压力恢复试井资料在沙丘5井区开发中的应用
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内容摘要：
压力恢复试井资料在沙丘5井区开发中的应用
余勇新 宋小彬 王国先 谢建勇
中国石油新疆油田公司准东采油厂,阜康 831511
关键词: 压力恢复试井 渗流类型 储层 措施效果评价
1 压力资料收集情况
收集了油水井投产初期至目前的压力测试资料,油水井197井次,其中有效解释油水井38口,共187井次.其中油井25口,共127井次;水井13口,共60井次.
2 渗流介质的分类依据
2.1 用不稳定试井曲线进行渗流介质分类
根据试井双对数及其导数综合曲线的形状特征,油田的渗流介质类型主要分为三大类,均质孔隙类,双重介质类,裂缝介质类.
Ⅰ,均质孔隙类:在试井曲线上主要表现有两种类型:
1. 有较长续流段,双对数曲线呈喇叭口型,低表皮,较高井储.储层渗透率越低越不容易测出后期径向流直线段,只测出续 流段,造成试井解释的多解性,但它仍然能反映出储层的渗流特征.
2. 有较长续流段,双对数曲线呈叉状,高表皮,较高井储.曲线呈叉状,叉头分开较宽;导数出现峰值后迅速下降,未达到水平线;单对数曲线呈S形.此种类型均质孔隙类渗透率较低,较高井储,高污染.
Ⅱ,双重介质类:流体流动过程大致分为两种情况.
1. 出现两个径向流段的情况:即裂缝径向流段和总系统径向流段.
2. 只出现一段径向流的情况:当油井的S值和C值较大时,有可能续流段掩盖了裂缝径向流段,使裂缝流动尚未进入径向流,就已转入窜流过度段.
Ⅲ,裂缝介质类:从目前看裂缝在油田中占很少部分,其中一部分是由于采取水力压裂或其它措施而形成的无限导流垂直裂缝;极个别的是地层中原生的,形成均匀流的垂直裂缝.
2.2 依据产吸剖面划分渗流介质
对既有试井资料又有产液或吸水剖面的35口井进行了整理,发现试井解释为双重介质或裂缝的井,小层出液(吸水)强度差别较大;若差别越小,在试井曲线上越趋向于均质特征,因此产吸剖面可以作为我们辅助判断储层渗流类型的工具.但剖面资料受近井地带的表皮系数,地层能量影响较大,它能够比较直观的反映近井地带的情况,很难反映整个储层实际情况,我们在划分渗流类型时,在近期无试井资料井的情况下,可参考产吸剖面.
2.3 综合生产动态划分渗流介质
油藏生产动态显示虽不能完全反映地层真实情况,但在总体动态趋势上应是储层渗流介质的外观反映.
微裂缝或双重介质区生产动态普遍显示:初期产能较高,注水井注入压力偏低,注水或边底水的作用强,油井见效早,含水上升较快等;孔隙区表现为:初期产能相对较低,无水采油期长,含水上升较慢等.因此依据生产动态可更清楚的认识单井的储层渗流介质.
3 油田现阶段渗流介质类型分布
综合以上对油田现阶段主要分三个区,而微裂缝仅在个别井上存在且出现在双重介质区,因此本次未单独划出微裂缝区.
双重介质区:主要分布在井区的西北部,西南部及中部个别井,该区油井累积产液量大,见效快,含水上升快,压力保持较好;注水井井口压力普遍较低,该区中11个井组,井口压力小于10MPa的井有10口,平均油压4.72MPa,套压5.2MPa,其中5口井井口压力有下降现象;
低渗区:油井生产基本稳定,含水低,见效较快,压力保持程度中等,主要分布在井区的中部;
特低渗区:主要分布在油藏的边部,油井生产情况较差,产量低,不见效.该区8个井组,注水井井口压力普遍较高,目前井口注入压力大于10MPa的井有7口,平均油压12.6MPa,套压14.0MPa.
4 以曲线形态变化研究储层渗流介质的变化
经过多次各种措施,开采形式明显发生变化,储层介质在平面上分布也有所不同,尤其是在油水井中的压裂,堵水,调剖,防膨增注等措施造成储层中潜在缝张开,注水井井口压力下降,油井含水上升,表现为微裂缝或双重介质特征的井增多.
4.1 油藏的开发引起储层压力,渗流介质类型变化
通过多年注水开采,储层特征已发生较大变化,油井有效渗透率大幅下降,损失率平均为66%,表皮和井储效应影响变小.原因有:
1)长期注水开采导致储层中流体相态分布发生变化,随着含水饱和度的增加,水相渗透性增加,油相渗透性变差.
2)地层水敏性及注入水对储层污染在一定程度上也降低了渗透性.
此外注水开发也是导致渗流介质类型变化的因素之一.从目前的压裂情况看地层破裂压力最小为46.5MPa,最大为30.5MPa,平均地层破裂压力在36.0MPa左右,而注水井井口注入压力大于10.0MPa的就有18井层,占全井层的34.0%,而地层长期处于高压力,高强度注水或注水波动时,都可能造成一些天然的微裂缝,隐裂缝张开.部分注水井测试反映出裂缝无限导流特征,说明较强的注入压力使得天然微小裂缝发生变化,形成了高导流通道,注水之前油藏是均质模型特征,注水之后储层为双重介质模型.
4.2 长期注水导致储层特征不断改变化
通过注水井初期与目前可对比的20口水井复压测试资料分析得出水驱特征的变化:
1)注水井地层渗透性增强:有效渗透率由0.5×10-3μm2增加到目前的1.77×10-3μm2,说明通过增注和分注措施,随着注入压力的提高,地层吸水能力增强.
2)注水波及范围扩大:内区半径(Lrad)由15.8m增大到37.1m,反映了水驱前沿的不断推进以及波及系数的增加.
3)外区(油区)流度加大:在内区流度不变的情况下,外区流度由1.317增加1.5,加大了流体的导流能力.
5 应用不稳定试井优化各种措施及效果评价
5.1 调剖,堵水效果分析
对于堵水和调剖效果较好的井,调堵见效后其模型特征由堵水前高导流特征变化为均质模型特征,有效渗透率降低,高渗通道得到了有效封堵,改善层间矛盾.
5.2 油井压裂效果分析
压裂措施后其测试特征都有变化,或具有裂缝无限导流特征或具有双重介质特征,渗透率(K)都有所增大,表皮系数减小.
表 1 典型井压裂效果评价与分析
井号
措施
类别
措施前
措施后
日增油
水平
(t/d)
K
(10-3μm2)
S
模型特征
K
(10-3μm2)
S
模型特征
Q243
压
0.8694
7.9
特低渗均质
4.5873
-3.77
双重介质
13.4
Q242
压
3.979
20
低渗均质
4.6249
-3.56
双重介质
7.8
5.3 采取压裂增产措施使储层复杂化
水力压裂前测试资料多数显示该井区储层为低渗均质油藏特征.压后该井井筒储集效应过渡到线性流或双线性流阶段,而拟径向流阶段出现情况并不多见.
对于压裂见效井,其解释模型由压裂前的低渗,高井储均质模型变化为高导流系数,低井储效应的裂缝有限导流模型,有效渗透率大幅提高,个别井甚至表现为裂缝无限导流特征.
压裂增产措施改变储层介质的有5口井,占储层介质发生改变井62.5%.
6 用不稳定试井资料评价油藏污染程度
防膨对储层渗流性质也有影响.部分水井在实施完防膨措施后出现了注水压力下降,视吸水指数增加的状况,从挤入速度和强度分析,也应是微缝张开造成.如Q243在2000年11月进行了二次防膨,注防膨挤180m3,用时9h,日挤速高达480m3/d,远远大于正常注水速度,井口压力从9.5MPa下降到5.7MPa,视吸水指数从4.7m3/MPa上升到7.8m3/MPa,防膨之前2000年9月吸水剖面测试,两层吸水强度相差不大,下层2.61m3/d.m,上层1.61m3/d.m,10月,压力测试曲线油藏模型为双重介质,之后2001年5月测试,两层吸水强度相差较大,下层3.08 m3/d.m,上层0.34 m3/d.m,油藏模型变为有限导流垂直裂缝.
7 用不稳定试井曲线形态特征判断地层边界
边界对曲线形状的影响是很复杂的,但主要影响曲线的晚期或后期的形状.
如Q230井,其压力导数下降很快,这就反映了在该井附近一定存在由边水,底水,注入水,不封闭断层或气顶形成的定压边界.根据动态分析,该井附近确实存在一条不封闭断层,这条断层的存在及不封闭性在Q240井复压测试曲线上也得到了证实.
8 结 论
(1)不稳定试井资料是认识储层渗流介质的重要依据,大量的生产动态资料为我们准确判断储层渗流介质类型提供了佐证.
(2)油田经过多年的注水开发后,油田储层渗流特征和初期相比已经发生了变化.
(3)油田的增油措施应采取分层分区实施办法,不同的渗流介质类型采取相应的措施.
(4)加强措施井前后的复压测试和解释工作,用于正确认识储层和评价措施效果,指导生产,为下一步措施提供依据和突破点.
参考文献
〔1〕 中国油气井测试资料解释范例.第一版.北京:石油工业出版社,1994.
作者简介 余勇新,男,41岁,工程师,新疆油田分公司准东采油厂,石油地质.地址:新疆阜康石油基地准东采油厂火烧山作业区,邮编831511, E-mail: yuyx1@petrochina.com.cn
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