但由于供液范围小，能量衰竭快，曲线特征见图6-60曲线c。这类层在测试中地层有产出，有时能够自喷，但自喷期产量不稳，流压逐渐下降。判断衰竭的主要标志是终关井地层压力和初关井地层压力相比，有明显的下降。第四十四页，共131页。

以上六种类型测试曲线在砂岩储层的测试中均可以见到。对于碳酸盐岩储层（冀中地区），除不存在高压低渗透这一类型外，其它五种类型测试曲线均可以见到。通过对测试曲线进行类型分析，不但可以对储层特征有一个初步认识，而且可以结合静态资料和定量分析结果进行对比分析，以便对储层做出准确评价。第四十五页，共131页。四、油藏模型诊断与曲线特征分析

任何一个试井理论模型均包括基本模型、内边界模型和外边界模型，同样每一个特征曲线也包含上述三方面的信息：1、早期阶段2、无限作用径向流动阶段；3、外边界反映阶段（晚期阶段）第四十六页，共131页。Pwftp1tp2tp3tp4Rwr1r2r3r4tp4tp3tp2tp1r压力扩散示意图第四十七页，共131页。

（1）均质类型储层压力曲线特征（2）径向复合储层压力曲线特征（3）垂直裂缝储层压力曲线特征（4）严重污染堵塞型压力曲线特征（5）低渗透层污染型压力曲线特征（6）地层部分射开压力曲线特征（7）双重渗透层（层间无越流）曲线特征（8）晚期压力曲线特征砂岩油藏压力曲线特征第四十八页，共131页。（一）均质类型储层压力曲线特征③第Ⅳ段a′曲线的上翘幅度、回归斜率的大小，预示了不渗透边界的组合形状，线性边界（断层）a′回归斜率与径向流回归斜率之比为2.0

①径向流斜率与地层渗流参数之间的关系为：②m′/m、β角与CDe2S之间的关系为m′/m越大，β角越接近90°，CDe2S越大，表皮系数越大；反之表皮系数越小。在CDe2S＞1条件下，一般1＜m′/m＜20，90°＜β＜180°。霍纳压降/压恢分析法图第四十九页，共131页。②第Ⅱ段为过渡段，导数曲线出现峰值后向下倾斜，S值越大峰值越高，相应导数与双对数曲线在径向流段的开口距离越大。①第Ⅰ段为井筒储集效应段，双对数与导数呈45°直线，斜率为1.0。④第Ⅳ段为外边界反映段，a线为不渗透边界特征反映，b线为恒压边界特征反映。③第Ⅲ段为径向流段，导数曲线的特征为水平线

Gringarten典型曲线分析法图第五十页，共131页。1、高渗透层曲线（自喷高产油层）—庙108x1井

井段：2297.00～2300.00m层位：东一段

层号解释井段岩石密度孔隙度泥质含量含油饱和度解释结论642297.00-2301.502.1824.763.2442.11油层工作制度日产油PwfPiΔPK/µDR/Sｒiφ4.76mm油嘴95.6621.3221.740.4112320.82/－1.56460第五十一页，共131页。测井综合曲线测井综合曲线图上声波曲线平稳，反映储层岩性均匀；自然伽玛低值，反映泥质含量低，物性好；电阻率曲线形态饱满为明显的油层特征。第五十二页，共131页。本次测试采用一开一关测试制度，开井4.6小时、关井41.5小时。实测压力历史图反映开井初期流压上升快，开井11分钟时液垫喷出，45分钟时地面短时间关井装油嘴，51分钟时地面开井，采用φ4.76mm油嘴放喷求产，流压稳定，地面流量稳定，表明该层渗透性好。第五十三页，共131页。双对数-导数图中井筒续流段较短，导数曲线峰值较低，表皮系数小，导数曲线有较长的水平段，霍纳图上具有较长的径向流直线段，为良好的均质油藏特征，在探测半径460m内无边界反映,该层为一特高流度自喷油层。

第五十四页，共131页。2、中渗透自喷油层变井筒储集压力曲线（地面关井）—庙38×1井井段：2705.70～2746.70m层位：东一段工作制度日产油量PwfPiΔPK/µCSｒiφ15.875mm油嘴36.720.1325.985.8540.130.725-1.0288第五十五页，共131页。测井综合曲线反映111#-114#层随着深度增加，泥质含量由偏高至较纯，总体反映储层不均，致密钙质层影响电阻率值，114#层相对电性较好。测井综合曲线第五十六页，共131页。本次测试第二次开井流体喷出，用φ15.875mm井底油嘴控制，放喷93分钟，产出油23.7m3，因求产时间短，折算产量偏高，第二次关井采取地面关井方式。第五十七页，共131页。双对数-导数图上反映横坐标第三周期位置导数曲线呈“凹”状，之后出现径向流段（水平段），对应于霍纳曲线图上位于横坐标刻度101的位置呈缓“驼峰”形态，该阶段曲线为变井筒储集特征，是由于地面关井井筒储集空间大、相态重新分布所致，不影响资料的准确评价，只影响径向流出现时间。在储层类型识别时应注意与双重介质、双重渗透储层类型的区别。该层为一较高流度自喷油层。第五十八页，共131页。3、低渗透层曲线（非自喷层）—北深28井

井段：3585.00～3591.00m层位：东三段

层号解释井段厚度电阻率孔隙度泥质含量含油饱和度解释结论1253585.60-3586.300.706.111.83.00干层1263587.60-3591.103.5010.518.13.526.0可能油气层日产量PwfPiΔPK/µDR/Sri测试结论油水0.249.1419.9140.6320.722.751.36/3.3028.93含油水层第五十九页，共131页。测井综合曲线

测井综合曲线反映125#层电阻率低，自然电位曲线异常幅度小，渗透性差，为干层特征；126#层储层物性较好，但深侧向电阻率曲线底部为滑坡状，为含油水层特征第六十页，共131页。施工采用两开两关三开抽汲测试制度，实测压力历史图直观反映开井阶段流压上升较快，说明地层具一定的产液能力；关井初期压力恢复曲线上升变化速度较快，拐点处压力变化比较圆滑，但仍反映地层存在一定的污染。第六十一页，共131页。双对数-导数图中早期呈45°线变化，过渡段导数曲线有一定的峰值，反映地层存在污染，中期导数曲线径向流动段稳定（导数曲线水平段较长），反映储层具较好的均质性。该层为一较低流度、中度污染层。

第六十二页，共131页。4、极低渗透层曲线（干层）—庙36x1井

井段：2660.50～2666.30m层位：东一段

层号解释井段厚度密度孔隙度泥质含量含油饱和度解释结论952660.50-2666.305.802.2124.27.813.6水层日产量Pwf实测最大压力ΔP回收液Cl-含量压井液Cl-含量测试结论气水少量液0.166.9721.4414.4727005.81194192干层第六十三页，共131页。测井综合曲线

测井综合曲线反映95#层电阻率低值，为水层特征。第六十四页，共131页。实测压力历史图反映开井阶段流压曲线平直；关井阶段压力恢复速度缓慢，且恢复幅度低，第二次关井31.37小时末点最大压力仅为21.44MPa，说明地层导流导压能力差。第六十五页，共131页。双对数-导数曲线图上两条曲线很近，晚期相交，无径向流段，曲线整体形态反映地层物性非常差。霍纳曲线整体形态呈下“凹”状，晚期压力仍在明显上升变化，不能满足外推地层压力条件,该层为一极低渗透层。第六十六页，共131页。rM——内区半径

M1＞M2为内区渗流条件比外区好；M1＜M2为内区渗流条件比外区差。（二）径向复合储层压力曲线特征111mKM=第六十七页，共131页。（a－b－c）段为续流段；（c－d）段为内区径向流段，呈水平线；（d－e）段为内外区压力响应过渡段，当M1＞M2时（d－e）段上翘，当M1＜M2时（d－e）段下掉（转注井中较多）；（e－f）段为外区径向流动段。第六十八页，共131页。5、自喷压衰层—庙6x1井

井段：2848.70～2856.80m层位：

东一段

层号解释井段厚度密度孔隙度泥质含量含油饱和度解释结论992848.70-2849.300.62.3016.4519.6313.53油层1002854.50-2856.802.32.2424.74.4265.24油层工作制度日产量PwfPiΔP(K/µ)1ｒMMc(K/µ)2油气φ5mm油嘴φ15mm孔板238.13931822.5026.173.67239.764.213.018.44第六十九页，共131页。测井综合曲线

测井综合曲线图上99#、100＃层岩、电、物三性均反映好储层特征，电阻率曲线形态饱满，为良好的油气储层。第七十页，共131页。本次施工采用三开二关测试制度，第一次开井92min后测试垫水喷出地面，第二、三次开井用φ5mm油嘴进行放喷、求产，地面产量相对平稳，但井底流压下降趋势明显，综合反映试油求产阶段产能未达到稳定。第七十一页，共131页。

双对数-导数图反映径向流动段之后导数曲线出现明显上翘趋势，结合三次关井恢复压力幅度持续下降（压力衰竭现象）的实际状况综合判断，该层具复合油藏特征，经模拟计算求得径向复合半径为64.2m，内区流度大于外区流度，其流度比（Mc）为13.0，外区地层流度（K/μ）2为18.44×10-3μm2/mPa.s。该层于99年3月用φ5mm油嘴投产，平均日产油48t，与试油初期日产量（238.1m3）相差很大，证实产能递减明显，进一步说明了储层径向上的不均质性。第七十二页，共131页。

无限大均质地层，具有一条与井相交的垂直裂缝，长度为2Xf，裂缝具有无限大的渗透率，即裂缝具有无限传导性，或者垂直裂缝面的流量是均匀的。适用于均匀流裂缝井和水力压裂措施而形成的无限导流垂直裂缝井。无限传导及均匀流垂直裂缝地层

（三）垂直裂缝储层压力曲线特征第七十三页，共131页。①初期（a－b）段为线性流段，双对数、导数曲线呈1／2斜率平行线，井筒储集系数较大时，对该段曲线特征形态有一定的影响；②（a－b）段的双对数与导数间纵坐标方向距离为0.301对数周期；③（c－d）段为拟径向流段，导数曲线呈水平线。第七十四页，共131页。6、北深28井

井段：4569.60～4579.00m层位：

沙一段

层号解释井段厚度密度孔隙度泥质含量含油饱和度解释结论1704569.50-4571.001.502.516.114.10干层1714572.10-4575.503.402.0124.74.649Ⅱ级裂缝1724575.90-4576.800.902.619.85.738差油层日产量PwfPiΔPK/μXf备注油气水0未计量液19.636.5559.1722.620.238.22未定性第七十五页，共131页。测井综合曲线

测井综合曲线反映171#层厚度较大，自然伽玛低值、补偿密度低值、补偿中子孔隙度大、声波高、电阻率低，为较典型裂缝储层特征。第七十六页，共131页。双对数-导数图早期段（横坐标0.1小时以前）两条曲线纵坐标距离为0.301对数周期；中期段(0.1-2小时)呈“轨道形”平行上升，其斜率为0.5；晚期段略有上翘趋势，未出现明显的径向流动段，反映井筒附近裂缝连通范围有限，且基岩地层渗透性差。第七十七页，共131页。本次测试压井液为比重1.39的泥浆，测试垫水高度3046.36m，施工采用一开一关测试制度。初、终静液柱压力差为2.83MPa，折测试全过程管柱内漏失泥浆液1.673m3。实测压力历史图中开井3.51小时后水垫喷出，并伴有可燃气体，气量未计量；地面观察气量时大时小，后停喷。气分析结果：C1含量85.39%,综合判断为湿气。第七十八页，共131页。7、柳158X1井井段：3594.20～3629.80m层位：沙三5亚段阶段工作制度日产量PwfPiΔPK/µXfri解释结论油水试油测试0.448.7218.5433.7715.230.0751.854.37含油水层第七十九页，共131页。测井综合曲线

测井综合曲线反映自然伽玛低值，岩性较纯，但声波幅值低，自然电位异常幅度小，为低渗储层特征。深(m)自然0150自然-2080微球0.1100浅B0.1100深B0.1100声波18040补偿1.22.8补偿86-14榼榼榼榼35903600361036203630365051525354第八十页，共131页。测试共完成三次开、关井施工，地层累计产出油3.0m3，水59.9m3，测试结论为含油水层。实测压力曲线反映三次关井压力恢复形态基本一致，但随开井时间延长，关井压力恢复速率呈依次降低趋势，表明地层持续供给能力较弱。第八十一页，共131页。双对数-导数曲线早期经短时间井筒储集后，即表现出明显的裂缝地层特征，两条曲线相隔约0.301周期，呈“轨道”状延伸近3个对数周期，之后出现拟径向流动。表明地层中可能发育有微裂缝，在一定程度上提高了地层产能，但由于裂缝有效半径较小，基岩供液能力差，地层总体上仍表现出低渗特征。第八十二页，共131页。无限大均质地层，有一条与井相交的垂直裂缝，长度为2Xf，裂缝具有一定的渗透率（Kf），沿着裂缝存在压降，即裂缝具有有限传导性。适用于水力压裂、加砂支撑且粒度比适当而形成的有限导流垂直裂缝井。有限传导垂直裂缝地层第八十三页，共131页。①早期（a－b）段为续流段；②（c－d）段为双线性流段，双对数、导数曲线呈平行“轨道”形状，斜率为1／4，两条曲线间纵坐标差为0.602对数周期；③（e－f）段为拟径向流动段，导数曲线呈水平线；第八十四页，共131页。太27井压前双对数-导数曲线反映导数曲线峰值高、双对数-导数曲线开口大，说明地层渗透性差，且存在较严重污染。压裂后双对数-导数曲线反映在0.1～40小时区间导数与双对数曲线呈1/4斜率平行“轨道”形态变化，证实裂缝线性流动作用时间长，即压裂裂缝半长较大。第八十五页，共131页。项目层号井段m日产量m3/d地层压力MPa压力系数渗透率10-3μm2导流能力10-3μm2.m裂缝半长m表皮系数探测半径m压前42、43、442029.4-2052.0油:0.0517.340.940.018.832.2压后41、4243、442025.6-2052.0油:40.0318.851.023.53236.3275.1-5.55183.6赛83X井第八十六页，共131页。双对数-导数图中，导数曲线峰值高，且两条曲线开口大，为严重污染堵塞型曲线特征。此类地层一般采用酸化解堵措施即可见到明显效果（四）严重污染堵塞型压力曲线特征第八十七页，共131页。8、庙24x2井（酸后自喷）井段：2793.00～2799.10m东二段本层用15m3土酸进行酸化，酸化后用水力喷射泵排液，累计排液71.5m3，诱喷成功，用φ6mm油嘴求产，获工业气流。实测压力历史曲线第八十八页，共131页。霍纳曲线图双对数-导数曲线图第八十九页，共131页。9、柳24x1井井段：2853.90～2858.00m层位：沙三5亚段测试过程开井阶段地层无流体产出，但在测试结束、起油管至130单根时突然发生井涌，立刻抢装井口，进行放喷求产，获工业油流。实测压力历史曲线第九十页，共131页。双对数-导数曲线图霍纳曲线图第九十一页，共131页。

10、唐2-17井（无产出）井段：1846.00～1866.00m层位：寒武系本层用19.5m3的盐酸进行酸化，酸后累计排液137.18m3（含油花），酸后试油结论为水层。

阶段工作制度日产量PwfPiΔP测试结论油水中途测试测试

液0.0130.1616.2616.10未定性酸后日抽22次1700/1600m油花8.5

水层（五）低渗透层污染型压力曲线特征第九十二页，共131页。实测压力历史曲线第九十三页，共131页。霍纳曲线图双对数-导数曲线图第九十四页，共131页。11、南31x1井井段：1899.20～1902.60m层位：沙一段

层号解释井段厚度电阻率孔隙度泥质含量含油饱和度解释结论141899.20-1902.603.6011.010.629.80可能油气层累计产出量日产量PwfPiΔP测试结论备注油水油水0.005液0.120.06液0.260.0518.6118.56低渗污染层未措施第九十五页，共131页。实测压力历史曲线第九十六页，共131页。双对数-导数曲线图霍纳曲线图第九十七页，共131页。打开程度系数：横向与纵向渗透率比：（六）地层部分射开压力曲线特征第九十八页，共131页。①（a－b）段为井筒储集效应段，双对数-导数呈45°直线。②（b－c）段为过渡段，导数曲线出现峰值后向下倾斜，峰值（H）的高低，取决于地层污染程度和hPD的大小，hPD越小，射孔打开程度越低，打开不完善造成的井壁阻力越大；③（c－d）段为球形流或半球形流反映段，导数曲线呈近似－0.5斜率直线下掉，Kr／Kz越小，产生球形流的时间越早，斜率越大，结束时间也越早，反之产生球形流的时间和结束时间越晚。④（d－e）为全层径向流动段，导数曲线呈水平线。特征描述：第九十九页，共131页。霍纳曲线图

第一百页，共131页。双对数－导数曲线

第一百零一页，共131页。实际井

双对数-导数图上“叉把”部分为标准45°线，过渡段时间较长、近2个对数周期，并且横轴0.2-2刻度段导数曲线呈线性下掉，径向流段双对数与导数曲线开口较大，曲线整体形态反映射孔打开不完善特征。表皮系数偏大的主要原因是球形流附加压力降所致，并非地层污染堵塞因素，经理论模拟分析球形流附加表皮系数为3.28，总体表皮系数为4.05，相应堵塞比为1.58。第一百零二页，共131页。地层系数比

弹性储能比（七）双重渗透层、层间无越流型曲线（双层）

()()()211hChChCtttfffw+=112211hKhKhKk+=第一百零三页，共131页。（f－g）段为低渗透层径向流段，导数曲线为水平线，其在纵坐标轴向的位置受地层系数比（k）值的控制。（a－b－c）段为井筒储集影响段；（c－d）段为高渗透层径向流段，导数曲线呈水平线；（d－e）段为过渡段，也是高渗透层边界反映段，受ω、reD影响曲线形态有所不同；第一百零四页，共131页。—庙28×1井井段：2661.20～2686.00m层位：东二段

层号解释井段厚度密度孔隙度泥质含量渗透率解释结论382661.30-2672.9011.602.4123.619.193.2可能油气层392677.50-2690.4012.902.3228.316.8208.6可能油气层第一百零五页，共131页。测井综合曲线反映38#层岩性不均匀特征明显，泥质含量高、渗透性差；39#层相对岩性、物性比38#层要好，但两层的电阻率值均偏低。测井综合曲线

第一百零六页，共131页。日产量PwfPiΔPK/µωkS油水0.1624.9413.3525.5212.170.410.210.978-1.91第一百零七页，共131页。实测压力历史图中开井流动段显示为中等产层。双对数-导数图中第一个径向流动段后，导数曲线上翘又出现第二个径向流动段，显示为双重渗透（双层）、层间无越流压力曲线特征。由过渡段形态及弹性储能比ω和地层系数比k成果参数分析，两个层的渗透性、物性相差较大，结合电性资料分析，39#层渗透性好，但远距离能量补充缓慢，径向上物性呈变差趋势。第一百零八页，共131页。庙29×1井井段：2729.80～2742.40m层位：东二段

层号解释井段厚度密度孔隙度泥质含量渗透率解释结论1312729.80-2732.602.802.4014.127.09.6干层2732.60-2734.602.002.4316.711.020.0油层1322736.30-2737.601.302.4213.837.08.8干层2737.60-2742.304.702.3818.28.329.0油层第一百零九页，共131页。测井综合曲线反映两个储层的物性、渗透性均较差，电阻率值低，其中131#层储层有效厚度薄，且岩性不均匀，泥质含量较高；132#层储层厚度大，声波数值和自然电位异常幅度相对比131#层要好，两层对比可见132#层岩性、物性、渗透性较好于131#层。测井综合曲线

第一百一十页，共131页。射孔井段厚度日产量PwfPiΔPK/µωkS油水2729.80-2734.404.600.414.9814.3526.5812.230.120.130.95-3.452736.20-2742.406.20第一百一十一页，共131页。实测压力历史图上开井流压曲线上升变化明显，说明地层具有一定产能。双对数-导数图上呈现两个水平段（径向流段），结合本次测试井段中131#、132#层物性差异明显的实际情况分析，测试压力资料具备典型双重渗透（双层）、层间无越流地层压力曲线特征。从两个径向流动段纵坐标位置差异较大的特征分析，两个层地层系数（Kh）差异大，并且从第一径向流段向第二径向流段过渡期，导数与双对数曲线近似交合的趋势分析，物性较好的储层在径向上物性呈变差趋势，供液能力差。第一百一十二页，共131页。(八)晚期阶段曲线特征

曲线晚期阶段形状主要受油气藏外边界的影响，主要影响因素有：1）存在断层或油层尖灭等不渗透边界；2）有边水或注入水形成的定压边界；3）油层存在有气顶或底水；4）气层具有边底水