⑴ 干扰试井方法和用途
以一口井作为激动井，另一口井或数口井作为观测井，激动井改变工作制度，造成地层压力的变化（即干扰讯号），在观测井放置高灵敏度测压仪表，记录下由激动井改变工作制度造成的压力变化。观测井是否接收到“干扰”压力，可以判断观测井与激动井之间是否连通，如果接收到压力变化的时间和数值，可以计算井间的储层和流动参数。
干扰试井的测试方法：①在观测井放置如高精度压力计，测量井底压力变化趋势，如果条件许可，应将激动井和观测井提前关闭，形成一个稳定压力分布，这将使试井资料解释更加容易；②改变激动井的工作制度，为使观测井能接收到详细的压力变化（常称“压力干扰值”），应当增大激动井的产量变化值（常称“激动产量”），激动井的工作制度可以改变1次，也可以改变2次，以重复观测压力干扰的真实变化；③按照地质和生产情况决定测试时间（详见专门的试井设计书籍）。
干扰试井可以确定激动井与观测井之间地层的连通性，由此可以解决以下问题：①检验井间是否连通。如果井间储层是连通的，则可以求得导压系数η、流动系数Kh/μ或渗透率K、弹性储量系数φCth等参数；②检验井间断层是否具有封闭性，这是阐明断层封闭性的最直接方法；③如果在一口激动井周围不同方向上设置多口观测井，则能测得储层不同方向的非均质性；④对于原生裂缝型储层或压裂储层，可以确定裂缝走向；⑤对于双重孔隙介质的储层，可以确定弹性储容比ω和窜流系数λ。
因此，干扰试井是认识地下储层性质的有效手段，特别是在断块油气藏、裂缝型油气藏开发中发挥重要作用。
⑵ 沙井酸压后压力恢复资料的试井解释
王昔彬陈志海
（新星石油公司规划研究院北京100083）
摘要65井经酸压改造形成的人工裂缝与天然缝洞系统相沟通。针对该典型的酸压措施井，借助法国Kappa公司开发的Saphir软件，利用复合油藏模型对该井压力恢复测试资料开展了试井解释。采用典型曲线非线性回归拟合方法和MDH特征直线法，获得了人工酸压裂缝和天然缝洞系统的一些基本参数，解释结果比较符合地层实际情况。为今后类似酸压井的试井解释工作提供了可供借鉴的研究方法。
关键词酸压天然缝洞试井复合油藏模型压力恢复
1油藏基本概况
沙65井是塔河4号油田沙48井西北约5km的一口探井，该井在构造上位于艾协克2号构造西翼。裸眼完井井段为5451.82～5520.0m，岩性上为灰色、黄灰色的微晶灰岩。该井完钻后首先进行DST测试结论为干层，然后对测试层段开展了前置液酸压，从酸压施工曲线上分析，酸压前期形成人工酸压裂缝，随后表现出泵压下降、排量增加、与天然裂缝沟通的明显特征。该井于1999年9月4日12:40开井生产，8mm油嘴生产获得336 m3/d的高产，至1999年9月10日11:52关井，开始测压力恢复（以下简称压恢）。
2解释参数的选取
沙65井测试报告中没有提供解释所需的所有油藏地质参数和流体的 PVT物性参数，由于该井位于塔河4号油田，因此将沙65井和沙48井的油藏特征和流体性质进行比较 新疆塔里木盆地塔河3号、4号油气资料汇集成果（内部资料），1999。
从表1可以看出，沙65井和沙48井的原油都属于高粘稠油，PVT性质相差不大，因此对沙65井测试资料进行解释时，油层厚度取裸眼完井层段厚度，综合压缩系数取沙48井的值，沙65井解释参数具体取值如表2所示。
表1沙48井和沙65井地层及流体参数对比Table1Reservoir and fluid parameters comparison of S48 and S65
表2沙65井试井解释参数取值Table2Interpretation parameters of S65
3实际测试资料的解释
笔者采用法国Kappa公司开发的Saphir(2.3R）试井解释软件开展解释工作。在解释过程中，通过不同手段进行模型识别，力求选择出最接近油藏地质特征的解释模型，对于同一模型通过多种解释方法进行对比，解释出油藏参数。
3.1流量史
经过核实，沙65井从1999年9月4日12:40开井生产至1999年9月10日11:52关井为止，总共生产时间为143.3h，以8mm油嘴生产平均原油产量为336m3/d，产气量很小未计量，因此流量史如表3所示。
表3沙65井试井解释流量史Table3The flowing history of S65
3.2模型识别
图1是沙65井压力恢复数据的双对数曲线图。从图中可以看出，在早期压力与压力导数曲线不重合（压力导数曲线在450线以上，压力曲线在450线以下），主要因为压力恢复测试时井口关井地面流量为0，但由于井筒续流效应的影响，井底流量并不为0引起的。
图1沙65井压力恢复数据双对数图Fig.1The log-log build-up pressure plot of S65
将图1中关井时间进行校正，通过比较，将沙65井开井生产时间延长0.05h，压力恢复数据取143.35h以后的数据。这样修正后的压力恢复数据双对数图如图2所示。
图2所示的压力恢复双对数特征如下：
图2沙65井修正后的压力恢复双对数图Fig.2The corrected log-log build-up pressure plot of S65
早期（AB）段：压力及其导数的斜率为0.5～1.0，由于该井经过酸压措施，反应出无限导流能力裂缝特征和双井筒存储特征。
中期（BD）段：压力导数出现“下凹”，由于地层原油的泡点压力约为20MPa，而油藏原始压力约为59.4MPa，因此油藏中是单相流，并且在开井生产过程中，因气产量很小未计量，所以压力导数上出现的“下凹”并非是原油中气相的逸出而引起的变井筒存储，但是油井与酸压裂缝相连通，因此由裂缝存储引起的双井筒存储效应可以在压力导数上引起“下凹”，这一点可以在早期压力及其导数斜率为0.5～1.0这一特征上体现出来。
晚期（EF）段：反应出地层径向流特征。如果排除双井筒存储效应，中期和晚期压力导数曲线上出现两个台阶，这说明酸压措施形成的裂缝（人工裂缝）与地层天然裂缝－溶洞系统连通，从沙65井酸压施工曲线图（图3）可以反映出这一特征，从而形成两个渗透率不同的区域。
图3沙65井酸压施工曲线Fig.3The acid fracturing curve of S65
因此实际解释时，主模型应该选择径向复合油藏模型。基于以上分析，在解释沙65井压力恢复数据时，本文选择的模型为：“无限导流裂缝＋双井筒存储（变井筒存储）＋径向复合油藏＋无限大边界”。
3.3地层参数的解释
经过以上模型识别，采用Saphir软件的典型曲线非线性回归法和特征直线法这两种方法进行对比解释，分别阐述如下：
3.3.1典型曲线非线性回归法
选择“无限导流裂缝＋双井筒存储（变井筒存储）＋径向复合油藏＋无限大边界”模型，对该模型典型曲线进行非线性回归拟合结果如图4所示。
图4沙65井压力恢复数据典型曲线非线性回归拟合双对数图Fig.4The non-linear regression match log-log plot of S65
通过图4的拟合，解释结果如表4所示。
表4沙65井压力恢复数据典型曲线非线性回归拟合结果Table4Reservoir parameters interpreted by non-linear regression match of S65
根据以上解释结果，我们可以计算出如下参数：
（1）初始井筒存储系数Ci和终止井筒存储系数Cf
计算初始井筒存储系数和终止井筒井筒存储系数公式如下：
塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集
联立方程（1）和（2）可以求出初始井筒存储系数（Ci）为1.54m3/MPa，终止井筒存储系数（Cf）为1.76m3/MPa。终止井筒存储系数比初始井筒存储系数大，主要是由于第二井筒存储—裂缝存储效应引起的。
（2）天然裂缝－溶洞渗透率k2
流度比定义公式为：
塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集
复合油藏内外区流体粘度相等（μ1＝μ2），所以外区（天然裂缝－溶洞区）的渗透率由下式计算：
塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集
由（4）可以计算出天然裂缝－溶洞区的渗透率（k2）为1323×10－3μm2。
（3）天然裂缝－溶洞与人工裂缝（酸压缝）的孔隙度值
复合油藏内外区扩散系数比定义为：
塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集
复合油藏内外区流体粘度相等（μ1＝μ2），综合压缩系数基本相同（Ct1=Ct2），这样，天然裂缝－溶洞与人工裂缝的孔隙度比值可以由以下公式计算：
塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集
利用公式（6），可以计算天然裂缝－溶洞与人工裂缝的孔隙度比值（ψ1＝ψ2）为1.455。解释时输入的孔隙度平均值为5％，利用体积加权平均方法计算油藏平均孔隙度，则有如下公式：
塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集
联立（6）式和（7）式，可以计算出人工裂缝平均孔隙度（ψ1）值为：3.45％；天然裂缝－溶洞的平均孔隙度值为：5.02％。
3.3.2特征直线拟合方法
为了对典型曲线非线性回归拟合方法进行验证，由于沙65井测量压力恢复数据前开井生产时间较长（143.3 h），所以作特征直线拟合分析时，应该选用MDH曲线（而不是Homer曲线）进行拟合分析，MDH特征直线拟合如图5所示。
图5沙65井压力恢复数据MDH直线拟合图Fig.5The MDH characteristic straight-line regression plot of S65
特征直线拟合结果为：天然裂缝－溶洞渗透率（k2）为1390×10-3μm2，与典型曲线非线性回归法拟合的结果1323×10-3μm2基本一致，说明所选择的模型比较适合油藏实际情况。沙65井压力恢复历史拟合如图6所示。
图6沙65井压力恢复历史拟合图Fig.6The build-up pressure history math plot of S65
综合以上两种拟合方法，解释出的地层参数如表5所示。
表5沙65井压力恢复数据地层参数解释结果Table5The reservoir parameters interpreted by build-up pressure of S65
4结论与建议
通过对沙65井压力恢复测试数据进行解释，可以得出如下结论：
（1）在具有天然裂缝－溶洞型的碳酸盐岩储层中，如果具有两种渗透性截然不同的储层介质分布在不同的区域中（储层非均质）时，可以用复合油藏模型（线性或径向复合）进行拟合，并能得到比较满意的解释结果。
（2）用复合油藏模型拟合非均质的天然裂缝－溶洞型碳酸盐岩储层时，可以分别解释出高渗区和低渗区的渗透率，以及各自的平均孔隙度。
（3）在非均质的天然裂缝－溶洞型碳酸盐岩储层的压力恢复导数曲线上，中期（过渡期）往往出现“下凹”特征，引起这一现象的原因包括：两相流引起的变井筒存储、裂缝引起的双井筒存储以及基质流体参与渗流的双孔或双渗介质等因素。解释时应结合实际地质资料、岩心分析资料和流体PVT资料进行具体分析，以便准确选择解释模型。
（4）通过对该井的解释，获得了人工裂缝和酸压裂缝的一些基本参数，加深了对酸压裂缝渗透性的认识。该井酸蚀裂缝的渗透率为291×10-3μm2，孔隙度为3.45％，人工酸压裂缝半长为44.4m。
（5）酸压作为塔河奥陶系油藏油井增产上储的重要措施，为今后类似酸压井的试井解释提供了研究方法和研究思路。
（6）本次压力恢复测试没有探测到油藏边界，建议今后在该油藏压恢测试设计时应尽可能地增加压力恢复的时间，争取使压恢数据出现晚期地层径向流段，探测到边界的影响。
参考文献
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[4]Heber,Cineo-Ley.Well-Test Analysis for Naturally Fractured Reservoirs.JPT.January,1996,51～54
Welllt-est analysis of build-up pressure for the acid-fractured reservoir:well S65
Wang XibinChen Zhihai
(Petroleum Institute CNSPC,Beijing100083)
Abstract::The artificial fractures of S65 by acid fracturing are connected with the natural fractures. According to the well-test software Saphir(Kappa),We developed composite model and interpreted the build-up pressure data by the nonlinear regression method and the MDH characteristic straight-line regression method.The basic parameters interpreted are accorded with those of the reservoirs,which is useful for the interpretation of other similar reservoirs.
Key words:acid fracturing natural fractures well test composite-reservoir build-up pressure
⑶ 试井解释技术在Taq Taq油田的应用
李林地 刘 红 陈志海
（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）
摘 要 本文针对Taq Taq油田特殊的储层地质特征开展了解析试井和数值试井技术及应用研究。Taq Taq油田的基质普遍致密，裂缝既是储集空间又是渗流通道，因此该油田双层油藏模型的双重介质是指裂缝网络和裂缝通道；所谓窜流，理解为流体由裂缝网络向裂缝通道的流动。总结了压力恢复测试时双对数曲线经常出现的特征，即：双层油藏特征、球形流动特征和线形流动特征。采用数值试井方法建立了油藏试井动态概念模型，为复杂油藏试井动态描述、评价提供了可靠的技术支撑平台。试井解释存在多解性，如果不结合静态地质资料和井的实际情况，只凭试井曲线的形态进行模型诊断和解释，有时候即使能完全拟合，其解释结果也可能与井的实际情况相差甚远或自相矛盾。因此数值试井和解析试井两种方法可以互相对比验证，以便求取更可靠的解释结果。研究结果丰富了裂缝性碳酸盐岩油藏的试井解释方法，对指导碳酸盐岩储层进一步开发方案设计具有指导意义。
关键词 裂缝性碳酸盐岩油藏 解析试井 数值试井
Application of Well Test Interpretation Techniquein Taq Taq Oilfield
LI Lindi；LIU Hong；CHEN Zhihai（SINOPEC Exploration ＆ Proction Research Institute，Beijing 100083，China）
Abstract According to the special reservoir geological features of Taq Taq Oilfield，this paper concts study on analytical and numerical well testing technology as well as its application.Based on the universal tight matrix of this oilfield，the al media of al-reservoir model refer to fracture network and fracture channel where fluid flows from fracture network to fracture channel.Characteristics frequently occurred in well testing with different well intervals have been summarized in this paper.Numerical well test approach has been deployed to set up dynamic notional models，therefore，difficulties of boundary well test dynamic description of asymmetric complicated shape reservoir have been solved.This has supplied a reliable technical platform for well test dynamic description and evaluation for complex reservoirs.Well test analysis has ambiguity.So analytical and numerical way could compare and verify each other to gain more reliable results.Research result has enriched well test interpretation approach for fractured carbonate reservoir，which supplies a great importance for guiding further development scheme designs of carbonate reservoir.
Key words fractured carbonate reservoir；analytical well test interpretation；numerical well test interpretation
与常规砂岩油藏相比，裂缝性碳酸盐岩油藏最突出的问题是极强的非均质性，这使得该类油藏的开发出现了许多困难。试井分析作为人们认识油藏动态特征和流动规律的有效手段，是关系到正确求取油藏特性参数和指导进一步开发的关键［1］。因此，深入开展裂缝性碳酸盐岩油藏试井分析理论和解释方法研究具有十分重要的意义。本文针对Taq Taq油田白垩系碳酸盐岩油藏的储层地质特征，在技术调研和试井资料解释状况系统分析的基础上，探索应用于裂缝性碳酸盐岩油藏的试井解释方法，为油田开发过程中油藏早期动态评价提供技术支持。
1 油藏概况
Taq Taq油田位于伊拉克库尔德地区的扎格罗斯盆地，为北西-南东向背斜构造，裂缝发育，主要含油层系为中生界白垩系的3套地层Shiranish、Kometan和Qamchuqa，3套储层纵向油藏埋深跨度为1000～1800m，3套储层厚度达500m。原油油品很好，属于轻质原油，重度为48°API。试采动态表明，Taq Taq油田白垩系储层在平面上和垂向上均具有良好的连通性，具有统一压力系统和油水界面。
Taq Taq油田为裂缝性碳酸盐岩底水油藏，其裂缝可分为两类：一是大规模裂缝，即裂缝通道；二是小规模裂缝，即裂缝网络。裂缝通道的渗透率为几个达西，在垂向上穿过3套储层。裂缝网络的渗透率为几百毫达西，只存在于一套储层中。裂缝通道往往与主要的断层平行，裂缝网络则互相垂直，见图1。
图1 Taq Taq油田小规模裂缝（左）和大规模裂缝（右）的露头
Taq Taq油田地质储量规模较大，2P原始地质储量为651 MMbbl，属于大型油田规模。该油田目前共有10口生产井，1口报废井。从2005年开始对该油田进行评价和早期开发活动，首先采集了覆盖Taq Taq油田153km2的3D地震资料，然后开始钻井，并于2006年末完钻了TT-04井。在2006～2008年的评价阶段，TT-04井、TT-05井、TT-06井、TT-07井、TT-08井和TT-09井在白垩系3套储层相继进行了测试，其中部分井层进行了酸化措施。
2 试井资料处理与分析
2.1 双层油藏模型的理解与定义
Taq Taq油田白垩系碳酸盐岩储层的基质普遍致密，裂缝既是储集空间又是渗流通道，因此该油田双层油藏模型的双重介质是指裂缝网络和裂缝通道；所谓窜流，理解为流体由裂缝网络向裂缝通道的流动［2］。
2.2 试井曲线典型特征
2.2.1 双层油藏特征
由双层油藏模型双对数特征曲线（图2）可以看出：油井生产一段时间后，由于裂缝系统中压力降低，基岩系统开始向其持续供液，或称为介质间的流动，在介质间拟稳定流动阶段的前期，压力导数曲线下降，在后期又上升，形成一个 “凹子”（图2中c-d）；最后实现整个系统（基岩系统和裂缝系统）的流动。TT-04井是Taq Taq油田的第一口评价井，位于构造高部位，2006年5月14日开钻，8月26日完钻，钻进过程中Kometan层泥浆漏失严重。006年11月9日至11日对Kometan层（1856～1945.7m MD）进行了压力恢复测试。如图3所示，导数曲线呈现 “凹子”，是双层模型的典型特征，表示流体在介质间有窜流。
图2 双层油藏模型双对数特征曲线
图3 TT-04井Kometan层压力恢复双对数图
2.2.2 球形流动效应
有时只在厚油层的某一部位打穿一个或若干孔眼，此时油层中流体从孔眼的上下、左右、前后径向流入孔眼，出现了 “球形流动”，其特征是双对数压力导数曲线呈斜率为-1/2的直线［3］。Taq Taq油田是裂缝性碳酸盐岩储层，采用裸眼完井，基质非常致密，基质向井筒的流动可以忽略不计，流体只通过裂缝流向井筒。在测试的有限时间内，流体只能通过与井筒相交的有限的裂缝流入井筒，因此产生了 “球形流动”（图4）。TT-07井位于构造东南方向，2007年4月30日开钻，7月3日完钻，2007年8月31日至9月4日在Shiranish层（1664～1895.9m）进行了压力恢复测试。由图5可以清楚地识别出导数曲线呈现-1/2的斜率趋势，因此选择“球形流动” 能够较好地拟合双对数曲线。
图4 由裂缝结构引起的球形流动效应
图5 TT-07井Shiranish层双对数曲线图（酸化前）
2.2.3 线性流动特征
在双对数曲线的早期阶段，有时可以看到压力和压力导数曲线平行，呈斜率为1/2或1/4的直线，即 “线性流动” 或 “双线性流动” 特征，可以描述流体在裂缝通道中的流动（图6）。TT-07井Shiranish层试井解释的渗透率仅为7×10-3 μm2，说明井筒附近裂缝网络的连通性差，因此采用酸化措施。酸化后双对数曲线如图7所示，可以清楚地识别出线性流特征，因此选择 “无限导流垂直裂缝模型”。
图6 线性流动模型双对数特征曲线
图7 TT-07井Shiranish层双对数曲线图（酸化后）
3 数值试井技术研究
数值试井就是试井问题的数值求解，即直接用数值模拟的方法来求解复杂的油藏数学模型，从而得到油藏的参数场［4～6］。通过数值试井，把试井解释结果和试采的动态资料结合起来，进行综合分析，可以进一步检验试井解释结果，使它更加符合实际，为油田开发提供更加有价值的资料。
3.1 数值试井方法
数值试井所应用的描述渗流的基本数学模型，也是由达西定律、状态方程和连续性方程推导出来的基本微分方程，加上符合实际情况的各种定解条件。因此，数值试井分析方法的步骤如下［7］：
1）根据地质研究成果，建立或假设一个油藏模型，包括油藏结构（油藏的类型、外边界的类型和分布，即各边界的位置和距离等）、油藏参数（渗透率、孔隙度和厚度等）和流体参数（黏度和压缩系数等）及其分布等，还要定义测试井的位置及其产量。
2）数值试井必须进行离散化，为此要选用合适的网格。离散化的方法有很多，KAPPA公司的Saphir试井解释软件使用的是Voronoi网格，这是一种把局部细分网格与基本粗化网格连接在一起的一种常用方法，即在井筒附近使用加密的细分网格，在离井较远处使用较稀疏的基本网格。
3）通过调整油藏结构、油藏参数和流体参数及其分布，计算网格所有节点的压力变化，从而找出与实测压力变化相一致的油藏模型和参数分布，调整得到的最佳结果就是所寻求的解。
3.2 数值试井动态模型
在解析试井分析的基础上，依据典型井实测压力曲线形态和生产动态特征，运用数值试井技术建立了试井动态概念模型。下面以TT-04井Kometan层为例来进行分析。由Kometan层的构造图（图8）可以看出，TT-04井附近有两条近似平行的断层，所以建立油藏模型如图9所示。
图8 Taq Taq油田Kometan层构造图
图9 TT-04井Kometan层油藏模型
考虑到裂缝性油藏的强非均质性，分别建立了厚度分布图和孔隙度分布图（图10，图11），这样在模拟时就可以将油藏的厚度和孔隙度分布考虑在内了。
图10 Kometan层厚度分布图
图11 Kometan层孔隙度分布图
图12 TT-04井Kometan层数值试井与解析试井对比
从图12可以看出，无论是采用数值试井还是解析试井，均能较好地拟合双对数图曲线。然而，由表1可以看出，解析试井和数值试井的解释结果存在着差异：
表1 TT-04井Kometan层数值试井与解析试井解释结果对比
图13 TT-04井Kometan层压力分布模拟3D视图
1）对于油藏模型，解析试井采用 “井储＋表皮＋双层模型＋1条封闭断层”，数值试井采用“井储＋表皮＋双孔拟稳定＋2条不封闭断层”。由油藏构造图和干扰试井可知，数值试井选择的模型更符合实际。
2）解析试井解释的渗透率为3760×10-3μm2，数值试井解释结果为1810×10-3μm2，约为解析试井的1/2，这主要是因为在数值试井油藏动态模拟中，断层不封闭，具有高渗透性，渗透率在断层附近没有发生突变，流体可以通过断层继续供给井筒。
3）解析试井中井距离断层1100ft，而数值试井中井与两条断层的距离分别为599ft和2212ft，与构造图吻合。
4）解析试井ω＝0.02，λ＝1.52×10-8；数值试井ω＝0.0138，λ＝1.73×10-8。与解析试井相比，数值试井解释出的弹性储能比相对减小，而窜流系数相对增大，表明若没有封闭断层的阻隔，油藏的储油能力相对增大，介质间的窜流能力也相对增大，流体更容易由裂缝网络向裂缝通道窜流，预示着产量和动态储量都有所增加。
图13是压力分布模拟3D视图，三维视觉效果使地质模型更接近实际，试井分析成果更具实际意义。
同Kometan层一样，Qamchuqa层采用解析试井和数值试井均能较好地拟合双对数曲线（图14），但是解释结果也存在着差异，见表2。
图14 TT-04井Qamchuqa层数值试井与解析试井双对数曲线对比
表2 TT-04井Qamchuqa层数值试井与解析试井解释结果对比
1）对于油藏模型，数值试井采用 “井储＋表皮＋双孔拟稳定＋2条不封闭断层”，比解析试井采用的“井储＋表皮＋双层模型＋1条封闭断层” 更符合实际。
2）解析试井解释的渗透率为2330×10-3μm2，数值试井解释结果为1660×10-3μm2，二者差异也是由于断层不封闭的缘故。
3）已知TT-04井与TT-05井相距1640ft，而解析试井中井距离断层1740ft，显然与实际不符。数值试井中井与两条断层的距离分别为936ft和1955ft，与构造图完全吻合。
通过对TT-04井Kometan层和Qamchuqa层进行解析试井与数值试井方法的对比分析，充分说明由于地层条件复杂多样，而且试井时间比较短，试井解释常常具有多解性，实际曲线和理论曲线拟合完好并不表示试井解释结果准确［8］，试井时要综合考虑测试井资料和储层特性做出判断。
4 结 论
1）Taq Taq油田白垩系碳酸盐岩储层的基质普遍致密，裂缝既是储集空间又是渗流通道，因此该油田的双层油藏模型是指裂缝网络和裂缝通道；所谓窜流，理解为流体由裂缝网络向裂缝通道的流动。
2）总结了压力恢复测试时双对数曲线经常出现的特征，即双层油藏特征、球形流动特征和线性流动特征。
3）试井解释存在多解性，如果不结合静态地质资料和井的实际情况，只凭试井曲线的形态进行模型诊断和解释，有时候即使能完全拟合，其解释结果也可能与井的实际情况相差甚远或自相矛盾。数值试井和解析试井两种方法可以互相对比验证，以便求取更可靠的解释结果。
参考文献
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⑷ 胜利油区电子压力计试井资料综合分析
李友全张传宝李慧叶良玉阎燕张莉
摘要胜利油区地质构造复杂，反映其动态特征的试井曲线也异常复杂。本文在综合分析了胜利油区15年来的电子压力计试井资料的基础上，研究了不同试井资料的曲线特征，包括变井筒储存的曲线特征及资料解释方法；不同油藏外边界的曲线特征及资料解释方法；以及胜利油区多层、多井试井中存在的问题及解决方案等。在此基础上，总结出了一套适合胜利油区复杂地质特征的试井方法和资料解释方法。
关键词试井试井解释内边界外边界多层油藏胜利油区
一、引言
胜利油区的现代试井工作开始于1985年，经过十五年的引进、发展配套和应用研究，目前已形成油气水井地面直读测试、井底储存测试、海上橇装测试和抽油井环空测试的现代试井技术系列。相继开展了油气水井的压力温度测试、压力恢复试井、压降试井、干扰试井、脉冲试井、系统试井、改进等时试井、探边测试、水平井试井、抽油机井环空测试及压裂、酸化、堵水评价测试、计算热采油藏参数测试等。到目前已累计完成电子压力计测试280井（层），为油田的勘探开发提供了重要的动态资料。但由于胜利油区地质构造复杂、油藏储集类型多，反映油藏特征的试井曲线也异常复杂，试井资料的解释难度很大，为提高我局的试井解释水平，增加试井资料的应用价值，应结合油气藏开发过程中的研究成果，对这些资料进行综合分析和应用研究，以推动我局试井技术的不断发展和进步。本文在综合分析胜利油区电子压力计试井资料的基础上，对不同类型内边界、油藏外边界、多层油藏试井资料（包括分层测试）及多井试井进行了研究分析。
二、具有不同内边界类型试井资料的分析研究
内边界模型是由井筒条件决定的，井筒条件包括井筒的动力状况和井的完井情况，井筒的动力状况是指与井筒动力效应有关的物理现象，包括井筒储存效应、井筒相变影响、井温影响、井筒漏失等现象；完井情况是指与井筒本身及井壁附近地层物理结构有关的影响，包括井筒的污染情况、射孔情况、储集层穿透厚度及是否有裂缝、井斜等情况。这些情况对不稳定试井有很大的影响，往往直接影响解释结果的准确性。
1.线源井
在不考虑井筒的动力状况和井的完井情况下，井筒半径与油藏大小相比，井半径非常小，近似地把井半径视为零，此时的井称为线源井。井筒半径为零时，解释模型的解称为线源解。
线源井模型在干扰测试资料解释中应用较多，在无法确定激动井的内边界情况时一般选用该模型[1]。
2.井筒储存
（1）定井筒储存
由于井筒中流体的可压缩性，关井后地层流体继续向井内聚集，开井后地层流体不能立刻流入井筒，这种现象称为井筒储存效应。描述这种现象的物理量为井筒储存系数，定义为与地层相通的井筒内流体体积的改变量与井底压力改变量的比值。定井筒储存的特种曲线是压差（p）与时间（t）关系图，其特征是△p与 t的关系曲线为通过原点的一条直线。
（2）变井筒储存
在相重新分布井、相变井等实测井中，井筒储存系数往往表现出增大或减小的特征。1997年Hegemen等人提出一种分析井筒储存增大或减小的模型，在Laplace空间内，变井筒储存井压力反映可表示为[2,3]：
胜利油区勘探开发论文集
式中：pD——无因次压力；
S——表皮系数；
CD——无因次井筒储存系数；
pD——无因次变井筒储存压力；
L(pD）——理想储集层模型（S=0,C。＝0）的Laplace空间解；
z——Laplace变量。
Fair给出的变井筒储存压力函数为指数形式：
式中：CφD——常数；
胜利油区勘探开发论文集
tD——无因次时间。
将（2）式进行Laplace变换后代入（1）式再反演到真实空间，即得到指数形式的变井筒储存的典型曲线（图1、图2）。具有变井筒储存的井在早期会表现出与具有定井筒储存并且储存系数为CφD的井相似的特性，接着是变井筒储存占优势的过渡期，然后是晚期，井再次表现出单独受 CD控制的定井筒储存。
在一些实例中，需要比指数形式更急剧变化的井筒储存压力函数。Hegeman给出了另一种变井筒储存函数—误差函数形式：
胜利油区勘探开发论文集
式中：αD——无因次变井筒储存时间；
erf——误差函数。
误差函数的变井筒储存曲线的过渡段更大、更剧烈。使用多个变井筒储存压力函数PφD1、PφD2……，可以产生复杂的变井筒储存模型。如早期井筒储存减小，接着井筒储存又增大的现象。对于一些井筒有积液的气井，在压力恢复测试期间有时出现这类井筒储存特征。早期，天然气压缩系数不断降低，引起井筒储存减小。后来，随着液体回落和相重新分布，井筒储存系数增加。
图1井筒储存增大的典型曲线图
在胜利油区所进行的280口井的测试资料解释过程中，变井筒储存现象较多，共有105井的试井资料具有变井筒储存效应，其中既有井筒储存系数增大的曲线，也有井筒储存系数减小的曲线和井筒储存系数先减小后增大的曲线。如埕北古4井，该井于1999年7月3日至15日对东营组73、74两层进行测试。关井前油产量313m3/d，气产量26571m3/d。关井后由于井筒内压力升高，部分天然气又溶解到油中，从而引起井筒储存减小，通过拟合，终井筒储存系数为1.08×10-2m3/MPa，初终井筒储存系数比为9.92417m3/MPa，无因次变井筒储存时间为7400。
变井筒储存对资料的解释具有不利的影响，特别是当变井筒储存时间很长且井附近存在外边界时，变井筒储存往往掩盖掉最初的外边界反映，如富111-8井等，从而对外边界及其他参数的解释产生影响，目前这种不利的影响在试井解释理论上尚无法有效解决，但可以通过提高测试工艺来解决，具体方法是通过井底关井器进行井底关井或利用井底流量计计量井底产量变化，从而消除变井筒储存对试井资料的影响。
图2井筒储存减小的典型曲线图
3.表皮系数
在油田勘探开发过程中，利用不稳定试井方法确定的表皮系数广泛应用于油气层损害评价。但由试井所求得的表皮系数为一总表皮系数，它不仅包括由于钻井液、完井液对井底附近地带油气层的污染与堵塞而引起的真实表皮系数，还包括油气井打开不完善、井斜、非达西流等影响而引起的拟表皮系数之和[4]。因此为了获取反映地层污染的真实情况，应该对油气井打开不完善、井斜、非达西流等影响的拟表皮系数进行计算求解。如义941井，该井位于沾化凹陷渤南洼陷渤东斜坡带，油层井段3275.3～3293.3m，有效厚度为16.8m，射开3275.3～3282.0m，射开厚度6.7m。通过试井得到总表皮系数为8.47，由于该井测试层为局部打开，局部打开造成的表皮系数为5.25，因此地层的实际污染系数为3.22，说明本井有污染，但污染程度没有像试井分析的那样严重。
在胜利油区的试井资料中，共有86口井的表皮系数大于0即存在污染，占40%，说明胜利油区的大部分井不存在污染，其中表皮系数大于0小于1的井有16口，表皮系数大于 10的井有 33口，即有15%的井存在严重污染。此外有129口井的表皮系数小于0，占总井数的60%，其值为0～9，通过统计还发现表皮系数跟钻井和完井条件有关，跟地层情况关系不大。
三、具有不同外边界类型试井资料的分析研究
外边界条件是指油藏外边缘的情况，常见的有无限大地层、不渗透边界、恒压边界、封闭系统和组合边界等[1]。在实际油藏中不存在真正的无限大地层，所有地层都是有界的，将地层认为无限大是由于压力波动尚未波及到地层边界，边界压力特征没有反映出来。
目前已进行各种类型的油、气、水井测试中，有83口井见到了边界反映，占测试井的30%，其中单一不渗透边界16口井，两条相交不渗透边界15口井，两条平行不渗透边界3口井，三条不渗透边界14口井，四条不渗透边界10口井，等压边界12口井，组合边界（不渗透＋等压边界）3口井，复合油藏10口井。
1.不渗透边界
不渗透边界指密封断层或岩性尖灭，可以是一条边界或多条边界交叉所形成的较复杂的边界。
（1）单一不渗透边界
当测试井附近有一条不渗透边界时，在半对数图（pwf-lgt）上将出现两条直线段，且前一直线段的斜率为后直线段的2倍。通过两条直线交叉点的时间可求出测试井到断层的距离。在双对数图上，压力导数曲线在井筒储存和表皮效应的影响结束后，稳定于纵坐标值为0.5的水平直线上，遇到断层反映后，压力导数曲线先上翘，最终趋于纵坐标为1.0的水平直线。
在胜利油田的试井中遇到单一不渗透边界的情况较多，如埕北 12井，该井的压力恢复资料在压力导数曲线后期上翘，表明遇到了不渗透边界，通过拟合得不渗透边界的距离为153m。后经进一步探明构造，发现埕北大断层在本井以北约150m处，可见电子压力计在探边测试中具有较高精度。
（2）两条平行不渗透边界（渠状储集层）
若井位于两条平行断层中，在井到最近断层距离大约是两断层间距的10%或更小时，半对数图上可显示出一条断层的存在，并可计算其距离，在双对数图上，压力导数曲线可反映出两条断层的存在，可用典型曲线拟合法求得井与每条断层的距离。若井位于两条断层的中间，半对数图上曲线的斜率一直在增长。在晚期边界之间的流动变成了线性流动，此时压力与时间的平方根成正比，在双对数图上，压力曲线与压力导数曲线相平行，且沿斜率为二分之一的直线（倾角26°）上升。如夏70井，该井解释得到两条平行断层，到井的距离分别为54.6m和55.7m，即两平行断层间距离为100.3m。
（3）两条相交不渗透边界（楔型储集层）
当井处于两条相交断层附近时，在双对数图上，其压力曲线形态与两条断层的夹角及井到两条断层的距离有关：当井到两个断层的距离相差较大时，压力导数曲线表现出两个依次上升的台阶，如夏326井，该井通过拟合得断层距离分别为687.0m和312.0m；若井处于两断层夹角的角平分线上，随两断层夹角的减小，压力导数曲线上翘幅度变大，最终稳定于纵坐标值为N=180°/θ的水平线上（θ为两断层的夹角）。如曲10井，经解释该井到两条边界的距离分别为148.0m和156.0m。若井处于两条正交断层之中，压力导数曲线最终将稳定于纵坐标为2.0的水平线上；单对数图上前后直线段斜率之比为1:4。
（4）多条不渗透边界
井周围有多条不渗透边界（两条以上）但并不完全封闭，在双对数图的压力导数曲线上的反映与两条相交断层反映很类似，都是上翘后变平，只是上翘的距离和幅度稍大些，故在判断是否为多条不渗透边界时，应参考地质资料，而不能只凭试井曲线来判断，在胜利油田的探边测试中这类井遇到的较多，如孤北30、孤南24等。
（5）断层全封闭边界
胜利油区的油气藏多为断块油气藏，故常遇到断层全封闭边界。这类边界反映在压力恢复曲线上，一般先表现各边界的特征，即压力曲线和压力导数曲线上翘，然后表现总特征，压力曲线稳定而压力导数曲线下跌。
盐16井的压力恢复双对数图中，压力导数曲线上翘后下跌，利用封闭边界解释的圈闭面积为0.41km2，后来该层位上报的Ⅲ类储量面积为0.4km2，与试井解释结果吻合较好。
2.等压边界
等压外边界主要发生在很大的气顶、边水供给充足或注采平衡的储集层系统中。若井附近存在定压边界，不论是压降还是恢复都会由于定压的存在使压力稳定下来，而压力导数曲线则很快下降。
（1）单一等压边界
对于单一等压边界，其压力导数曲线在见到边界后将沿45°（斜率为－1）的直线下降，如义941井。该井压力导数曲线在径向流水平段后期出现下降，通过拟合得到等压边界距离为299.0m。从构造图知该井距油水边界的距离约300m，与测试结果一致。
（2）圆形等压边界
在胜利油区的探边测试中圆形等压边界（即边水圈闭）的井例不多，从实测资料看这类井的曲线特点是：当压力激动波达到圈闭后，压力导数曲线呈90°下降，如利371井。该井压力导数曲线进入径向流水平直线段后不久迅速以90°下跌，用圆形等压封闭边界拟合，得圆的半径为850m。
3.不渗透边界和等压边界的组合
井附近既有不渗透边界又有等压边界时，分以下两种情况：①井距等压边界近而距不渗透边界较远，此时压力导数曲线先表现等压边界的特征，沿45°直线下降，再表现不渗透边界的特征，压力导数曲线停止下降，甚至回升（视边界的组合情况而定），如官7井，该井具有上述特征，通过拟合得等压边界距离为111.0m、不渗透边界距离为287.0m；②井距不渗透边界近而距等压边界远，这时压力导数曲线先上翘，遇到等压边界后又下降，如胜海8、孤岛中37-311井等。
四、多层油藏试井资料的分析研究
由于胜利油区构造复杂，多数油田具有多套油水系统及多套产油层系，因此很多井都是多层合采，在所测试的试井资料中共有38井为多层油藏试井资料，这些油藏是由性质相同或不同的两层或多层油层构成，层间为低渗透或不渗透的夹层隔开。对这些资料的研究发现，若各层性质相同或相差不大时，可用均质油藏模型解释；若各层性质不同，用均质油藏就不能得到较好的拟合，此时就必须用多层油藏模型解释。
1.无窜流双层油藏解释模型与曲线特征
图3无窜流多层油藏压力及导数双对数曲线图
这种模型的基本假设条件为：两层组成油藏中心一口井，油藏上下封闭，两层具有无限大外边界，层间为不渗透隔层分开，仅在井筒连通。油层均质，各向同性，流体微可压缩，压缩系数和粘度为常数，忽略重力影响。根据Boudet给出的Laplace空间解反演到实际空间后即得双层油藏解释模型的典型图版[5]。
多层油藏典型曲线具有明显的蛇曲形状，图3是带有封闭边界的无窜流两层油藏的压力及导数双对数图，该曲线大致可分为几个流动阶段：
早期为井筒储存影响段（a—b—c段），这一段的形状主要受组合参数CDe25的影响。由于S在指数上，所以早期段受S的影响比较大。
然后是高渗层的径向流段（c—d段），这时主要是高渗层生产，无因次双对数坐标中，c—d段是纵坐标为0.5的水平线，半对数图上出现斜率为二分之一的直线段，这与单层油藏情况类似。
d—e段为过渡段，也是高渗层的边界反映段。曲线开始偏离直线段的无因次时间为0.1，这也正是恢复较快层（高渗层）的边界反映无因次时间，边界影响使压力曲线和导数曲线上翘。e—f段为过渡段。
压力传播到恢复较快层的边界后，当井底压力趋于该层的平均压力时，该层停止生产，此时流体完全从低渗层生产，导数曲线出现第二径向流段（f—g），一般在无因次双对数坐标下的压力导数值为0.5/(1-k）（k为地层系数比），半对数图出现第二直线段。若第二直线段明显，且第二层为封闭边界，则第二层的边界反映无因次时间也为0.1。g—h段为低渗层的边界反映段。
由于储集层的复杂性和测试时间的局限性，在实际测试中可能只能测到其中的一段或某几段，此时就只能了解其中的一部分参数。
图4有窜流多层油藏压力及导数双对数曲线图
2.具有层间窜流的双层油藏模型及曲线特征
对于具有不同表皮系数的两层油藏中心一口井，假定流体由低渗层（下层）向高渗层（上层）窜流；各层均质，各向同性，微可压缩单相流体流动；油藏无限大，顶、底封闭；各层的初始压力相同，井产量q为常数，忽略重力影响[7,8]。
该类油藏模型的曲线特征如图4所示，主要表现为四个流动期。
早期（曲线A）为井筒储存影响段。
小时间期（曲线B）：流体仅从高渗层流入井筒，与无窜流的多层油藏特性类似，在双对数图上压力导数曲线呈水平段。
过渡期（曲线C）：低渗层开始生产，层间窜流发生，产量曲线和压力曲线均趋于平缓变化。
晚期（大时间期，曲线D）：当时间足够大时，两层生产达到平衡，流体流动类似单层油藏情形，压力导数曲线反映总系统的径向流水平直线段。
3.实例分析
胜利油区的多层油藏试井资料中，大多数表现为均质油藏的特征，即各层性质相近，但也有一些井表现为明显的多层特征，如孤东10-13、胜海8等井。对于这些井，利用上述两模型一般也难以得到各小层的参数，其解决方法是利用分层测试，下面利用孤东10-13井为例简单介绍该方法。孤东10-13井有三个生产层段，1999年9月8日将储存式电子压力计和智能分层装置下入井底，根据预先编好的程序逐层开关井和自动记录井底压力变化，该井的测试中，先开第三层（关一、二层）测流压5天，然后关第三层测恢复1天，依次对第二、一层进行测试，最后三层全开测流压3天，再关井测恢复1天。测试前三层合采的液量为16.6m3/d，油量为0.7m3/d，含水96.6%，分层测试时第一、三层100%产水，第二层厚度虽仅有2.0m，产油量却高达34.2m3/d，是主力产油层。通过解释得到第一、三层的渗透率分别为11×10-3μm2和10×10－3μm2，表皮系数分别为44.4和55.3，表现出高污染低渗透的特征；第二层得到的渗透率和表皮系数分别为574.88×10-3μm2和－0.15，可见第二层的油层特性较好。从测得的压力来看，第一、二、三层的静压分别为13.2031、14.9668和19.5335MPa，压力系数分别为0.97、0.94和1.00，说明第三层和第二层压力较高，在低速三层合采时，主要由这两层供液，故三层合采时产油量极低，因此应封堵第一、三层，以获得高产油流。
五、多井试井
多井试井目的是确定井间连通情况和求解井间地层特性。干扰试井是最常用、技术最成熟的一种多井试井方法。试井时，以一口井作为激动井，另一口或数口井作为观察井；也可以一口井作为观察井，另一口或数口井作为激动井。激动井改变工作制度，造成地层压力的变化（常称为“干扰讯号”）；在观察井中下入高精度的测压仪器，记录由于激动井改变工作制度的压力变化。从观察井能否接收到“干扰”压力变化，便可判断观察井与激动井之间是否连通，从接收到的压力变化的时间和规律，可以计算井间的流动参数。
笔者以高17断块干扰试井为例进行分析。高17断块是高青油田的主力含油断块，该断块自1990年1月注水开发10个月以来，除高17-22井受到高17-26井的注水效果外，无其他明显受效井，分析原因，可能与东部断层有关。为了验证该断层的密封性及油水井的连通情况，以便于调整注采结构，对该断块进行干扰试井。
图5高17-9井实测线性图
本次测试选高17-9井为观察井，高17-51井（注水井）为激动井。测试自1991年1月11日开始，于1991年1月21日结束。期间停注2次，开注 1次。图5为本次测试线性图。
试井以前，高 17-9井进行过洗井作业，因而压力随液面下降而减小，见图5。测试开始时，高17-51井一直注水，经过20.38小时停注，观察井压力继续减小，然后压力自然恢复上升。激动井停注40小时后，又以302m3/d的注入量开注，持续96小时后停注。这期间观察井压力值仍然按原来趋势上升，上升了0.044MPa，停注以后又观察了71.86小时，压力仍然上升，无下降趋势。整个测试期间压力恢复了0.093MPa。由曲线可以看出，高17-9井的压力恢复未受到高17-51井几次激动的影响，分析原因为该断块东部有断层，密封性良好，导致两井间不连通，从而证实了断层具有良好的密封性。
六、结论
井筒储存对资料的解释有不利的影响，应尽量通过施工工艺的改进来减少其影响；由压力恢复或压降试井求得的表皮系数往往不代表油藏的污染程度，应根据井的打开程度、井斜等情况将表皮系数分解，从而确定油藏的真实污染情况。
利用试井方法确定油藏的外边界有较高的精度，因此符合试井条件的井都应进行探边测试。由于试井解释具有多解性，在进行边界解释时应尽可能多的参考其他地质资料。
多层油藏的试井资料目前仍为试井解释的难点，若需获得各小层的参数应进行分层测试，但分层测试具有现场施工工作量大、测试条件苛刻等缺点。
主要参考文献
[1]林加恩.实用试井分析方法.北京：石油工业出版社，1996.
[2]唐雪清，刘华强.具有变井筒储存的试井分析.天然气勘探与开发，1997,20(4).
[3]M A Vasquez,R A Camacho-Velazquez.Analysis Of ShortTransient Tests Affected by Changing Wellbore Storage.SPE.1998.
[4]李克向.保护油气层钻井完井技术.北京：石油工业出版社，1993.
⑸ 谁能给我讲讲常规试井分析指什么，跪谢。。研究半天也不懂，急！！
常规试井分析是指上世纪80年代初，国外学者提出的基于不稳定渗流的解析系列试井方法，主要使用压力及导数试井分析方法。可完成采油井、注水井及采气井压降及压力恢复试井分析，采用多流量叠加计算典型曲线图版用于压力及导数曲线拟合。
二、试井分析模型
1、 流动类型：达西流动、非达西流动及分形油藏等。
2、 渗流模型：均质地层、拟稳态双孔、不稳态双孔、双渗等。
3、 地质模型：单一介质、径向复合、线性复合及多层油气藏等。
4、 井筒条件：全射开油井、部分射开油井、垂直裂缝、水平裂缝、水平井及斜井等12种井筒类型。
5、 井筒类型：定井储、Fair变井储、Hegmen变井储及USTC变井储。
6、 油藏边界：无限大边界、河道形边界、角度形油气藏等8种组合方式。
7、 流体类型：油、水、已知气体组份及未知气体组份等。
考虑气顶、底水及外边界的封闭、定压组合，偏微分方程解将达到9万余种。