試井資料審核講座

1、試井資料審核知識講座 監(jiān)測信息解釋評價中心 劉鷹電話2013年3月前前 言言油田典型井試井資料分析入手，為油田開發(fā)提供有效服務(wù)。1合格的審核員標準合格的審核員標準4 2 1 驗收解釋審核解釋報告紀實報告資料外報3 優(yōu)秀解釋員優(yōu)秀解釋員優(yōu)秀驗收員優(yōu)秀驗收員優(yōu)秀的地質(zhì)優(yōu)秀的地質(zhì)工程師工程師資料審核執(zhí)行標準資料審核執(zhí)行標準9 解釋成果審核解釋成果審核 9.1 9.1 原始資料審核，原始資料審核，實測數(shù)據(jù)應(yīng)符合第三章實測數(shù)據(jù)應(yīng)符合第三章電子壓力計實測資電子壓力計實測資 料質(zhì)量評價料質(zhì)量評價或第或第4 4章章恢復(fù)資料質(zhì)量評價恢復(fù)資料質(zhì)量評價的要求。的要求。9.2 9.2 原始

2、報表填寫應(yīng)符合原始報表填寫應(yīng)符合3.1.13.1.1至至3.1.33.1.3要求。要求。9.3 9.3 審核解釋方法、審核解釋方法、直線段選擇的正確性，解釋結(jié)果的歷史繼承直線段選擇的正確性，解釋結(jié)果的歷史繼承 性，各項解釋參數(shù)與油田動態(tài)變化的符合程度、一致性。性，各項解釋參數(shù)與油田動態(tài)變化的符合程度、一致性。9.4 9.4 曲線擬合正確，可靠性檢驗及一致性檢驗應(yīng)符合要求。曲線擬合正確，可靠性檢驗及一致性檢驗應(yīng)符合要求。9.5 9.5 審核人在分析成果中審核人在分析成果中選擇正確的壓力數(shù)值選擇正確的壓力數(shù)值作為采用地層壓力作為采用地層壓力 值，并在成果報告上標記。值，并在成果報告上標記。9.6

3、9.6 審核人審核人依據(jù)測試結(jié)果和動態(tài)情況，依據(jù)測試結(jié)果和動態(tài)情況，判斷解釋結(jié)論和建議是否判斷解釋結(jié)論和建議是否 正確合理正確合理，否則給出修改意見，并返回解釋人進行重新解釋和修，否則給出修改意見，并返回解釋人進行重新解釋和修改，之后再審。改，之后再審。9.7 9.7 經(jīng)審核確認為不合格的解釋資料，由審核人將該井解釋記錄經(jīng)審核確認為不合格的解釋資料，由審核人將該井解釋記錄從待審數(shù)據(jù)庫中刪除，并返回解釋人重新解釋，并重復(fù)從待審數(shù)據(jù)庫中刪除，并返回解釋人重新解釋，并重復(fù)9.1-9.69.1-9.6。9.8 9.8 審核人確定解釋成果與評價報告審核人確定解釋成果與評價報告是否外報是否外報或或復(fù)測驗證

4、復(fù)測驗證。 分析評價本井資料是否嚴格按分析評價本井資料是否嚴格按操作規(guī)程操作規(guī)程錄取，是錄取，是否符合否符合HSEHSE要求。要求。 分析評價選取的分析評價選取的試井解釋模型試井解釋模型是否符合地質(zhì)動靜是否符合地質(zhì)動靜態(tài)情況，資料解釋是否符合繪解規(guī)程。態(tài)情況，資料解釋是否符合繪解規(guī)程。 依據(jù)依據(jù)歷史資料歷史資料對井及油藏的壓力、解釋參數(shù)的變對井及油藏的壓力、解釋參數(shù)的變化情況作出分析評價?；闆r作出分析評價。 根據(jù)該井所在井網(wǎng)或區(qū)塊的壓力情況對該井的根據(jù)該井所在井網(wǎng)或區(qū)塊的壓力情況對該井的壓壓力力資料進行分析評價。資料進行分析評價。 依據(jù)解釋參數(shù)對依據(jù)解釋參數(shù)對井及油藏特性井及油藏特性作出分析

5、評價。作出分析評價。資料的分析評價資料的分析評價異常資料的初步分析和判斷異常資料的初步分析和判斷詳述資料異常的情況，明確指出詳述資料異常的情況，明確指出異常類型異常類型( (壓力異?；蚯€異常壓力異?；蚯€異常) )原始原始測壓資料測壓資料了解現(xiàn)場施工全部情況，排除人為因素了解現(xiàn)場施工全部情況，排除人為因素現(xiàn)場寫實報告、跟井現(xiàn)場寫實報告、跟井根據(jù)根據(jù)儀器儀器在測試前后的校驗結(jié)果，對儀器作出評價在測試前后的校驗結(jié)果，對儀器作出評價儀器檢驗書、追溯儀器檢驗書、追溯5 5口井口井鄰井鄰井在本井測試期間的動態(tài)情況在本井測試期間的動態(tài)情況井位圖、井史、連通圖（柵狀圖）井位圖、井史、連通圖（柵狀圖）給出此

6、次測試與上次測試期間給出此次測試與上次測試期間本井本井及其鄰井生產(chǎn)動態(tài)情況及其鄰井生產(chǎn)動態(tài)情況示功圖、油示功圖、油田動態(tài)監(jiān)測資料（動液面、流壓）、施工總結(jié)、井史田動態(tài)監(jiān)測資料（動液面、流壓）、施工總結(jié)、井史從現(xiàn)場測試（從現(xiàn)場測試（工藝工藝）、設(shè)備、儀器儀表、生產(chǎn)及地質(zhì)動靜態(tài)等方面對異常）、設(shè)備、儀器儀表、生產(chǎn)及地質(zhì)動靜態(tài)等方面對異常情況進行綜合分析評價。情況進行綜合分析評價。提供的結(jié)論及建議提供的結(jié)論及建議綜合分析評價情況給出總結(jié)性結(jié)論，如井壁完善情況、綜合分析評價情況給出總結(jié)性結(jié)論，如井壁完善情況、流體滲流能力、壓力水平、邊界狀況、油藏特性等。流體滲流能力、壓力水平、邊界狀況、油藏特性等。提

7、出生產(chǎn)調(diào)整及措施方面的建議。提出生產(chǎn)調(diào)整及措施方面的建議。依據(jù)異常資料分析情況給出措施辦法及建議。依據(jù)異常資料分析情況給出措施辦法及建議。一、審核實例l歷次資料對比進行油井生產(chǎn)狀況評估l邊界反映識別l根據(jù)異常曲線判斷注采關(guān)系l模型識別與判斷l(xiāng)壓力異常井分析l復(fù)測驗證井序序號序序號井井號井井號測試日期測試日期問題描述問題描述原因及解決方案原因及解決方案1 1貝貝12-B53-5812-B53-582011.4.172011.4.17壓力迅速上升壓力迅速上升2.42MPa2.42MPa鄰井轉(zhuǎn)注，拓展試井模型鄰井轉(zhuǎn)注，拓展試井模型2 2希希50-5250-522011.4.232011.4.23壓力

8、上升壓力上升5.67MPa5.67MPa主產(chǎn)層水量突增主產(chǎn)層水量突增3 3烏烏128-101128-1012011.4.152011.4.15壓力下降壓力下降5.73MPa5.73MPa水井注入量低、調(diào)參水井注入量低、調(diào)參4 4烏烏118-93118-932011.5.302011.5.30壓力下降壓力下降1.68MPa1.68MPa彈性開采彈性開采5 5貝貝28-X67-6128-X67-612011.4.282011.4.28異常降落異常降落抽油桿斷脫抽油桿斷脫6 6貝貝62-5462-542011.5.212011.5.21流壓高且不平穩(wěn)流壓高且不平穩(wěn)泵漏泵漏7 7貝貝52-5252-5

9、22011.5.212011.5.21異常降落異常降落泵況不穩(wěn)定，摻水開發(fā)泵況不穩(wěn)定，摻水開發(fā)8 8希希35-5735-572011.7.42011.7.4曲線呈多段恢復(fù)曲線呈多段恢復(fù)泵漏泵漏9 9希希43-5943-592011.7.12011.7.1曲線呈多段恢復(fù)曲線呈多段恢復(fù)井況異常井況異常1010貝貝14-X68-5214-X68-522011.7.42011.7.4曲線呈一條直線曲線呈一條直線嚴重供液不足嚴重供液不足1111希希61-5761-572011.7.42011.7.4流壓低、兩段恢復(fù)流壓低、兩段恢復(fù)供液不足，儀器未沒液供液不足，儀器未沒液1212蘇蘇301-54-5230

10、1-54-522011.4.162011.4.16曲線早期呈兩段恢復(fù)曲線早期呈兩段恢復(fù)相態(tài)影響相態(tài)影響1313蘇蘇66-6866-682011.4.12011.4.1流壓降低、表皮增大流壓降低、表皮增大井壁污染、待酸化井壁污染、待酸化1414貝貝14-B56-7014-B56-702011.8.252011.8.25曲線呈兩段降落曲線呈兩段降落近井存在高滲流通道近井存在高滲流通道1515T19-260-t204T19-260-t2042011.5.42011.5.4曲線亂曲線亂地層出氣地層出氣1616德德102-228102-2282011.10.192011.10.19曲線形態(tài)發(fā)生變化曲線形

11、態(tài)發(fā)生變化主產(chǎn)層變化主產(chǎn)層變化1717蘇蘇301-38-48301-38-482011.5.112011.5.11雙對數(shù)及導(dǎo)數(shù)線閉合雙對數(shù)及導(dǎo)數(shù)線閉合復(fù)合邊界較近，關(guān)注產(chǎn)能復(fù)合邊界較近，關(guān)注產(chǎn)能1818貝貝12-B55-6212-B55-622010.12.62010.12.6曲線呈三段恢復(fù)曲線呈三段恢復(fù)鄰井干擾鄰井干擾 ( (纏井口纏井口) )1919貝貝38-5838-582011.5.82011.5.8曲線波動曲線波動鄰井干擾鄰井干擾2020蘇蘇301-46-48301-46-482011.4.72011.4.7曲線波動曲線波動鄰井干擾鄰井干擾利用試井歷年資料對比評估油井生產(chǎn)狀況利用試井

12、歷年資料對比評估油井生產(chǎn)狀況 10-310-210-1100101102tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12007-08-2810-210-1100101102103104tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12008-03-1910-310-210-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101102PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12008-09-0210-310-210-1100101102tD /CD10-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12009-03-071

13、 12 23 34 4貝貝54-5454-54井（井（20102010年測壓情況）年測壓情況）5 5序號序號測試日期測試日期產(chǎn)液量產(chǎn)液量t/dt/d含水含水% %1 12007.8.282007.8.287.77.716162 22008.3.192008.3.198.68.615153 32008.9.22008.9.27.237.2310104 42009.5.72009.5.75.15.110105 52010.4.72010.4.74.154.1511116 62010.10.222010.10.223.013.0110.210.210-210-1100101102103tD /CD1

14、0-310-210-1100101PD,PD雙 對 數(shù) 分 析 圖解 釋 段 12010-10-226 66 6經(jīng)核實：儲層間歇出油經(jīng)核實：儲層間歇出油貝貝54-5454-54井井 證實：該井存在供液不足問題5 5貝貝56-5856-58井是海塔盆地貝井是海塔盆地貝301301水驅(qū)示范區(qū)一口生產(chǎn)井。水驅(qū)示范區(qū)一口生產(chǎn)井。開采層位：南屯組開采層位：南屯組N21-13N21-13，油層為中孔低滲油藏、強水，油層為中孔低滲油藏、強水敏砂礫巖儲層，儲層非均質(zhì)性強。敏砂礫巖儲層，儲層非均質(zhì)性強。 截止到目前，該井先后經(jīng)過截止到目前，該井先后經(jīng)過9 9次偏心靜壓測試。次偏心靜壓測試。20082008年年3

15、 3月、月、20102010年年9 9月進行過兩次壓裂措施改造。月進行過兩次壓裂措施改造。綜合分析識別邊界反映綜合分析識別邊界反映貝貝56-58井井位圖井井位圖 貝貝56-58井基本情況井基本情況貝貝56-58井歷年測試雙對數(shù)曲線圖井歷年測試雙對數(shù)曲線圖 10-210-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12006-03-2110-210-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12007-08-2810-210-1100101102103tD /CD10-310-2

16、10-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段1 2008-05-2810-210-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12008-10-1310-210-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段1 2009-03-0810-210-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段1 2009-10-0910-310-210-1100101102tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析

17、圖解釋段12010-11-1210-1100101102103tD /CD10-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12011-05-2110-310-210-1100101102103tD /CD10-410-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12012-04-24貝貝56-5856-58井歷次測試情況井歷次測試情況 測試時間測試時間產(chǎn)液產(chǎn)液（t/dt/d）含水含水（% %）關(guān)井關(guān)井時間時間（h h）滲透率滲透率(10(10-3-3mm2 2) )流動系數(shù)流動系數(shù)(10(10-3-3mm2 2. .m/mPa.m/mPa.s)s)表皮系數(shù)表皮系數(shù)流壓流壓

18、( (MPaMPa) )末點末點壓力壓力( (MPaMPa) )200603212006032110.0010.0017.017.0135.74135.744.4174.41763.263.24.6304.6301.4511.4515.7865.786200708282007082810.4010.4030.030.0119.94119.942.7642.76434.534.52.5082.5081.2221.2226.6516.651200805282008052820.1220.1247.047.0122.31122.313.5703.57044.644.6-1.44-1.442.0552

19、.0556.7946.794200810132008101313.9313.9331.031.0137.04137.043.6983.69846.246.20.8200.8201.5231.5236.3566.356200903082009030810.2010.2042.042.0119.88119.883.0363.03637.937.91.8511.8511.4261.4266.4126.41220091009200910098.008.0039.039.0118.97118.972.6732.67333.433.43.1723.1721.2581.2585.9025.902201011

20、122010111218.8018.8060.960.9112.23112.232.4922.49233.933.9-2.03-2.031.6731.6736.3456.345201105212011052110.6210.6262.062.0119.01119.011.4321.43219.4719.47-1.01-1.011.3871.3876.9916.99120120424201204248.008.0052.052.0148.97148.971.2531.25317.0417.040.7930.7931.4931.4938.184 8.184 貝貝56-5856-58產(chǎn)液剖面成果圖產(chǎn)

21、液剖面成果圖 該井產(chǎn)出剖面成果顯示：該井的主產(chǎn)層為該井產(chǎn)出剖面成果顯示：該井的主產(chǎn)層為N213N213層層，次產(chǎn)層，次產(chǎn)層為為N212N2121 1層層，射孔通知單及該井的油水井柵狀圖也證實了，射孔通知單及該井的油水井柵狀圖也證實了這一點。這一點。 N213N213層沉積相帶圖層沉積相帶圖 N212N2121 1層沉積相帶圖層沉積相帶圖 主產(chǎn)層沉積相帶圖顯示：該井正處于斷層之上主產(chǎn)層沉積相帶圖顯示：該井正處于斷層之上 N213N213層沉積相帶圖顯示為主河道砂，層沉積相帶圖顯示為主河道砂，N212N2121 1層沉積相帶圖層沉積相帶圖顯示近井附近還存在水下分流間顯示近井附近還存在水下分流間 ，

22、即巖性變差區(qū)。，即巖性變差區(qū)。 水井貝水井貝56-5656-56與貝與貝56-5856-58同在主河道砂上，連通狀況良好。同在主河道砂上，連通狀況良好。貝貝56-58井歷年測試雙對數(shù)曲線圖井歷年測試雙對數(shù)曲線圖 10-210-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12006-03-2110-210-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12007-08-2810-210-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解

23、釋段1 2008-05-2810-210-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12008-10-1310-210-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段1 2009-03-0810-210-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段1 2009-10-0910-310-210-1100101102tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12010-11-1210-1100

24、101102103tD /CD10-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12011-05-2110-310-210-1100101102103tD /CD10-410-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12012-04-24原因分析原因分析1.1. 貝貝56-5856-58井歷次測壓的導(dǎo)數(shù)曲線后期上翹井歷次測壓的導(dǎo)數(shù)曲線后期上翹是由于是由于巖性變化巖性變化或或斷層斷層的影響。的影響。2.2. 幾次測試曲線的不同和參數(shù)的變化幾次測試曲線的不同和參數(shù)的變化 兩次壓裂前后測試資料對比兩次壓裂前后測試資料對比 本井本井20082008年年3 3月第一次壓裂，月第一

25、次壓裂，20102010年年9 9月第二次壓裂，兩次壓月第二次壓裂，兩次壓裂前后的試井資料對比：裂前后的試井資料對比：壓裂后雙對數(shù)曲線上翹拐點時間提壓裂后雙對數(shù)曲線上翹拐點時間提前，說明探測半徑擴大前，說明探測半徑擴大。貝貝56-58井歷次測試情況井歷次測試情況 測試時間測試時間產(chǎn)液產(chǎn)液（t/dt/d）含水含水（% %）關(guān)井關(guān)井時間時間（h h）滲透率滲透率(10(10-3-3mm2 2) )流動系數(shù)流動系數(shù)(10(10-3-3mm2 2. .m/mPa.m/mPa.s)s)表皮系數(shù)表皮系數(shù)流壓流壓( (MPaMPa) )末點末點壓力壓力( (MPaMPa) )2006032120060321

26、10.0010.0017.017.0135.74135.744.4174.41763.263.24.6304.6301.4511.4515.7865.786200708282007082810.4010.4030.030.0119.94119.942.7642.76434.534.52.5082.5081.2221.2226.6516.651200805282008052820.1220.1247.047.0122.31122.313.5703.57044.644.6-1.44-1.442.0552.0556.7946.794200810132008101313.9313.9331.031.0

27、137.04137.043.6983.69846.246.20.8200.8201.5231.5236.3566.356200903082009030810.2010.2042.042.0119.88119.883.0363.03637.937.91.8511.8511.4261.4266.4126.41220091009200910098.008.0039.039.0118.97118.972.6732.67333.433.43.1723.1721.2581.2585.9025.902201011122010111218.8018.8060.960.9112.23112.232.4922.4

28、9233.933.9-2.03-2.031.6731.6736.3456.345201105212011052110.6210.6262.062.0119.01119.011.4321.43219.4719.47-1.01-1.011.3871.3876.9916.99120120424201204248.008.0052.052.0148.97148.971.2531.25317.0417.040.7930.7931.4931.4938.184 8.184 20082008年年3 3月壓裂月壓裂 20102010年年9 9月壓裂月壓裂 10-310-210-1100101102tD /CD1

29、0-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12010-11-1210-1100101102103tD /CD10-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12011-05-2110-310-210-1100101102103tD /CD10-410-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12012-04-24 壓裂后曲線形態(tài)的變化說明：曲線的后期上翹由于壓裂后曲線形態(tài)的變化說明：曲線的后期上翹由于巖性變化巖性變化和和斷層斷層的共同影響。曲線先反映的是主產(chǎn)層斷層的影響，之的共同影響。曲線先反映的是主產(chǎn)層斷層的影響，之后反映出次產(chǎn)層巖性變差區(qū)域的影

30、響。后反映出次產(chǎn)層巖性變差區(qū)域的影響。 壓裂使得近井地帶儲層條件得到改善，早期出現(xiàn)線性流。從壓裂使得近井地帶儲層條件得到改善，早期出現(xiàn)線性流。從而消除了巖性的影響，曲線上翹不那么嚴重。而消除了巖性的影響，曲線上翹不那么嚴重。10-210-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12008-10-13綜合分析認為綜合分析認為貝56-58井在測試時間內(nèi)均測得了邊界反映，該邊界反映是由小的滲透性差的巖性變化區(qū)域和斷層的共同影響。導(dǎo)數(shù)曲線迅速上翹而后又迅速下吊說明在壓力波碰到巖性邊界后立刻有充足的能量補給。對于這種情況現(xiàn)有解釋方法無法進行滿

31、意的擬合，以期借助今后的數(shù)值試井技術(shù)得到合理的解釋。 10-210-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12010-04-2710-210-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101102PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12008-05-2810-210-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101102PD,PD雙 對 數(shù) 分 析 圖解 釋 段 12008-10-1510-210-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101102PD,PD

32、雙對數(shù)分析圖解釋段12009-03-0710-210-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101102PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12009-10-0810-210-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12010-11-05異常資料判斷注采關(guān)系異常資料判斷注采關(guān)系9.265MPa 早期迅速下降早期迅速下降早期迅速上升早期迅速上升10-510-410-310-210-1100101tD /CD10-510-410-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12007-12-0110-

33、310-210-1100101102tD /CD10-410-310-210-1100101102PD,PD雙 對 數(shù) 分 析 圖解 釋 段 12008-05-2310-310-210-1100101tD /CD10-410-310-210-1100101PD,PD雙 對 數(shù) 分 析 圖解 釋 段 12008-10-1310-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12010-04-27 10-1100101102103tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙 對 數(shù) 分 析 圖解 釋 段 12010-04-27

34、10-410-310-210-1100101tD /CD10-410-310-210-1100101PD,PD雙 對 數(shù) 分 析 圖解 釋 段 12010-04-13貝貝52-5052-50井井貝貝52-5252-52井井貝52-52貝52-50貝貝14-B55-6914-B55-69井測試資料分析井測試資料分析關(guān)、開井后溫度的突升，說明此時有熱源補給，關(guān)、開井后溫度的突升，說明此時有熱源補給，該通道既高滲同時高壓。該通道既高滲同時高壓。貝貝14-B55-6914-B55-69井井20092009年年5 5月月2626日注入剖面解釋成果日注入剖面解釋成果 井溫井溫負異常負異常 1.8h 1.8

35、h 19.042MPa19.042MPa貝14-B55-69井組開采曲線注水受效階段注水突進階段彈性開采階段2008年2月份2009年11月份貝貝14-B55-6914-B55-69井組分析井組分析自貝自貝14-B55-69井井2005年投產(chǎn)以來，到注水方案調(diào)整期間，只有年投產(chǎn)以來，到注水方案調(diào)整期間，只有貝貝14-B57-68井受效，井受效，井井組中其他兩口油井貝組中其他兩口油井貝14-B56-70、貝、貝14-B55-67未見到受效跡象。未見到受效跡象?？闯觯贺惪闯觯贺?4-B55-69井一定井一定存在著無效水循環(huán)。存在著無效水循環(huán)。17752058.9191940401919707019

36、192020181858581969.68 82 22048貝貝14-B55-6914-B55-69井測試資料追蹤井測試資料追蹤2010年年10月月12日原始測壓曲線日原始測壓曲線 貝貝14-B55-6914-B55-69井井20102010年年4 4月月2020日注入剖面解釋成果日注入剖面解釋成果 井溫負異井溫負異常消失常消失1 0-11 001 011 021 031 041 05tD / CD1 0-41 0-31 0-21 0-11 001 011 02PD,PD雙 對 數(shù) 分 析 圖 解 釋 段 1 2 0 1 0 - 1 0 - 2 7貝貝14-B55-6914-B55-69井測試

37、資料追蹤分析井測試資料追蹤分析10-310-210-1100101102tD /CD10-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12009-10-27德德102-228102-228井歷次測壓雙對數(shù)分析圖井歷次測壓雙對數(shù)分析圖 德德102-228102-228井六次偏心壓力測試曲井六次偏心壓力測試曲線形態(tài)均相似，都選取均質(zhì)完全線形態(tài)均相似，都選取均質(zhì)完全復(fù)合模型進行解釋，但復(fù)合邊界復(fù)合模型進行解釋，但復(fù)合邊界距離有變化，大致呈推進狀態(tài)。距離有變化，大致呈推進狀態(tài)。 德德102-228102-228井是海塔盆地蘇德爾特油田興安嶺群油層貝井是海塔盆地蘇德爾特油田興安嶺群油層貝1

38、616斷塊的一口斷塊的一口生產(chǎn)井。生產(chǎn)井。 該井該井20042004年年1111月月5 5日投產(chǎn)，投產(chǎn)后該井只在日投產(chǎn)，投產(chǎn)后該井只在20062006年進行過壓裂改造，年進行過壓裂改造，先后經(jīng)過六次偏心靜壓測試。先后經(jīng)過六次偏心靜壓測試。 井位圖反映該井旁邊有一個斷層，但是離該井的位置比較遠。井位圖反映該井旁邊有一個斷層，但是離該井的位置比較遠。德德102-228102-228井基本概況井基本概況1 1、 從產(chǎn)出剖面解釋成果分析主產(chǎn)層從產(chǎn)出剖面解釋成果分析主產(chǎn)層2009.4.5產(chǎn)出剖面圖 2010.4.16產(chǎn)出圖 2010.9.25產(chǎn)出剖面圖 主產(chǎn)層40， 主產(chǎn)層40， 主產(chǎn)層 次產(chǎn)層11 次

39、產(chǎn)層25 次產(chǎn)層38 2 2、從小層油砂體圖分析巖性情況、從小層油砂體圖分析巖性情況 興安嶺群25小層砂體圖 興安嶺群38小層砂體 興安嶺群33小層砂體圖 興安嶺群40小層砂體圖 分別將歷年來分別將歷年來的主、次產(chǎn)層的主、次產(chǎn)層4040、3333、3838、2525等等的小層油砂體的小層油砂體圖進行分析，圖進行分析，確認：德確認：德102-102-228228井所處儲層井所處儲層的巖性非常均的巖性非常均勻，未見巖性勻，未見巖性變化區(qū)域。變化區(qū)域。3 3、從連通水井進行水驅(qū)效果分析、從連通水井進行水驅(qū)效果分析 從井組柵狀圖分析，與德從井組柵狀圖分析，與德102-228102-228井連通的有兩口

40、水井：德井連通的有兩口水井：德103-226103-226和德和德104-229104-229。德。德104-229104-229井井20082008年年8 8月重配后加強注水，在德月重配后加強注水，在德102-228102-228井井20102010年年1111月測試期間注水情況較穩(wěn)定。德月測試期間注水情況較穩(wěn)定。德103-226103-226井井20102010年年6 6月以后吸水能力開始有明月以后吸水能力開始有明顯下降，直至顯下降，直至20102010年年1111月。月。綜合上述分析：德綜合上述分析：德102-228102-228井井20102010年年1111月月8 8日的測試曲線上翹

41、應(yīng)該是流體復(fù)合日的測試曲線上翹應(yīng)該是流體復(fù)合邊界所致。邊界所致。 連通水井德103-226井組 連通水井德104-229井組 4 4、從歷年試井資料分析水驅(qū)前緣推進情況、從歷年試井資料分析水驅(qū)前緣推進情況測試測試時間時間日日產(chǎn)產(chǎn) 液液（t） 綜合綜合含水含水（%） 關(guān)井關(guān)井時間時間（h） 滲透率滲透率(10-3m2) 流動系流動系數(shù)數(shù)(10-3m2.m/mPa.s) 表皮表皮系數(shù)系數(shù) 流壓流壓（MPa） 地層地層壓力壓力（MPa）復(fù)合邊復(fù)合邊界距離界距離（m）2008.46.3933.3247.62.14624.421-3.742.4184.1128.262008.85.4031241.41.

42、89618.971-3.882.2393.7129.442009.33.6878.4189.91.12911.266-3.911.7813.2919.622009.104.3940.5239.81.83318.299-3.582.1443.5922.652010.41.9146.9240.51.55915.500-2.392.0503.3113.802010.114.010.4236.71.772517.69-3.882.123.3233.53 德德102-228102-228井歷次測試雙對數(shù)解釋結(jié)果井歷次測試雙對數(shù)解釋結(jié)果德德102-228102-228井歷次測試含水情況同復(fù)合邊界距離關(guān)系圖

43、井歷次測試含水情況同復(fù)合邊界距離關(guān)系圖 綜合分析認為綜合分析認為德110-228井測試層段屬于中滲透砂礫巖，在測試時間內(nèi)均測得了邊界反映，該邊界反映是由流體變化所致。從歷次試井資料分析，確定了水驅(qū)前緣的推進情況。借用此種分析方法可以對今后的油田開發(fā)起到積極的推進作用。 德102-228井2011年10月19日進行壓力恢復(fù)測試，該井本次壓力恢復(fù)資料雙對數(shù)曲線與以前有明顯不同，壓力恢復(fù)曲線呈現(xiàn)不規(guī)則變化，變化速率不一致。 10-310-210-1100101102tD /CD10-410-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12011-07-0210-310-210-1100

44、101102103tD /CD10-510-410-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12011-10-19德104-229井2009.8.28注入剖面德104-229井2011.8.12注入剖面 經(jīng)核實：兩口水井德103-226和德104-229。德102-228井2010年9月25日產(chǎn)出剖面測井資料表明主產(chǎn)層為 X38 ，2011年8月5日產(chǎn)出剖面測井資料表明主產(chǎn)層變?yōu)閄25。與該井連通的水井德104-229井2011年3月進行細分調(diào)整，主要吸水層由X27變?yōu)閄47。綜合分析認為該井本次測壓可能是由于產(chǎn)層之間差異大、主產(chǎn)層發(fā)生變化導(dǎo)致壓力恢復(fù)曲線與前次相比發(fā)生較大變

45、化；由于壓力恢復(fù)測試反映的是合層的信息，該井產(chǎn)層間的差異較大，致使壓力恢復(fù)曲線恢復(fù)速率不同。圓形封閉圓形封閉 圓形封閉圓形封閉 三條三條U形封閉邊界形封閉邊界 10-310-210-1100101102103tD /CD10-410-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12011-08-19塔塔19-264-t16619-264-t166井基本情況井基本情況T19-264-t166T19-264-t166井是塔木察格油田塔井是塔木察格油田塔19-3419-34區(qū)塊區(qū)塊的一口生產(chǎn)井。的一口生產(chǎn)井。截止到目前，該井先后經(jīng)過截止到目前，該井先后經(jīng)過4 4次偏心靜壓測試次偏心靜壓

46、測試測試曲線形態(tài)發(fā)生變化，真實地記錄了塔木察格油測試曲線形態(tài)發(fā)生變化，真實地記錄了塔木察格油田的開發(fā)情況。田的開發(fā)情況。1. 1. 測試井所在區(qū)域油藏沉積特征測試井所在區(qū)域油藏沉積特征該井四周均有斷層，三條該井四周均有斷層，三條斷裂帶緊靠主力生油凹陷斷裂帶緊靠主力生油凹陷中心，且周圍破碎斷裂帶中心，且周圍破碎斷裂帶比較發(fā)育，比較發(fā)育， “ “破碎破碎”斷斷帶零星分布。帶零星分布。該斷塊沒有注水井，在該斷塊沒有注水井，在T19-264-t166T19-264-t166井周圍有井周圍有T19-266-t167T19-266-t167一口油井。一口油井。于于 20102010年年1212月轉(zhuǎn)注。月轉(zhuǎn)

47、注。基本概況及油藏沉積特征基本概況及油藏沉積特征本案本案 2. 2. 測試井基本情況測試井基本情況 T19-264-t166T19-264-t166井于井于20082008年年9 9月月1414日投產(chǎn)，開采層位為銅缽廟日投產(chǎn)，開采層位為銅缽廟油組，油組，射孔井段為射孔井段為1720.4m-1776.2m1720.4m-1776.2m，射開砂巖厚度，射開砂巖厚度42.6m42.6m，有效厚度，有效厚度41.4m41.4m，原，原始地層壓力為始地層壓力為16.28MPa16.28MPa。23.04.4 日產(chǎn)液(t)12.04.36地層壓力(MPa)13.611.66投產(chǎn)初期 2009.102010

48、.10 2011.8 投產(chǎn)初期2009.62009.10 7.95.56.775.49T19-264-t166T19-264-t166井四次測試解釋成果對比井四次測試解釋成果對比測試測試時間時間試井試井模型模型關(guān)井關(guān)井時間時間h h產(chǎn)液產(chǎn)液t/dt/d滲透率滲透率1010-3-3mm2 2流動系數(shù)流動系數(shù)1010-3-3mm2 2.m/mP.m/mPa.sa.s表皮表皮系數(shù)系數(shù)地層地層壓力壓力MPaMPa邊界邊界距離距離m m斷層斷層邊界邊界距離距離1 1m m斷層斷層邊界邊界距離距離2 2m m斷層斷層邊界邊界距離距離3 3m m2009.62009.6均質(zhì)均質(zhì)圓形封閉圓形封閉邊界邊界160

49、1607.97.91.5131.5130.0130.013-1.67-1.676.776.7749.649.6 / / / / / /2009.112009.11均質(zhì)均質(zhì)圓形封閉圓形封閉邊界邊界1831835.55.51.0311.0310.0090.009-1.48-1.485.495.4944.944.9 / / / / / /2010.102010.10均質(zhì)三均質(zhì)三條條U U形封形封閉邊界閉邊界1671674.44.41.2621.2620.0110.011-2.25-2.254.364.3634.134.134.734.730.230.22011.82011.8均質(zhì)均質(zhì)半無限大半無限大

50、定壓邊界定壓邊界16916923.023.04.6644.6640.0410.0410.7440.74411.6611.6657.4957.49 / / / / / /3 3、測試資料變化原因分析、測試資料變化原因分析20092009年資料分析年資料分析？邊水、底水影響？邊水、底水影響？全封閉邊界影響？全封閉邊界影響？能量不足？能量不足T19-264-t166T19-264-t166井井20092009年年6 6月產(chǎn)液狀況月產(chǎn)液狀況T19-264-t166T19-264-t166井井20092009年年1010月產(chǎn)液狀況月產(chǎn)液狀況 20092009年年T19-264-t166T19-264-t

51、166井的主產(chǎn)層為井的主產(chǎn)層為t22t22和和t27t27層，占全井層，占全井產(chǎn)液量的產(chǎn)液量的50%50%以上以上 。t22小層沉積微相平面圖 t27小層沉積微相平面圖 該井四周均有斷層，三條斷裂帶緊靠主力生油凹陷中心，且周圍破碎斷裂帶比較發(fā)育該斷塊2009年沒有注水井，處于彈性開采階段TII22層主河道被一斷層所遮擋，為次河道-河間-次河道連通類型TII27層為油層-干層連通類型，周圍干層較發(fā)育封閉邊界是斷層和干層綜合作用的結(jié)果。產(chǎn)量及壓力明顯下降說明該斷塊地層能量虧空嚴重，且周圍沒有注水井補充能量。儲層狀況分析儲層狀況分析20102010年資料分析年資料分析？半封閉邊界的影響t22小層沉積

52、微相平面圖 t27小層沉積微相平面圖 2010年曲線由下掉變?yōu)樯下N，顯示三條邊界類型，說明與斷層作用相當(dāng)?shù)母蓪拥挠绊懶Ч饾u減弱直至消失，由此判斷TII27層由于長期彈性開采，地層能量虧空，已不再是主產(chǎn)層，而TII22層由于兩邊同時開采，滲流通道越來越通暢，所以曲線形態(tài)顯示地層邊界由全封閉變?yōu)槿龡l封閉邊界。儲層狀況分析儲層狀況分析T19-264-t166T19-264-t166井井2011.6.122011.6.12產(chǎn)液剖面產(chǎn)液剖面生產(chǎn)生產(chǎn)日期日期生產(chǎn)生產(chǎn)天數(shù)天數(shù)（d d） 日產(chǎn)日產(chǎn)液量液量（t/dt/d） 日產(chǎn)日產(chǎn)油量油量（t/dt/d） 含水含水% % 20101020101024.424

53、.44.44.44.44.40 020101120101127.227.24.94.94.94.90 020101220101229.329.34.84.84.84.80 020110120110130.430.47 77 70 020110220110219.219.2141414140 020110320110330.830.815.115.115.115.10 020102010年年1212月，地質(zhì)部門將生產(chǎn)井月，地質(zhì)部門將生產(chǎn)井T19-266-t167T19-266-t167轉(zhuǎn)為注水井。轉(zhuǎn)為注水井。T19-266-t167T19-266-t167轉(zhuǎn)注后，轉(zhuǎn)注后，T19-264-t166

54、T19-264-t166井注水明顯受效，日產(chǎn)液井注水明顯受效，日產(chǎn)液量由量由4.4t4.4t上升到上升到15.1t15.1t。周圍連通油井轉(zhuǎn)注后分析注水效果分析周圍連通油井轉(zhuǎn)注后分析注水效果分析從產(chǎn)量和壓力持續(xù)下從產(chǎn)量和壓力持續(xù)下降也說明了地層能量降也說明了地層能量的損耗，該區(qū)塊急需的損耗，該區(qū)塊急需能量補充！能量補充！ 生產(chǎn)生產(chǎn)日期日期生產(chǎn)生產(chǎn)天數(shù)天數(shù)d d 日產(chǎn)日產(chǎn)液量液量t/dt/d 日產(chǎn)日產(chǎn)油量油量t/dt/d 含水含水% % 20101020101024.424.44.44.44.44.40 020101120101127.227.24.94.94.94.90 02010122010

55、1229.329.34.84.84.84.80 020110120110130.430.47 77 70 020110220110219.219.2141414140 020110320110330.830.815.115.115.115.10 020102010年年1212月，地質(zhì)部門將生產(chǎn)井月，地質(zhì)部門將生產(chǎn)井T19-266-t167T19-266-t167轉(zhuǎn)為注水井。轉(zhuǎn)為注水井。T19-266-t167T19-266-t167轉(zhuǎn)注后，轉(zhuǎn)注后，T19-264-t166T19-264-t166井注水明顯受效，日產(chǎn)液井注水明顯受效，日產(chǎn)液量由量由4.4t4.4t上升到上升到15.1t15.1t

56、。 周圍連通油井轉(zhuǎn)注后分析注水效果周圍連通油井轉(zhuǎn)注后分析注水效果20112011年資料分析年資料分析10-310-210-1100101102103tD /CD10-410-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12011-08-19？圓形封閉模型？全封閉邊界影響？全封閉邊界影響？邊水、底水影響？邊水、底水影響4 4、井組油水井生產(chǎn)動態(tài)分析、井組油水井生產(chǎn)動態(tài)分析T19-266-t167T19-266-t167井井2011.9.62011.9.6氧活化測井結(jié)果氧活化測井結(jié)果T19-266-t167T19-266-t167井井2011.10.102011.10.10氧活化測井

57、結(jié)果氧活化測井結(jié)果井組油水井生產(chǎn)動態(tài)分析井組油水井生產(chǎn)動態(tài)分析T19-266-t167T19-266-t167井井2011.9.62011.9.6氧活化測井結(jié)果氧活化測井結(jié)果T19-266-t167T19-266-t167井井2011.10.102011.10.10氧活化測井結(jié)果氧活化測井結(jié)果T27小層重新開始變?yōu)橹饕⑺苄?，并小層重新開始變?yōu)橹饕⑺苄?，并且且T19-266-t167井的注水層位增多，注水效果井的注水層位增多，注水效果良好。良好。井組油水井生產(chǎn)動態(tài)分析井組油水井生產(chǎn)動態(tài)分析T19-266-t167T19-266-t167井井2011.9.62011.9.6氧活化測井結(jié)

58、果氧活化測井結(jié)果T19-266-t167T19-266-t167井井2011.10.102011.10.10氧活化測井結(jié)果氧活化測井結(jié)果T27小層重新開始變?yōu)橹饕⑺苄?，并小層重新開始變?yōu)橹饕⑺苄?，并且且T19-266-t167井的注水層位增多，注水效果井的注水層位增多，注水效果良好。良好。T19-264-t166T19-264-t166井井2011.9.162011.9.16產(chǎn)液剖面結(jié)果產(chǎn)液剖面結(jié)果20112011年資料分析結(jié)論年資料分析結(jié)論10-310-210-1100101102103tD /CD10-410-310-210-1100101PD,PD雙對數(shù)分析圖解釋段12011

59、-08-19！邊水的影響！邊水的影響2011年曲線的下掉，是由于水井T19-266-t167井自2010年12月轉(zhuǎn)注以來，對T19-264-t166井注水的結(jié)果。由于單方向的注水和斷層密布、儲層巖性發(fā)育不連續(xù)的特殊情況，就構(gòu)成了在采出井一個方向上形成壓力的恒定選取半無限大定壓邊界模型。 測試測試 日期日期 試井模型試井模型關(guān)井關(guān)井時間時間（h h） 日產(chǎn)量日產(chǎn)量（t/dt/d） 滲透率滲透率(10(10-3-3mm2)2) 流動系數(shù)流動系數(shù)(10(103 3mm2 2.m/mPa.m/mPa.s)s) 表皮表皮 系數(shù)系數(shù) 地層壓力地層壓力 ( (MPaMPa) )邊界距離邊界距離 (m)(m)

60、2011.8.192011.8.19均質(zhì)半無限大均質(zhì)半無限大定壓邊界定壓邊界16916923.023.04.6644.6640.0410.0410.7440.74411.6611.6657.4957.49綜合分析結(jié)論綜合分析結(jié)論 1. 該井2009年兩次測試曲線下掉，顯示封閉邊界的影響，是由主產(chǎn)層tII27層內(nèi)存在的干層和井周邊斷層綜合作用的結(jié)果；2010年測試曲線上翹，顯示三條封閉邊界，說明tII27層不再是主產(chǎn)層，干層影響消失；2011年測試曲線再次下掉，是由于水井對其注水的結(jié)果，在油井周圍形成了線性復(fù)合區(qū)域，即定壓邊界。 2. 該井的測試過程從一個側(cè)面全面反映了油田開發(fā)的過程。油井在彈性