馬欣宇

(大慶油田有限責(zé)任公司測(cè)試技術(shù)服務(wù)分公司　黑龍江　大慶　163000)

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斜井起管測(cè)壓資料的解釋方法研究

馬欣宇

(大慶油田有限責(zé)任公司測(cè)試技術(shù)服務(wù)分公司黑龍江大慶163000)

摘要：在斜井起管測(cè)壓中,數(shù)據(jù)缺失早期流壓點(diǎn),造成雙對(duì)數(shù)擬合結(jié)果不準(zhǔn)確,給測(cè)試井的井況描述和措施調(diào)整帶來(lái)困擾。針對(duì)此現(xiàn)象,需要對(duì)流壓進(jìn)行修正。通過(guò)帕斯卡公式,計(jì)算出流壓并且判斷初期曲線趨勢(shì)，再利用雙對(duì)數(shù)擬合的方法得到地層參數(shù)。結(jié)果表明，流壓修正之后的擬合結(jié)果更符合地質(zhì)實(shí)際情況，可以令解釋結(jié)果更加的準(zhǔn)確。出現(xiàn)徑向流直線段的井，半對(duì)數(shù)分析方法可以替代雙對(duì)數(shù)分析方法；未出現(xiàn)徑向流直線段的井，半對(duì)數(shù)分析方法得到的結(jié)果偏差較大，不能替代雙對(duì)數(shù)分析方法。

關(guān)鍵詞：油田開(kāi)發(fā)；斜井；起管測(cè)壓；試井分析

0引言

斜井是指不包括直井和水平井的各種井，即生產(chǎn)井段與地層界面的法線的夾角在0°和90°之間的井[1]。斜井與油層接觸面積大、產(chǎn)量大，并且斜井多用平臺(tái)方式建造地面工程，可以節(jié)約管線和征地。斜井原先主要是針對(duì)海上油氣的開(kāi)發(fā)，隨著技術(shù)的成熟，在陸上油田也有了廣泛的應(yīng)用[2]。但是,由于井況等條件限制,有些斜井在測(cè)試中采用的是起管測(cè)壓的方式, 即先關(guān)井、再起出管柱、最后再下入壓力計(jì)測(cè)壓, 但是這樣測(cè)得的壓力曲線會(huì)造成早期流壓點(diǎn)缺失,而斜井的井底壓力計(jì)算[3-5]一直都是一個(gè)難點(diǎn)。為滿(mǎn)足實(shí)際生產(chǎn)的需要，有必要對(duì)斜井起管測(cè)壓資料的解釋方法進(jìn)行進(jìn)一步的研究分析。

中亞油田位于黑龍江大慶肇州永樂(lè)新龍，該油田的州X斷塊和肇X斷塊所鉆井均為是斜井，為了解這兩個(gè)斷塊的地層信息，中亞油田對(duì)斷塊中兩口井進(jìn)行了斜井起管測(cè)壓，詳細(xì)分析研究了兩口井的測(cè)試資料。

1試井技術(shù)及資料解釋

試井是以滲流力學(xué)為基礎(chǔ)，以井底壓力、溫度和流量的測(cè)量為手段，研究油田的地質(zhì)及工程問(wèn)題。他是一種通過(guò)獲得儲(chǔ)層流體樣品、測(cè)試同期產(chǎn)量及相應(yīng)的井底壓力資料來(lái)進(jìn)行儲(chǔ)層評(píng)價(jià)的應(yīng)用技術(shù)。其中儲(chǔ)層評(píng)價(jià)主要包括三個(gè)方面：原始儲(chǔ)層評(píng)價(jià)；開(kāi)發(fā)中期儲(chǔ)層評(píng)價(jià)；措施效果評(píng)價(jià)(如：酸化、壓裂等等)；試井分析即是對(duì)井底壓力或流量進(jìn)行分析，進(jìn)而得到地層靜態(tài)參數(shù)。

根據(jù)滲流力學(xué)中穩(wěn)定流與非穩(wěn)定流兩類(lèi)問(wèn)題，可把試井分為穩(wěn)定試井與不穩(wěn)定試井兩大類(lèi)。

逐步改變井的工作制度，對(duì)自噴井是改變油嘴直徑；對(duì)氣舉井是改變進(jìn)氣量；對(duì)抽油機(jī)井是改變沖程和沖次等)，測(cè)量每一個(gè)工作制度下穩(wěn)定的井底壓力及產(chǎn)液(油)量、產(chǎn)氣量、含水率、含砂量。這種試井方法稱(chēng)穩(wěn)定試井，也叫系統(tǒng)試井。

用改變采油井與注水井的工作制度，使井底壓力發(fā)生變化，根據(jù)井底壓力變化資料研究油井、氣井、注水井控制范圍內(nèi)的地層參數(shù)、井底完善程度、推算目前地層壓力、判斷井附近斷層的位置以及封閉狀況等。因井底壓力變化是一個(gè)不穩(wěn)定的過(guò)程，這種試井方法稱(chēng)為不穩(wěn)定試井。

兩種試井解釋方法：1)半對(duì)數(shù)分析方法，以壓力為縱坐標(biāo)，時(shí)間對(duì)數(shù)為橫坐標(biāo)的半對(duì)數(shù)曲線分析法來(lái)進(jìn)行試井解釋?zhuān)@種方法叫常規(guī)試井解釋方法,也叫半對(duì)數(shù)分析方法。2) 雙對(duì)數(shù)分析方法，運(yùn)用系統(tǒng)分析概念和數(shù)值模擬技術(shù)，確立早期資料的解釋方式，完善了常規(guī)試井解釋方法,建立成為雙對(duì)數(shù)分析方法。

兩種方法都可以用來(lái)進(jìn)行試井資料的解釋,由于雙對(duì)數(shù)分析方法利用導(dǎo)數(shù)曲線放大了壓力數(shù)據(jù)早期點(diǎn)的微小信號(hào),使得曲線擬合更加的清晰直觀,所以現(xiàn)在多用雙對(duì)數(shù)方法解釋試井資料,但是斜井起管測(cè)壓曲線恰恰是缺失了在雙對(duì)數(shù)分析方法中非常重要的早期點(diǎn),從而造成雙對(duì)數(shù)擬合結(jié)果的不準(zhǔn)確,本文研究的主要內(nèi)容正是可否能夠利用半對(duì)數(shù)分析法和流壓修正后的雙對(duì)數(shù)分析法解釋早期點(diǎn)缺失的斜井起管測(cè)壓資料。

2典型井資料解釋與分析

2.1未出現(xiàn)徑向流直線段

A井位于肇X斷塊北，該井于2010年10月17日射孔投產(chǎn)，開(kāi)采葡萄花油層，造斜位置井深為350 m，斜度為3.63°，最大斜度為26.65°,在575 m處。該井于2014年8月12日關(guān)井,隨后起出管柱再下壓力計(jì)測(cè)試，儀器下到中深1 440.4 m，有效測(cè)試時(shí)間356.82 h，雙對(duì)數(shù)曲線如圖1所示。

圖1　A井雙對(duì)數(shù)曲線

從雙對(duì)數(shù)圖中可以看到,A井并未出現(xiàn)徑向流直線段(即只探測(cè)到井底情況,未探測(cè)到地層情況),并且對(duì)這口井進(jìn)行半對(duì)數(shù)分析,得到Horner分析曲線如圖2所示, MDH分析曲線如圖3所示。

流壓修正前的曲線經(jīng)過(guò)雙對(duì)數(shù)擬合分析，得到流動(dòng)系數(shù)為0.0037 μm2·m/MPa·s，表皮系數(shù)為-1.79；半對(duì)數(shù)擬合分析得到流動(dòng)系數(shù)為0.0019 μm2·m/MPa·s,表皮系數(shù)為-4.27，兩者的差異大。流壓修正：分析壓力計(jì)數(shù)據(jù),壓力計(jì)讀到的該井壓力恢復(fù)初始值為140 MPa，但這個(gè)數(shù)據(jù)是在關(guān)井一段時(shí)間之后起出管柱再下入壓力計(jì)得到的,其數(shù)值應(yīng)大于實(shí)際關(guān)井時(shí)刻的井底流壓值。已知測(cè)試前含水率47.65%，動(dòng)液面1 304 m，根據(jù)帕斯卡公式p=ρgΔh，得到關(guān)井時(shí)刻井底流壓為1.19 MPa，且從關(guān)井時(shí)刻到下入壓力計(jì)讀到壓力恢復(fù)初始值所用時(shí)間為11.32 h，根據(jù)關(guān)井時(shí)刻井底流壓值、壓力計(jì)讀到的壓力初始值和中途起管所用時(shí)間,估算壓力恢復(fù)初期曲線趨勢(shì)，并在初始點(diǎn)之前補(bǔ)充6個(gè)壓力點(diǎn)。

圖2　A井Horner分析曲線

圖3　A井MDH分析曲線

補(bǔ)充的時(shí)間值和壓力值見(jiàn)表1。

表1　A井補(bǔ)充時(shí)間值和壓力值

流壓修正之后，重新進(jìn)行雙對(duì)數(shù)擬合分析,并與半對(duì)數(shù)解釋結(jié)果對(duì)比研究，A井四種解釋方法參數(shù)見(jiàn)表2。

表2　A井四種解釋方法參數(shù)對(duì)比表

可以看到:

1)流壓修正前后雙對(duì)數(shù)分析差異大，說(shuō)明在未出現(xiàn)徑向流直線段的情況下，缺失早期點(diǎn)的資料多解性較強(qiáng)，修正流壓可以使解釋結(jié)果更加準(zhǔn)確；

2)半對(duì)數(shù)解釋結(jié)果與流壓修正后的雙對(duì)數(shù)解釋結(jié)果的流動(dòng)系數(shù)、表皮系數(shù)、平均壓力相差較大；

3)對(duì)于未出現(xiàn)徑向流直線段的井，半對(duì)數(shù)分析法不能替代雙對(duì)數(shù)分析法解釋早期點(diǎn)缺失的資料。

2.2出現(xiàn)徑向流直線段

B井位于州X斷塊，該井于2008年12月8日射孔投產(chǎn)，開(kāi)采葡萄花油層，造斜位置井深為550 m，斜度為2.18°，最大斜度為18.64°，在700 m處。該井于2013年12月21日關(guān)井起出管柱然后下壓力計(jì)測(cè)試，儀器下到中深1 394.7 m，有效測(cè)試時(shí)間358.99 h,雙對(duì)數(shù)曲線如圖4所示。

圖4　B井流壓修正前雙對(duì)數(shù)曲線

從雙對(duì)數(shù)圖中可以看到, B井出現(xiàn)了徑向流直線段(說(shuō)明已經(jīng)探測(cè)到地層情況),并且對(duì)這口井進(jìn)行半對(duì)數(shù)分析,得到Horner分析曲線如圖5所示, MDH分析曲線如圖6所示。

流壓修正前的曲線經(jīng)過(guò)雙對(duì)數(shù)擬合分析，得到流動(dòng)系數(shù)為0.0013 μm2·m/MPa·s，表皮系數(shù)為-3.95；半對(duì)數(shù)擬合分析得到流動(dòng)系數(shù)為0.0008 μm2·m/MPa·s，表皮系數(shù)為-4.90，兩者的差異大。

流壓修正：方法與A井一致，已知壓力計(jì)讀到的該井壓力恢復(fù)初始值為2.03 MPa，測(cè)試前含水率88.9%，動(dòng)液面1 262 m，根據(jù)帕斯卡公式p=ρgΔh，得到關(guān)井時(shí)刻井底流壓為1.27 MPa，從關(guān)井時(shí)刻到下入壓力計(jì)讀到壓力恢復(fù)初始值所用時(shí)間為19.28h,估算壓力恢復(fù)初期曲線趨勢(shì)，在初始點(diǎn)之前補(bǔ)充3個(gè)壓力點(diǎn)。

圖5　B井Horner分析

圖6　B井MDH分析

補(bǔ)充的時(shí)間值和壓力值見(jiàn)表3。

表3　B井補(bǔ)充時(shí)間值和壓力值

流壓修正之后，再重新進(jìn)行雙對(duì)數(shù)擬合分析,B井四種解釋方法參數(shù)對(duì)比表見(jiàn)表4。

可以看到：

1)流壓修正前后雙對(duì)數(shù)分析有所差異但較小，說(shuō)明出現(xiàn)徑向流直線段的情況下，缺失早期點(diǎn)的資料多解性

較弱，但是通過(guò)修正流壓同樣令解釋結(jié)果更加準(zhǔn)確；

2)半對(duì)數(shù)解釋結(jié)果與流壓修正后的雙對(duì)數(shù)解釋結(jié)果的流動(dòng)系數(shù)、表皮系數(shù)、平均壓力相差較小；

表4　B井四種解釋方法參數(shù)對(duì)比表

3)對(duì)于出現(xiàn)徑向流直線段的井，半對(duì)數(shù)分析法能夠替代雙對(duì)數(shù)分析法解釋早期點(diǎn)缺失的資料。

3結(jié)論

1)對(duì)于缺失早期數(shù)據(jù)的井，可以用帕斯卡公式和地質(zhì)動(dòng)靜態(tài)數(shù)據(jù)對(duì)流壓進(jìn)行修正，以得到更加準(zhǔn)確的解釋

結(jié)果。

2)在斜井起管測(cè)壓中，出現(xiàn)徑向流直線段的資料，半對(duì)數(shù)分析方法可以替代雙對(duì)數(shù)分析方法。

3) 在斜井起管測(cè)壓中，未出現(xiàn)徑向流直線段的資料，半對(duì)數(shù)分析方法得到的結(jié)果偏差較大，不能替代雙對(duì)數(shù)分析方法。

參 考 文 獻(xiàn)

[1] 許琳,米玥陽(yáng).斜井試井理論研究[J].遼寧化工,2011,40(4):427-428.

[2] 張旭.斜井試井分析理論及其特征研究[D].西南石油大學(xué),2012.

[3] 王德山,張立,聶立新,等.斜井多井系統(tǒng)壓力響應(yīng)的有效算法[J].水動(dòng)力學(xué)研究與進(jìn)展,2005,20(4)：527-530.

[4] 柳毓松,王才經(jīng).自動(dòng)識(shí)別油藏滲透率分布微分方程反演算法[J].石油學(xué)報(bào),2003,24(3)：73-76.

[5] 李成勇,劉啟國(guó).水平井壓力動(dòng)態(tài)點(diǎn)源解的計(jì)算方法研究[J].油氣井測(cè)試,2004,6(2)：21-26.

Research on Interpretation Methods for Tubing Pulling Manometry Data of Deviated Wells

MA Xinyu

(DaqingLoggingandTestingServicesCompany,Daqing,Heilongjiang163000,China)

Abstract：In tubing pulling manometry, double-logarithmic curves are inaccurate due to the missing of early data points, and also make it difficult to describe the well conditions and to adjust measures of well testing. In order to solve this problem, the flow pressure needs to be corrected. The Pascal formula is used to calculate the flow pressure and initial trend curves are determined and refitted, and the double-logarithmic analysis is performed to get the formation parameters. Fitting results show that the refitted line is better in accordance with actual geological conditions. Flowing pressure correction can make a more accurate interpretation. Information appears radial flow line segment, semi-logarithmic analysis method can replace the double logarithmic analysis. Well radial flow line segment information does not appear, the semi-logarithmic analysis method can not substitute the double logarithmic analysis,due to large interpretation deviation.

Key words：oilfield development; deviated wells；pulling tubing manometry；well test analysis

(收稿日期：2014-12-08編輯：高紅霞)

中圖法分類(lèi)號(hào)：P631.8+1

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：2096-0077(2016)02-0067-03

第一作者簡(jiǎn)介：馬欣宇，女，1988年生，助理工程師，2010年畢業(yè)于東北石油大學(xué)石油工程專(zhuān)業(yè)，工學(xué)學(xué)士，現(xiàn)在大慶油田有限責(zé)任公司測(cè)試技術(shù)服務(wù)分公司監(jiān)測(cè)信息解釋評(píng)價(jià)中心，從事試井資料解釋工作。E-mail：635290768@qq.com

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