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时间:2020-03-26
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1、专业管理某深层气田不同类型压力恢复导数曲线特征分析邢秋羽大庆油田采气分公司黑龙江163000摘要:现代试井分析的核心是模型分析,即通过不稳定试井分析,建立符合储层动态表现的试井模型,关井压力恢复曲线的分析是不稳定试井的主要方法之一。其主要分析以下几方面:储层渗透性空间的类型——均匀介质、双重孔隙介质、双重渗透率介质;储层的参数——渗透率,有效厚度,流动系数,储能参数,双(1)续流段重介质的储能比和串流系数,双渗介质的地层系数比,储层的平(2)部分径向流段面分布状态及参数——井周围不渗透边界的形态及距离,复合地(3)球形流段,射开层段以外的较厚层段参与
2、流动,使平面径层的流动系数和储能参数的变化形态及参数比,完井状态及参向流转化为球形流,在导数图上显示-1/2斜率的下倾直线。数——井底在钻井完井过程中受到的伤害及表皮系数,压裂形成某深层井试井解释模型为部分射开油藏模型,的裂缝形态及参数:裂缝半长,导流能力,裂缝表皮压力导数曲线(KH/μ)qLPDMP==10特征是辨别储层特征的主要依据,在不稳定压力的导数曲线中,(Kh/μ)b都存在相应的特征线,可以细致地描述储层特征。公式计算,MP=3.59,射开厚度30m,储层厚度44.4m,则至少关键词:压力恢复;试井;特征;分析有107m地层参与了气井生产,
3、储层136Ⅰ层下69m为水层,有一一、双重孔隙介质气藏的压力恢复双对数曲线特征部分水层也参与了生产,因此本井试采时由于产气量大(16.4278×104m3/d),产出的水为地层水,投产后由于一直控制产量生产(7×104m3/d),日产水保持在0.9m3,为凝析水,因此在今后的生产中应控制产量防止底水锥进过快。(1)(a-b)续流段;(2)(b-c)裂缝径向流段,导数为0.5水平线;(3)(c-d)基岩-裂缝过渡段,由于基质岩块开始向裂缝供气,某深层井压力恢复井双对数曲线某深层井井2006年12月压力恢复平抑了裂缝中压力的下降,从而使压力导数向下凹,表
4、现为过渡井双对数曲线流段,这也是双重孔隙介质地层模式图形最重要的特征。试井解释在距井65m范围内的渗透率为1.74mD,外区渗透率(4)(d-e)总系统径向流,当裂缝压力与基质压力达到动态平衡为22.84mD,外区渗透率变好,探测半径724m,地层系数后,裂缝与基质一同参与压力下降,形成总系统径向流,压力导数116.6mD·m,表皮系数S=2.21,在该井旁边打更新井应该能获得为0.5的水平线。更好的地层条件。反应双重孔隙介质储层最重要的两个参数储容比ω和串流系试井解释地层渗透率K=8.82×10-3μm2,表皮系数S=8.11,地层数λ系数88.2
5、04×10-3μm2·m,探测半径444.425m,边界夹角100°,边界储容比即气体在裂缝中的储量占总储量的百分比。距离L1=33.021,L2=177.905,计算得MP=3.16,射开厚度10m,储层厚度46m,则到测试时至少有31.6m的地层参与了气井生产。(1)3条曲线的试井解释均表明气藏储层物性较好,外区渗透性在曲线上的特征是ω越小,过渡段下凹深度越深。ω越小,储变好,球形流出现时间较早,,说明地层纵向连通性较好,从试采层的后备储量越大,气井能够稳产的时间越长。情况看,均能保持较长时间的稳产。该井所在区块很多气藏气水分布为上气下水,相对压
6、裂完井来说气井采取部分射开完井,能有效防止底水锥进。三、压裂后井底形成垂直裂缝气井的压力恢复双对数曲线特征λ值越大,基质向裂缝供气越容易,反之则越难。λ=10-7时,过某深层气田火山岩气藏自然产能普遍较低,需经过压裂后才渡时间大概是1d,即气井开井1天基质开始向裂缝供气。上图可有产能,深井经过加砂压裂后常常形成与井贯通的垂直裂缝,浅以看出,当λ减小到原值的1/10,过渡流发生的时间向后推延10井则形成与井贯通的水平裂缝。用导流系数FCD来描述裂缝的导倍。流能力FCD=Kf·W/K·Xf,当FCD>100时,裂缝是高导流的裂缝,称之二、部分射开完井的压
7、力恢复双对数曲线特征为无限导流裂缝,当FCD较小时,称为有限导流裂缝。部分射开井的流动分为4个阶段742015年1月专业管理1.无限导流裂缝井的曲线特征藏面积A=101788m2,后期各个方向的边界反映都返回到井底,压力导数迅速跌落,证实气藏为定容封闭气藏。原始地层压力31.46Mpa,目前地层压力26.65Mpa,下降了4.81Mpa,虽然该井是封闭气藏,但由于其气藏面积较大,所以压力产能下降不是特别快。无限导流裂缝井双对数曲线某深层井2006年7月压力恢复双对数曲线I:线性流段—斜率为0.5的直线,导数与双对数相差0.301周期;II:过渡段—压
8、力及其导数曲线近乎平行;III:径向流段—裂缝影响减弱,形成拟径向流,导数为0.5的1.带有不渗透边界气藏的
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