朱禮萍

(大慶油田有限責任公司測試技術服務分公司 黑龍江 大慶 163153)

0 引 言

試井技術是評價油藏壓力、儲層物性和地層流體流動能力的重要手段，能為油田開發(fā)方案制定和措施調整提供依據(jù)[1]。哈薩克斯坦哈德油田的試井工作起步較晚，現(xiàn)場測試和資料解釋結果與實際情況偏差較大，不能正確反映底層特征。以往用EPS PanSystem軟件[2-3]解釋試井資料時，在從原始資料錄取到資料解釋整個過程中存在許多問題。為了深入了解油藏動態(tài)變化，對2015年以來哈德油田試井資料用Saphir軟件[4]進行了二次解釋。通過分析研究測試過程中原始資料錄取、解釋過程中基礎參數(shù)輸入和解釋模型選擇等一系列問題，提出了解決方案，提高了試井解釋結果的合理性，從而保證試井資料更好地指導油田開發(fā)方案調整、保持地層壓力。

1 哈德油田試井存在的問題

中國石油控股的哈德石油(KazGerMunai)公司負責開發(fā)哈薩克斯坦南圖爾蓋盆地Akshabulak、Nuraly、Aksai等油田[5-8]。主要油藏埋深1 200～1 800 m，上部為濱岸砂沉積，向下逐漸過渡為湖相灰?guī)r和灰質砂巖沉積，斷裂較發(fā)育。開采油層層數(shù)多，非均質性嚴重，主力油層高孔(21%～38%)特高滲(大于8 000 mD，1 mD=10-3μm2)，其他油層中孔(15%～25%)中滲(100～800 mD)或者中孔(15%～28%)低滲(1～40 mD)。原油為低密度、低黏度輕質油，地層水礦化度很高。這些油田于1998～2003年陸續(xù)投產(chǎn)并由衰竭式開采轉為注水開采，目前地層壓力普遍較低，注水效果差，累計注采比低。

1.1 原始壓力資料錄取

原始資料主要存在2類問題：1)部分井的關井時間不合理。通過分析歷年不穩(wěn)定試井資料發(fā)現(xiàn)，很多井的地層滲透性較好，但是由于關井時間不夠長就結束試井，測試資料在時間上剛剛過井儲段、未測出徑向流直線段，沒有獲得較完整的試井曲線，資料達不到解釋要求，不能準確解釋地層參數(shù)。2)采樣間隔設置不合理。很多井的測試數(shù)據(jù)存在采樣時間間隔長、采集壓力數(shù)據(jù)點少、缺少關鍵點數(shù)據(jù)等問題，影響地層壓力解釋精度。

1.2 基礎參數(shù)應用

哈德油田以往試井解釋使用的是EPS PanSystem軟件，解釋中使用的流體參數(shù)只是油相PVT參數(shù)，開采初期油井含水低，含水對試井解釋結果的影響可以忽略不計，但隨著開采的進行，采油井的含水是逐年升高的，此時的含水對解釋結果的影響就不可忽視[9]，含水越高的井解釋結果偏差越大。

1.3 解釋模型選擇

在解釋過程中，很多井解釋模型選擇不夠準確，模型差異會對解釋結果有很大的影響，因此正確選擇模型非常重要[10]。

1.4 試井資料統(tǒng)計情況

對哈德油田在2015年以來測試的150井次試井資料進行了統(tǒng)計分析。壓力數(shù)據(jù)不合格57井次，占評價分析井數(shù)的38.1%，主要受儀器分辨率不足、關井時間不合理、采樣間隔設置不合理等因素影響。模型選擇不合理井47井次，占評價分析井數(shù)的31.3%，模型不合理主要體現(xiàn)在裂縫模型、復合油藏模型和定壓(封閉)邊界模型的選擇上，應結合油藏動靜態(tài)資料和試井曲線形態(tài)綜合分析，選擇更符合地質認識的試井解釋模型，確保解釋結果準確性。解釋的地層壓力誤差超過0.5 MPa的井有30井次，占評價分析井數(shù)的20%，主要是受試井解釋模型和試井雙對數(shù)曲線的擬合效果影響，特別是曲線后期的擬合效果對地層壓力解釋結果影響較大。

2 試井設計和解釋方法改進

針對以上問題，有必要對哈德油田的試井和解釋方法進行改進。主要從以下方面入手：測試之前對該井地質信息和歷史資料有一定的了解，合理設計關井時間和采樣間隔，保證錄取原始數(shù)據(jù)的完整性和準確性；在資料解釋過程中，錄入基礎參數(shù)時考慮含水影響，結合地質、井況等信息，正確選擇解釋模型，使測試曲線形態(tài)能夠完整地反映地層特征。

2.1 個性化設計

2.1.1 合理設計關井時間

建議對以往試井資料未出現(xiàn)徑向流直線段的井合理設計關井時間，使雙對數(shù)曲線上出現(xiàn)縱坐標值為0.5的水平直線段和邊界反映[11]。例如A01井2020年關井時間92 h，曲線剛進入中期段，沒有反映出復合油藏特征，如圖1所示，選用均質油藏模型解釋，初始壓力17.159 MPa。2021年延長關井時間至340 h，得到了完整試井曲線，反映了更豐富的地層信息，根據(jù)曲線特征并結合地質條件綜合分析，選用復合油藏模型解釋，解釋曲線與實測數(shù)據(jù)的擬合度提高，初始壓力18.045 MPa，得到的解釋結果更可靠。

圖1 A01井雙對數(shù)曲線擬合對比

合理的關井時間直接影響解釋結果的正確性，也會對曲線形態(tài)造成一定的影響。關井時間太短，壓力還未傳入地層深部，壓力恢復未達到初始壓力或徑向流段水平，很難解釋出真實地層信息，而關井時間過長會影響產(chǎn)量[12]。哈德油田儲層條件比較復雜，通過分析單井不穩(wěn)定試井資料的歷史延續(xù)性，認為關井時間不能一概而論，合理的關井時間從3 d到15 d不等。因此，在試井管理方面要加強施工設計的質量管理，根據(jù)區(qū)塊地質特征，結合本井和鄰井以往不穩(wěn)定試井資料，對每一口井的關井時間實行個性化方案設計，提高原始資料錄取質量。這樣，不會因為個別井關井時間過短而測不出完整曲線形態(tài)，也避免了因為關井時間過長而影響產(chǎn)量。

2.1.2 合理設置采樣間隔

錄取不穩(wěn)定試井資料時，測試時間長，采樣點較多。因此，需要合理設置采樣間隔，建議在剛剛關井和測試結束要開井時提高采樣頻率、加密測試。例如2020年10月份測試的A02井，關井時刻沒有加密測試導致流壓點數(shù)據(jù)缺失，如圖2所示，測試結束階段采樣間隔過大，導致采集到的末點壓力(開井前壓力計采集到的最后一個壓力數(shù)據(jù))不代表最后關井時刻井底壓力值，如圖3所示，因此導致雙對數(shù)曲線形態(tài)異常，如圖4所示，解釋結果與實際有一定偏差，無法完整反映地層的真實情況。

圖2 缺少流壓點數(shù)據(jù)

圖3 測試結束階段采樣間隔過大

圖4 A02井試井資料

針對采樣間隔設置不合理導致的資料質量問題，建議優(yōu)化采樣間隔設置，充分考慮施工過程及意外因素影響，在開關井前后增設2 h的加密采樣點(建議采用測試儀器的最小采樣間隔)，避免關鍵數(shù)據(jù)缺失，若施工過程不順利導致無法按采樣設計完成測試，則重設采樣間隔或更換壓力計進行測試。

2.2 錄入基礎參數(shù)時考慮含水影響

2.2.1 含水對解釋結果的影響

試井解釋需要輸入的基礎參數(shù)有地層的有效厚度、孔隙度、巖石壓縮系數(shù)，流體的黏度、體積系數(shù)、壓縮系數(shù)等。用Saphir試井解釋軟件進行二次解釋時，考慮了含水對基礎參數(shù)的影響[13]，對黏度、體積系數(shù)等基礎參數(shù)進行了折算。

2.2.2 參數(shù)折算方法

考慮含水的影響，可將油水兩相的黏度和體積系數(shù)參數(shù)折算成擬單相參數(shù)[14]。具體折算方法見公式(1)和公式(2)。由于水相的黏度和體積系數(shù)通常小于油相黏度和體積系數(shù)，折算后的擬單相黏度和體積系數(shù)常小于單相油的黏度和體積系數(shù)。

μ=μw×fw+(1-fw)×μo

(1)

式(1)中:μ為擬單相流體黏度，mPa·s；μo為油相黏度，mPa·s；μw為水相黏度，mPa·s；fw為含水，無量綱。

(2)

式(2)中:B為油相體積系數(shù)，m3/m3；Bo為油相體積系數(shù)，m3/m3；Bw為水相體積系數(shù)，m3/m3；ρw2為地面水密度， g/cm3；ρo2為地面油密度， g/cm3。

2.2.3 含水對解釋結果影響的對比分析

為分析基礎參數(shù)選取方法對解釋結果帶來的影響，對10口井不穩(wěn)定試井資料進行對比分析，將油水兩相PVT參數(shù)根據(jù)含水轉化成擬單相PVT參數(shù)，流體黏度差異較大，如圖5所示。

圖5 基礎參數(shù)差異性

利用擬單相流體參數(shù)進行重新解釋，與原解釋結果對比，滲透率差異較大，新方法解釋的滲透率較小，主要受擬單相流體黏度變小的影響，如圖6所示。

圖6 不同基礎參數(shù)解釋結果表現(xiàn)為滲透率相差較大

為了進一步驗證含水對解釋結果的影響，對A03井用2種方法進行解釋并進行了對比分析。用EPS PanSystem解釋時輸入的油相黏度是1.24 mPa·s，而用Saphir解釋軟件解釋時考慮了含水的影響，折算以后輸入的黏度為0.56 mPa·s，地層有效厚度為5.1 m，選取模型都是變井儲均質無限大油藏，解釋結果如表1所示，解釋結果有較大的偏差，滲透率降低了一個數(shù)量級，由原來的120.2 mD降為17.75 mD，表皮系數(shù)影響不明顯。開采初期哈德油田開發(fā)主力油層滲透率普遍在70～1 320 mD，哈德油田斷層比較復雜，平面矛盾和層間矛盾都比較大，因此每口井滲透率相差也比較大，通過大量試井資料解釋和地區(qū)巖心試驗數(shù)據(jù)綜合對比分析，考慮含水影響的滲透率解釋結果更符合地區(qū)情況。

表1 A03井PanSystem和Saphir解釋結果對比

2.3 正確選擇解釋模型

曲線形態(tài)可以反映出井筒附近污染情況和周圍是否存在邊底水、封閉或者巖性變化等地質情況。選擇解釋模型時，既要看曲線形態(tài)，也要結合該井的生產(chǎn)動態(tài)和含水等井史信息和沉積相帶圖等地質信息，綜合分析確定解釋模型[15]。

例如A04井試井資料錄取于2020年，早期井儲續(xù)流比較明顯，用PanSystem軟件解釋時選取的解釋模型是均質油藏模型，如圖7所示。2021年用Saphir軟件二次解釋時,注意到了實測數(shù)據(jù)雙對數(shù)曲線后期上翹，分析認為可能符合2種解釋模型，即斷層邊界或者復合油藏。如果為斷層，需判斷是單一斷層還是夾角斷層，因此要結合構造圖、沉積相帶圖做進一步分析。構造圖顯示該井周圍沒有斷層等邊界特征，如圖8所示，但是井周圍巖性有明顯變化，砂體由發(fā)育好的河道砂向主體席狀砂過度，如圖9所示，導致雙對數(shù)曲線后期上翹。因此試井解釋時選取復合油藏模型是正確的。

圖7 A04井不同解釋模型對比圖

圖8 A04井構造圖

圖9 A04井沉積相帶圖

2.4 識別斷層

A05井是2018年8月7日投產(chǎn)的一口油井(直井)，該井日產(chǎn)為29.12 m3，含水為89%。射孔井段深度為1 753.00～1 769.50 m，有效厚度為5.5 m，孔隙度為0.222 2，油的黏度為2.04 mPa·s，水的黏度為0.48 mPa·s，油密度為0.763 g/cm3，水密度為1 g/cm3，流體密度折算后為0.973 9 g/cm3，體積系數(shù)為1.056 6 m3/m3。結合歷年測試資料和地質狀況綜合分析，該井設計的合理關井時間為70.75 h，并且在開關井階段測試數(shù)據(jù)進行了加密測試。

用Saphir軟件進行解釋時，雙對數(shù)曲線如圖10所示，曲線中晚期出現(xiàn)徑向流動后又上翹。沉積相帶圖如圖11所示，可知井周圍巖性由主體席狀砂向非主體席狀砂過度。構造圖如圖12所示，顯示該井附近確實存在斷層。結合該井的壓力、產(chǎn)量變化和試井信息綜合判斷，曲線后期上翹是受斷層影響。對A05井重新進行解釋，選用復合油藏、一條封閉邊界試井解釋模型，解釋出來的斷層距離測試井91.64 m，和地質靜態(tài)信息基本一致，因此本次試井解釋結果可靠，為該區(qū)塊的斷層認識提供了依據(jù)，其他解釋結果見表2。

圖10 A05井雙對數(shù)曲線特征

圖11 A05井沉積相帶圖

圖12 A05井構造圖

表2 A05井解釋結果

3 結 論

針對哈德油田試井資料采集和資料解釋存在的問題采取了改進措施，并進行了實際應用。

1)在試井資料采集方面，要合理設計關井時間和設置采樣間隔，綜合考慮歷史資料和地質條件，針對每一口井定制個性化方案，保證測試曲線形態(tài)能夠完整反映地層特征。

2)解釋過程中錄入基礎參數(shù)時，考慮了含水的影響，對黏度和體積系數(shù)參數(shù)進行了折算，解釋精度明顯提高。

3)根據(jù)曲線形態(tài)，結合井史和地質狀況等信息，正確選擇模型進行解釋，既可以判斷出井筒附近污染情況，也可判斷出周圍地質情況。

4)相對于原方法，改進后的試井資料解釋結果更加合理，能為油田開發(fā)方案調整提供更可靠的依據(jù)。