異常高壓特低滲透油藏試井分析及應用

高炎，湯傳意，張海濤 劉林，李杰，楊振中

(中石油新疆油田分公司百口泉采油廠，新疆 克拉瑪依 834000)

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異常高壓特低滲透油藏試井分析及應用

高炎，湯傳意，張海濤 劉林，李杰，楊振中

(中石油新疆油田分公司百口泉采油廠，新疆 克拉瑪依 834000)

近年來，準噶爾盆地環瑪湖地區相繼發現了多個異常高壓特低滲透油藏，由于該類油藏存在孔喉細小、比表面積大、滲透率低、壓敏性強的特點，滲流規律不遵循達西定律。為做好該區此類油藏的開發工作，以該區已經投入開發的瑪2井區為例，在研究總結異常高壓、特低滲透砂礫巖儲層地質特征的基礎上，分析歷史不穩定試井曲線，確定該區油藏滲流遵循低速非達西滲流規律。以低速非達西滲流理論為基礎，建立考慮啟動壓力梯度的低速非達西滲流試井解釋模型。通過對實際測試資料的解釋分析，獲得真實的油層參數，確定了生產井的啟動壓力梯度大小及合理關測時間，評價了油井完善程度，對異常高壓、特低滲透砂礫巖油藏的合理開發提供了可靠的依據。

異常高壓；特低滲透油氣藏；低速非達西滲流；試井分析

近年來，隨著準噶爾盆地環瑪湖地區勘探進程的加快，相繼發現了瑪131、瑪18、瑪東2等具有異常高壓、低孔-特低孔、低滲-特低滲特征的油藏。文獻[1～10]從構造、沉積、層序地層、產能控制因素等方面闡述該區具有良好的勘探前景，具備油氣資源大型化成藏的特征。目前，環瑪湖地區大部分區域處于勘探初期，僅瑪2井區投入開發。由于該區此類油藏儲層存在孔喉細小、比表面積大、滲透率低、壓敏性較強的特點，決定了其滲流規律不遵循達西定律[11]。為研究該區油藏的滲流規律，以不穩定試井資料為基礎，分析認為該油藏滲流特征反映了特低滲低速非達西滲流特征，并建立了特低滲透油藏各種滲流試井模型，最終形成了一套適合特低滲透油藏實際地質特征的試井分析方法，為該區試井資料的合理解釋提供依據，并為油藏的合理開發提供指導。

1 油田地質概況

瑪2井區位于準噶爾盆地瑪湖凹陷北斜坡，構造為一南傾的平緩單斜，局部發育鼻狀構造及低幅度背斜。含油層系為三疊系百口泉組和二疊系烏爾禾組，油藏中部埋深3560m，儲層巖性為灰色、灰綠色砂礫巖，平均孔隙度為9%，平均有效滲透率為1.1mD，孔隙類型主要以粒內溶孔和界面縫為主，孔隙結構表現為微孔、細喉的特征。τ2弛豫時間小于10ms的孔隙占比90%、主流喉道半徑0.47μm。油藏平均壓力因數為1.5，屬特低孔、特低滲、微孔、細喉、異常高壓油藏。儲層具有中等偏強的壓敏和水敏，壓敏指數0.47～0.82，水敏指數0.65～0.82，無速敏。油藏邊底水不活躍，地飽壓差較大，飽和程度低，油藏具有一定的天然彈性驅動能量。由于油藏儲層物性差、滲透率低，雖然初期能保持油井自噴開采，但壓力降落較快，油井自噴能力差，平面上單井產能差異較大，地層吸水能力差，注水難度大，生產井均需采用壓裂方式投產。

2 歷史試井曲線特征分析

瑪2井區自開發以來，錄取了26井次的油水井不穩定試井資料。根據曲線形態，分為4大類，分別是續流段型、上翹型、剛拐彎型、測試異常型(見表1)。

表1 瑪2井區歷史試井曲線形態分類表

生產井試井曲線形態主要表現為早期叉狀型、中期上翹型曲線特點，部分井具有壓裂井曲線特征，雖然關測時間為670～1481h，但均未出現徑向流段，表明油層滲透性極差，認為油藏滲流特征為特低滲低速非達西滲流，需要建立低速非達西滲流模型才能進行準確的試井分析[12]。

3 試井理論基礎

特低滲透油藏發生低速非達西滲流的影響因素較多，主要是受流體與巖石表面間兩相表面作用的影響。由于流體與巖石表面的作用，生成了吸附層或水化膜，使孔隙喉道減小，滲透率降低，結果使流動速度比達西滲流時的速度低得多，而且呈非線性流動[13，14]。低速非達西滲流時，壓力梯度必須大于啟動壓力梯度后，在克服了吸附層的水化膜形成的阻力后，流體才開始流動。因此，在進行壓力恢復(壓力降落)測試時，經常會出現低滲油水井始終關不穩的現象。

在低速非達西流動時，因受啟動壓力梯度的影響，雙對數壓力導數曲線會出現上翹的現象，但不一定反映的是邊界狀況，壓力導數曲線不出現表征徑向流的0.5水平直線段。在生產井投產時，啟動壓力梯度越大，壓力曲線上翹越高，反映出壓力降落更快，當啟動壓力梯度為零時，就變為達西流動。

4 低速非達西滲流解釋模型應用

文獻[15～17]開展了低速非達西滲流試井模型研究，認為對于特低滲透油藏，由于地層存在啟動壓力梯度和介質變形等諸多因素，導致實測的壓降或壓力恢復曲線與目前的典型曲線無法擬合，甚至出現壓力導數曲線一直上翹而見不到徑向流直線段的出現。由于特低滲透油藏本身開采的復雜性，單一的運用試井技術解釋油藏很難達到理想的效果。為此，在運用試井解釋時，要考慮油藏動態生產情況和油層地質情況，在分析油藏時需要結合多種手段。

筆者以低速非達西滲流理論為基礎，分別建立考慮啟動壓力梯度的特低滲油藏滲流及試井模型、考慮啟動壓力梯度的壓裂井滲流及試井模型、考慮啟動壓力梯度水平井滲流及試井模型，通過對試井資料解釋分析，對該油藏進行了早期評價。試井解釋平均地層壓力為56.6MPa，壓力因數位于1.2～1.94之間，平均啟動壓力梯度為0.034MPa/m，滲透率分布不均勻，生產井平均滲透率為0.554mD，屬特低滲異常高壓油藏。

4.1 DM2826井試井資料分析

DM2826井2007年6月20日射開3577.5～3615.7m，壓裂后采用?3.5mm的油嘴試產。2008年5月19日采用地面直讀式高精度電子壓力計關井測壓，測試前采用?3.0mm油嘴自噴方式生產，日產液為4.2m3，氣油比為121m3/m3，含水率為4.5%，該次關井測試時間為1005h，錄取了完整的壓力測試資料。圖1是該井實測壓力恢復曲線(圖中，Δp為實測壓力曲線；Δp′為壓力導數曲線；Δt為測試時間。下同)，雙對數曲線特征主要表現為：由于油層滲透率低以及井深的原因，早期段井筒儲存期影響時間很長，該井產量較低，儲層物性差，關井壓力恢復緩慢，中期段具有有限導流垂直裂縫的曲線特征，晚期段壓力上升緩慢，未出現明顯的徑向流段，關測末點壓力恢復速度為0.17MPa/d。選用低速非達西流有限導流垂直裂縫+均質油藏模型進行了分析，啟動壓力梯度為0.0153MPa/m。

圖1 DM2826井雙對數壓力曲線(2008年) 圖2 DM2826井雙對數壓力曲線(2010年)

2010年8月11日采用存儲式電子壓力計關井測壓，測試前采用?3.0mm油嘴自噴方式生產，日產液為3.1m3，氣油比為67m3/m3，含水率為7.2%，該次關井測試時間為791.4h，取得了完整的壓力測試資料。圖2是該井實測壓力恢復曲線，雙對數曲線具有低滲透油田試井曲線特征，主要表現為：關井后壓力恢復緩慢，關測末點壓力恢復速度為0.105MPa/d。雙對數曲線早期續流段很長，未出現徑向流段，導數曲線晚期出現明顯的上翹，有近似平行斷層反映的曲線特征。選用低速非達西流均質油藏模型進行了分析，啟動壓力梯度為0.0182MPa/m。

對歷史上2次不穩定試井資料分析結果(見表2)可知：①試井模型發生了根本的改變，前期壓裂改造形成的垂直裂縫在經過多年開采后已基本閉合，未見裂縫曲線表現特征；②地層壓力由54.06MPa下降為45.11MPa，說明經過3年多的生產，地層壓力下降了8.95MPa，地層壓力平均下降速度為0.25MPa/月，彈性驅動能量在逐步減弱；③表皮因數由最初的-5.33增大為3.8，表明井筒周圍完善程度在逐步降低；④試井分析有效滲透率較低，平均為0.0764mD，壓力因數為1.53，表明屬高壓特低滲透油藏。

表2 DM2826井試井解釋結果對比表

4.2 DM2721井試井資料分析

DM2721井是瑪2井區的一口生產井，2006年11月21日壓裂投產，生產層位為烏尓禾組(P2w)，射孔井段為3532～3554.5m，有效厚度為13m。2010年4月13日采用存儲式電子壓力計關井測壓，測試前采用?3.0mm油嘴自噴方式生產，日產液6.3m3，氣油比89m3/m3，含水率8.4%，該次關井測試時間為670.3h，取得了完整的壓力測試資料。圖5是該井實測壓力恢復曲線，雙對數曲線具有低滲透油田試井曲線特征，主要表現為：關井后壓力恢復緩慢，雙對數曲線早期續流段很長，未出現徑向流段，導數曲線有2個上翹段，晚期上翹較為明顯，整個形態近似壓裂井曲線特征，關測末點壓力恢復速度為0.0795MPa/d。選用低速非達西流均質模型進行了分析，試井分析結果：平均地層壓力41.36MPa，有效滲透率0.205mD，表皮因數-3.27，表明井底無污染，啟動壓力梯度0.01MPa/m。選用具有啟動壓力梯度的壓裂井有限導流模型對圖6進行了分析，試井分析結果：平均地層壓力44.18MPa，有效滲透率0.96mD，表皮因數-6.151，表明井底無污染，啟動壓力梯度0.0271MPa/m，裂縫半長65.55m。以上2種方法解釋結果相近，但采用低速非達西流壓裂井模型更符合油藏實際情況。

圖5 DM2721井雙對數壓力曲線(均質模型) 圖6 DM2721井雙對數壓力曲線(壓裂井模型)

4.3 MaHW001井試井資料分析

MaHW001井是瑪2井區一口水平井，鉆開目的層為百口泉組(T1b2)，水平段長度為501m。該井于2013年4月4日分5段壓裂投產，采用?5.0mm油嘴開井試產，初期壓裂液返排液量170m3/d，含水率94%，產出水主要是壓裂返排。開井生產7d后含水率下降到50%以下，換?3.0mm油嘴生產，產液量為36.4m3/d，含水率41.5%。該井于2013年6月14日關井測壓，關測時間為1102.3h。由于該井為水平井，儀器下在造斜點以上的直井段進行了測試。圖7、圖8是該井實測壓力恢復曲線，對該井采用了2種不同的試井分析方法進行了解釋。

由于該井水平段分5級壓裂，各段對井筒的供給能力存在差異，關井后存在壓裂段間的干擾現象，造成壓力恢復趨勢不同，壓力曲線出現分段的現象，導數曲線表現為下凹后快速上升的特征，當測點的流體密度變化趨于穩定，產液層段間干擾影響結束后，導數曲線又表現為1/2斜率直線。由于受到造斜段和水平段管流、以及低滲非達西滲流的影響，導數曲線未出現早期的垂直擬徑向流段。圖7解釋中儲層選定為上下不滲透邊界-均質徑向滲流模型進行了分析，圖8采用具有啟動壓力的均質徑向滲流模型進行了對比分析，計算啟動壓力梯度為0.07946MPa/m(表3)。

圖7 MaHW001水平井雙對數壓力曲線 圖8 MaHW001水平井雙對數壓力曲線 (達西均質模型) (非達西均質模型)

油藏模型地層系數/(mD·m)流動系數/(mD·m·(mPa·s)-1)導壓系數/(D·MPa·(mPa·s)-1)表皮因數/1井儲系數/(m3·MPa-1)水平滲透率/mD垂向滲透率/mD平均地層壓力/MPa水平井有效長度/m關井影響半徑/m啟動壓力梯度/(MPa·m-1)均質無窮頂底封閉模型9.97251.1030.53-80.22870.56183.169546.7750091.6非達西均質無窮頂底封閉模型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 結論與建議

1)對于特低滲油藏錄取的不穩定試井資料，應采用低速非達西滲流試井模型進行解釋，才能獲得符合油藏真實情況的地層參數。

2)對于測試資料雙對數曲線出現“叉狀型”曲線，試井解釋多解性強，應延長關測時間最少在1100h以上，其曲線特征才能適合試井分析要求。

3)對于新投壓裂或改造油層壓裂井，測試資料具有低速非達西流有限導流曲線特征，應采用具有啟動壓力的壓裂井模型進行解釋。

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[編輯] 黃鸝

2016-05-13

國家科技重大專項(2016ZX05070-002)。

高炎(1984-)，男，碩士，工程師，主要從事油藏動態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，湯傳意，張海濤，等.異常高壓特低滲透油藏試井分析及應用[J].長江大學學報(自科版),2016,13(35):47～52.