謝 晶，羅 沛，楊 云，柴小穎，楊會(huì)潔，陳芳芳，張凱利.

(1.重慶科技學(xué)院石油與天然氣工程學(xué)院，重慶 401331；2.中國(guó)石油青海油田公司勘探開發(fā)研究院，甘肅敦煌 736202)

試井資料解釋存在多解性，張文昌[1]、陳國(guó)榮[2]和高紹琨[3]等分析探討了導(dǎo)致試井資料異常及存在多解性的諸多原因。水驅(qū)氣藏試井資料特征更為復(fù)雜，導(dǎo)致模型診斷困難，多解性強(qiáng)，可定量解釋率低[4]。Fiar[5]和Hegeman[6]建立了考慮井筒氣液分離和變井儲(chǔ)等內(nèi)邊界模型，通過引入一個(gè)井底壓力的修正量，解決了試井過程中井筒儲(chǔ)容系數(shù)由大變小或由小變大的問題。Fiar于1992年研究了井筒流體溫度和速率變化對(duì)不穩(wěn)定壓力特征的影響，建立了綜合考慮井筒動(dòng)量效應(yīng)的數(shù)學(xué)模型[7]。胡勇[8]研究了影響壓力變化的各種井筒因素，分析了井筒液面升降及流體密度變化對(duì)井底壓力的影響。張艷玉[9]等在對(duì)Fair數(shù)學(xué)模型求解的基礎(chǔ)上，研究了綜合考慮井筒效應(yīng)時(shí)各主要新參數(shù)對(duì)曲線特征的影響。這些研究成果揭示了氣水同產(chǎn)井不穩(wěn)定壓力早期的基本特征，將壓力恢復(fù)早期過渡段曲線上的壓力“駝峰”和壓力導(dǎo)數(shù)“深谷”特征的原因歸結(jié)為井筒儲(chǔ)容能力變化、氣液分離、井筒溫度變化等。

張瀛[10]等探討了凝析氣井壓力恢復(fù)試井過程中，井筒氣液分離現(xiàn)象對(duì)壓力恢復(fù)曲線特征的影響。雷霆[11]等對(duì)比計(jì)算了考慮和不考慮溫度變化情況下的井底壓力，并進(jìn)行對(duì)比分析，指出溫度對(duì)井底壓力變化特征具有明顯影響。楊亞[12]在井筒熱損失機(jī)理和氣體滲流特征研究的基礎(chǔ)上，建立了考慮井筒溫度變化的均質(zhì)氣藏和裂縫性氣藏的試井解釋數(shù)學(xué)模型，研究表明，氣井井筒溫度變化導(dǎo)致壓力導(dǎo)數(shù)曲線在達(dá)到徑向流動(dòng)之前發(fā)生下凹特征。蔣裕強(qiáng)等[13]探討了導(dǎo)致高產(chǎn)量、低壓差氣井壓力恢復(fù)試井曲線異常的另外一種原因——“水擊”現(xiàn)象。張風(fēng)波[14]等人分析了2口底水氣藏氣井壓力恢復(fù)資料的特征，分析了高滲透水層關(guān)井后底水回落以及底水繞流減緩底水上升速度等因素對(duì)壓力恢復(fù)曲線特征的影響。馮強(qiáng)漢等[15]研究了致密氣藏中，啟動(dòng)壓力和動(dòng)邊界對(duì)不穩(wěn)定試井曲線晚期特征的影響，指出對(duì)于致密氣藏，晚期曲線上翹不能簡(jiǎn)看成是邊界反映或地層物性的變化，需要根據(jù)地層的實(shí)際情況進(jìn)行分析。此外，佘軍[16]探討了低滲透氣藏壓裂井的壓力恢復(fù)曲線特征。陳軍斌[17]研究了幾種常見內(nèi)外邊界條件下均質(zhì)油藏水平裂縫井的曲線特征。胡勇[18]建立了井筒與地層氣水兩相流的氣井試井解釋方法。徐文斌[19]探討了邊、底水油氣藏氣水過渡帶對(duì)壓力導(dǎo)數(shù)曲線特征的影響。

由于實(shí)際問題的復(fù)雜多變性，現(xiàn)有研究成果均無法有效解決水驅(qū)氣藏以及氣水同產(chǎn)井壓力恢復(fù)試井解釋模型診斷的多解性問題。關(guān)于底水錐進(jìn)及其在關(guān)井后水錐及井筒液柱下降對(duì)壓力恢復(fù)曲線特征的影響尚未有明確的定性分析和量化研究，關(guān)于復(fù)雜內(nèi)邊界條件下的試井解釋問題普遍沿用的是Fiar和Hegeman的變井儲(chǔ)模型，該模型只是從井筒容積變化及井筒氣液分離導(dǎo)致的井筒儲(chǔ)容系數(shù)變化來修正井底壓力的變化，對(duì)于存在水錐影響和壓力恢復(fù)過程中液面下降影響的試井資料，盲目采用該模型解釋可能導(dǎo)致解釋結(jié)果存在較大偏差。試井解釋需要充分結(jié)合地質(zhì)、測(cè)井等方面的研究成果，在實(shí)踐中不斷積累和總結(jié)經(jīng)驗(yàn)[20-21]，因此，研究水驅(qū)氣藏壓力恢復(fù)曲線的基本特征及其變化規(guī)律，對(duì)于試井解釋模型診斷、試井解釋模型理論研究和試井工藝方法選擇等，具有十分重要的意義。

本文基于對(duì)該氣田歷史試井資料的對(duì)比分析，結(jié)合儲(chǔ)層特征及氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，分析在邊、底水推進(jìn)井筒積液和氣液分離等因素影響下壓力恢復(fù)試井曲線的基本特征。

1 東坪基巖氣藏儲(chǔ)層介質(zhì)特征

東坪1區(qū)基巖氣藏儲(chǔ)層巖性以花崗巖和片麻巖為主，儲(chǔ)層連續(xù)性較差，非均質(zhì)性強(qiáng)。儲(chǔ)集空間以溶蝕孔為主，裂縫發(fā)育。儲(chǔ)層孔隙度介于2.0%～6.0%之間，均值為 4.5%；儲(chǔ)層滲透率介于 0.1～0.5 mD，平均值為 2.63 mD?？诐B分布如圖1所示。

圖1 東坪1區(qū)儲(chǔ)層孔隙度及滲透率分布Fig.1 The porosity and permeability distribution of DP1

東坪1區(qū)5口井70多塊巖心柱塞壓汞試驗(yàn)數(shù)據(jù)顯示，該區(qū)儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類型多、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，非均質(zhì)性強(qiáng)。該區(qū)基巖均質(zhì)性較好的儲(chǔ)層僅占不到5%，部分壓汞曲線顯示出雙孔介質(zhì)特征；基巖以偏細(xì)歪度為主，孔喉半徑較小，介于0.005～0.01 μm之間；裂縫系統(tǒng)具有很低的排驅(qū)壓力，一般小于0.5 MPa；而基巖的進(jìn)汞壓力較高，一般大于10 MPa(圖2)。

圖2 東坪1區(qū)基巖典型壓汞曲線Fig.2 The typical capillary pressure curve of DP1

2 東坪基巖氣藏壓力恢復(fù)曲線基本特征

東坪氣田儲(chǔ)層介質(zhì)類型多，裂縫發(fā)育程度差異大，孔滲參數(shù)變化范圍廣，加之開發(fā)過程中的水侵影響，導(dǎo)致氣藏不穩(wěn)定試井曲線特征復(fù)雜，類型多。

2.1 雙孔介質(zhì)特征及其識(shí)別

由于受井筒積液、氣液分離和邊水等因素的影響，東坪氣藏儲(chǔ)層的雙孔介質(zhì)特征在一定程度上被掩蓋或扭曲，給模型識(shí)別造成一定困難。邊水導(dǎo)致壓力導(dǎo)數(shù)曲線晚期上翹，井筒和近井地帶積液造成壓力導(dǎo)數(shù)曲線幅度增大，而氣液分離導(dǎo)致導(dǎo)數(shù)曲線出現(xiàn)深谷和不規(guī)則震蕩。東坪氣藏典型雙孔介質(zhì)不穩(wěn)定試井曲線[22]如圖3所示。

圖3 東坪氣藏典型雙孔介質(zhì)不穩(wěn)定試井曲線Fig.3 Typical pressure build-up curves of double porosity model in DP1

此外，東坪基巖氣藏裂縫發(fā)育程度差異較大，從解釋結(jié)果看，儲(chǔ)容比介于0.082至0.25之間，反映裂縫發(fā)育程度差異大，彈性儲(chǔ)容較大的井區(qū)裂縫越發(fā)育，氣井投產(chǎn)初期產(chǎn)能越高。竄流系數(shù)介于1.29×10-5至6.72×10-8之間。竄流系數(shù)反映了基質(zhì)的致密程度，其值越小，基質(zhì)越致密，基質(zhì)中的流體越難流出，對(duì)應(yīng)的井區(qū)單井投產(chǎn)后產(chǎn)量下降快，最終采收率低[23]。

2.2 避水高度及底水錐進(jìn)對(duì)壓力恢復(fù)曲線的影響

在底水氣藏氣井生產(chǎn)過程中，為了降低底水錐進(jìn)的程度，完井時(shí)在氣水界面之上保留了一定的避水高度，此時(shí)，不穩(wěn)定試井曲線早期會(huì)出現(xiàn)不同程度的半球形流特征。避水高度越大，半球形流作用越大。理論模擬顯示，當(dāng)避水高度小于儲(chǔ)層總厚度的1/5時(shí)，避水高度對(duì)壓力恢復(fù)曲線沒有明顯影響。東坪1區(qū)氣藏部分井的避水高度小于這個(gè)界限，但壓力恢復(fù)曲線上顯示出了明顯的半球形流特征。結(jié)合氣井生產(chǎn)狀況和井筒壓力梯度測(cè)試資料分析，其原因?yàn)榈姿F進(jìn)的影響。當(dāng)井底出現(xiàn)水錐時(shí)，水錐占據(jù)了生產(chǎn)層段的部分儲(chǔ)層，該處儲(chǔ)層含水飽和度很高，阻礙了氣體向井筒的流動(dòng)，井筒周圍氣體的流線發(fā)生彎曲擠壓，滲流阻力增大，如圖4所示。

圖4 底水錐進(jìn)時(shí)氣井井筒周圍的滲流場(chǎng)Fig.4 Seepage near the wellbore when bottom water coning

水錐的形成，導(dǎo)致了井筒周圍出現(xiàn)類似于儲(chǔ)層部分打開井的滲流特征，即半球形流動(dòng)特征，表現(xiàn)為壓力和壓力導(dǎo)數(shù)曲線之間的幅度差增大，早期過渡段出現(xiàn)斜率近似為-0.5的直線段。試井解釋得到的總表皮系數(shù)很大，容易得出儲(chǔ)層嚴(yán)重污染的解釋結(jié)論，在東坪氣藏的壓力恢復(fù)試井資料中較多。具有半球形流及井筒積液特征的典型壓力恢復(fù)曲線如圖5所示。

圖5 避水高度及井筒積液對(duì)壓力恢復(fù)曲線的影響(東坪105井)Fig.5 The influence of water-avoiding height and liquid level down on pressure build-up curve (well DP105)

此外，根據(jù)測(cè)井解釋認(rèn)識(shí)，基巖儲(chǔ)層裂縫以高角度縫為主，水平井試井資料解釋的垂向滲透率與水平滲透率比值大于10。因此，開發(fā)過程中有利于加速底水的錐進(jìn)是該區(qū)氣井投產(chǎn)后很快見水的重要原因。

2.3 邊水對(duì)壓力恢復(fù)曲線的影響

在氣井不穩(wěn)定試井過程中，當(dāng)井底壓力變化傳播到氣藏的邊水之后，由于流度嚴(yán)重降低，壓力變化速度降低，壓力導(dǎo)數(shù)曲線發(fā)生上翹。出現(xiàn)類似于復(fù)合氣藏流度比大于1的情形。這一現(xiàn)象在水驅(qū)氣藏中非常常見，往往被錯(cuò)誤地當(dāng)成封閉邊界或巖性變化而解釋。區(qū)分這一多解性問題其實(shí)很容易，可借助歷史試井資料的對(duì)比(時(shí)間推移試井解釋)分析而區(qū)分。因?yàn)檫吽遣粩嗤七M(jìn)的，而邊界或巖性突變是不變的，將氣藏中的邊水當(dāng)成定壓邊界解釋的觀點(diǎn)是錯(cuò)誤的。因?yàn)闅獠貛r石比油藏致密，且水相的流度遠(yuǎn)高于氣相。因此，邊水的作用不會(huì)發(fā)生類似于穩(wěn)定滲流的現(xiàn)象。東坪1區(qū)位于邊水線附近的氣井壓力恢復(fù)曲線晚期表現(xiàn)出明顯流度減小特征，如坪1-2-5、1-2-9井等，如圖6所示。

圖6 邊水附近氣井壓力恢復(fù)曲線(坪1-2-5、1-2-9井)Fig.6 Pressure build-up curve of gas well with edge water (well P1-2-5&P1-2-9)

2.4 井筒積液對(duì)水平井和壓裂井壓力恢復(fù)曲線的影響

正常水平井的滲流過程及不穩(wěn)定壓力特征為井筒效應(yīng)結(jié)束后首先是垂直徑向流動(dòng)，然后是垂直于水平井軸的線性流動(dòng)，若果測(cè)試時(shí)間足夠長(zhǎng)則在線性流結(jié)束后出現(xiàn)橢圓形擬徑向流動(dòng)。當(dāng)水平井段存在積液后，如果測(cè)試時(shí)壓力計(jì)未下入水平井段，則井筒效應(yīng)作用的時(shí)間會(huì)大大延長(zhǎng)，從而掩蓋水平井的滲流特征。如東坪1H-2-1井，2015年測(cè)試時(shí)，積液不嚴(yán)重，表現(xiàn)出水平井的基本特征，2017年測(cè)試時(shí)，水淹嚴(yán)重，水平井的特征被完全掩蓋，如圖7所示。

圖7 井筒積液對(duì)水平井壓力特征的影響(東坪1H-2-1井)Fig.7 Influence of liquid storage on horizontal wells pressure characteristics (well DP1H-2-1)

同樣的情形發(fā)生在壓裂井上時(shí)，垂直裂縫的線性流或雙線性流特征同樣被掩蓋。如坪1-2-8井，對(duì)比2015年與2017年兩次測(cè)試，井筒積液程度不一樣，對(duì)壓力恢復(fù)曲線特征的影響也不同，如圖8所示。

圖8 井筒積液對(duì)壓裂井壓力特征的影響(坪1-2-8井)Fig.8 Influence of wellbore liquid storage on fracture well pressure characteristics (well P1-2-8)

2.5 井筒氣液分離對(duì)壓力恢復(fù)曲線的影響

氣井水淹之后的生產(chǎn)過程中伴隨著氣水兩相流動(dòng)，氣井正常生產(chǎn)時(shí)，攜液能力穩(wěn)定，水被穩(wěn)定產(chǎn)出。當(dāng)氣井關(guān)井后，攜液能力喪失，在重力作用下，井筒不同位置的水將向井底沉降聚集，出現(xiàn)變井儲(chǔ)現(xiàn)象。由于氣液分離現(xiàn)象的不穩(wěn)定性，導(dǎo)致井底壓力波動(dòng)，在壓力曲線上出現(xiàn)駝峰，壓力導(dǎo)數(shù)曲線上出現(xiàn)壓力深谷和震蕩特征，如圖9所示。

圖9 井筒發(fā)生氣液分離時(shí)的壓力恢復(fù)曲線(東坪1井)Fig.9 Pressure build-up curve of gas-liquid separation in wellbore (well DP1)

在氣液分離過程中，井筒液柱逐漸升高，而氣柱縮短，井底壓力逐漸上升。當(dāng)壓力恢復(fù)到一定程度之后，井筒周圍形成的水錐連同井筒下部的液柱將會(huì)下降而回流到地層中，導(dǎo)致井底壓力出現(xiàn)下降趨勢(shì)(如圖5中的第二段)，同樣的現(xiàn)象也會(huì)發(fā)生在多層氣藏的氣水同產(chǎn)井上。也就是當(dāng)井底壓力恢復(fù)到高于低壓層的地層壓力時(shí)，井筒內(nèi)的液體不斷向低壓層回流。此外，在氣井壓力恢復(fù)試井過程中，井筒溫度的下降也會(huì)出才能類似的情況，但由于井筒溫度變化較小，引起的壓力變化通常較弱。從理論上講，氣井在沒有水淹之前也存在這種現(xiàn)象。因次，對(duì)比一口氣井產(chǎn)水前后的壓力恢復(fù)試井資料，即可很容易的區(qū)分這兩種情況。

3 結(jié)論

由于受儲(chǔ)層介質(zhì)特征、邊底水及試井工藝等多種因素的影響，東坪氣藏不穩(wěn)定試井資料復(fù)雜多變，在試井解釋時(shí)，要結(jié)合實(shí)際情況和歷史試井資料分析，排除多解性，提高模型診斷的準(zhǔn)確性。此外，需要在測(cè)試前針對(duì)具體問題，進(jìn)行科學(xué)的測(cè)試方案設(shè)計(jì)。建議從以下三點(diǎn)入手，提高試井資料的質(zhì)量及解釋結(jié)果的可靠性。

(1)針對(duì)井筒積液?jiǎn)栴}，壓力恢復(fù)試井可以同步監(jiān)測(cè)井口壓力和井底壓力。井底壓力測(cè)試需要將壓力計(jì)下入到油層中部以下。解釋時(shí)，通過井口壓力與井底壓力對(duì)比，反算出液柱高度變化，進(jìn)而研究校正解釋方法。

(2)選擇典型井進(jìn)行長(zhǎng)時(shí)間的多流動(dòng)段測(cè)試時(shí)，降低井筒效應(yīng)和變井儲(chǔ)效應(yīng)，并嘗試反卷積解釋方法還原儲(chǔ)層真實(shí)滲流特征。

(3)為了減小井筒氣液分離導(dǎo)致的變井儲(chǔ)的影響，可嘗試井底關(guān)井測(cè)試工藝。