趙興達

(大慶油田有限責任公司測試技術服務分公司 黑龍江 大慶 163300)

0 引 言

2013年借鑒國外致密油開發(fā)理念大慶油田陸續(xù)開辟了垣平1、齊平2、龍26三個致密油開發(fā)先導性試驗區(qū)，采用體積壓裂[1]及水平井鉆井技術進行開發(fā)。致密油儲層具有分布范圍廣，單層厚度薄、縱向不集中、橫向不連續(xù)等特點。致密油水平井投產前3個月產量遞減較快、平均月遞減率在20%以上，之后遞減趨勢逐漸變緩。因此，研究致密油水平井地層壓力特征及裂縫變化規(guī)律成為當務之急。目前，水平井試井解釋多以解析法為主，然而對于油水分布復雜的老油區(qū)及非均質性嚴重的油氣藏，地層滲流方程已經不存在解析解，只能采用存在解析解的簡化模型近似替代，由此得出的試井解釋結果誤差很大，甚至不能正確反應油藏動態(tài)信息。解析法只能處理較為簡單的裂縫情況[2]，而大規(guī)模壓裂水平井的裂縫分布是極其復雜的，這些復雜裂縫只能采用數(shù)值解方法建立的試井模型進行描述。本文采用數(shù)值試井方法進行了大慶油田致密油水平井試井解釋。

1 數(shù)值試井方法原理

1.1 基本數(shù)學模型

UST數(shù)值試井軟件采用目前應用最為廣泛的油藏數(shù)學模型黑油模型[3]：

油組分滲流方程：

·

(1)

水組分滲流方程：

·

(2)

附加方程：

So+Sw=1

(3)

油產量方程：

(4)

水產量方程：

(5)

在試井中，井的產量是已知的，由此可以得到油水產量約束方程為：

(6)

由式(1)～(6)及邊界條件和初始條件即可模擬水平井地層流動規(guī)律。

式中：re為裂縫網格點到相鄰網格的距離，m；rw為主裂縫半長，m；Pwf為水平井流動壓力，MPa；K為滲透率，μm2；Kro為油相相對滲透率，無量綱；Krw為水相相對滲透率，無量綱；h為網格厚度，m；pi為m層編號為i的網格壓力，MPa；μo為油相粘度，Pa·s；μw為水相粘度，Pa·s；Bo為原油體積系數(shù)，m3/m3；Bw為地層水體積系數(shù)，m3/m3；So為油相飽和度，無量綱；Sw為水相飽和度，無量綱；S為表皮系數(shù)，無量綱；C為井筒存儲系數(shù)，m3/MPa；Q為產液量，m3/d；l為相，無量綱；n為網格節(jié)點數(shù)，無量綱。

1.2 數(shù)值試井規(guī)范解釋流程

數(shù)值試井解釋流程包括以下4步[4]：

1)建立地質模型?？紤]儲層非均質性采用相控建模方法建立地質模型如圖1(a)所示。輸入井號、小層數(shù)據(jù)、相對滲透率、產量史、壓力史及所有的PVT參數(shù)等數(shù)據(jù)，如圖1(b)所示。

2)正確性檢測。使用軟件自動對地質模型進行檢測，合格后進行擬合分析。

3)擬合分析。對測試水平井的原始壓力雙對數(shù)曲線(圖1(c))、壓力生產史曲線(圖1(d))、含水率曲線同時進行擬合，如果計算的理論曲線與實際曲線變化趨勢一致表明地質模型正確；否則應調整地質模型，經過正確性檢測后再進行擬合分析，直至擬合分析合格為止。

4)解釋結果輸出。可視化數(shù)據(jù)檢查正常后輸出建模區(qū)域的井儲、表皮、滲透率等數(shù)據(jù)；同時輸出模型區(qū)域內的地層壓力、滲透率等可視圖。

圖1 數(shù)值試井規(guī)范解釋流程

2 應用實例

數(shù)值試井資料測試方法以常規(guī)壓力恢復試井為主，測試儀器為高精度存儲式電子壓力計。

2.1 測試工藝流程

2.1.1 存儲式井下電子壓力計工作原理

存儲式井下電子壓力計原理框圖如圖2所示，電路部分主要由供電電路、A/D轉換、電壓基準源、通訊接口、單片機、存儲器等電路組成。

圖2 常規(guī)壓力計原理框圖

通過鋼絲將常規(guī)壓力計下到目的層，電池組為儀器提供工作電源，電池為整個電路提供工作電壓，壓力、溫度傳感器將壓力、溫度信號轉換成電信號，A/D轉換電路將采集的模擬信號轉換成數(shù)字信號，單片機將得到的數(shù)字信號通過插值算法轉化成對應的壓力和溫度值，并發(fā)給數(shù)據(jù)存儲器進行儲存。測量結束后，起出壓力計后，通過USB通訊電纜連接計算機壓力計回放軟件，回放測量數(shù)據(jù)，形成壓力和溫度曲線。

2.1.2 工藝流程

水平井壓力恢復試井是利用鋼絲將壓力計通過油套環(huán)形空間下至預定深度，通過停止抽油機生產，測試油層的壓力、溫度數(shù)據(jù)的一種測試工藝。該工藝流程可以分為：測試前的準備、現(xiàn)場測試工藝、資料采集與驗收3部分?，F(xiàn)場測試時必須要將儀器下進液面，采用測試的壓力梯度數(shù)據(jù)折算儀器下入點與水平井油層中部深度間的垂向靜液柱壓力。

2.2 數(shù)值試井方法在水平壓裂井的應用

大慶致密油采用大規(guī)模體積壓裂及水平井鉆井技術開發(fā)，大部分井測試的壓力雙對數(shù)曲線末端會出現(xiàn)上翹或下翹現(xiàn)象，表現(xiàn)為邊界、物性變差或鄰井干擾，常規(guī)試井不能準確解釋擬合這些特征，本次采用數(shù)值試井法解釋。在地質模型的基礎上，根據(jù)地質資料、測井資料和生產資料，通過試井分析，建立符合儲層動態(tài)表現(xiàn)的“試井模型”，具體模型參數(shù)見表1。借助先進的非結構化網格劃分技術實現(xiàn)對壓力傳導方程的數(shù)值求解，得到初始化試井分析曲線，通過不斷地對實際測試資料擬合分析，得到了很好的擬合效果，如圖3所示，通過參數(shù)的調整，得到了更加符合油藏實際情況的試井動態(tài)模型。得到的試井解釋結果見表2。

表1 試井模型參數(shù)選擇

圖3 研究區(qū)3口水平井壓力和雙對數(shù)曲線擬合圖

參數(shù)A井B井C井井筒存儲/(m3·MPa-1)0.581.991.96總表皮系數(shù)-5.87-4.98-6.65地層系數(shù)/(10-3浣m2·m)23.539.611.8滲透率/(10-3浣m2)9.426.45.88末點壓力/MPa10.7812.6414.26流動壓力/MPa4.443.372.52參數(shù)A井B井C井裂縫數(shù)10-12裂縫半長/m55-122裂縫角度/°80-縱向/徑向滲透率0.40.830.42水平段長度/m105183.12500.3邊界距離/m-399-

2.3 數(shù)值試井方法效果評價

2016年A井進行了關井壓力恢復測試1 458 h，采用數(shù)值試井方法進行了試井解釋，其結果為：

1)A井具有典型壓裂井滲流特征[5-6]，包括前期續(xù)流段到線性流段，擬徑向流顯示段以及邊界反映線性流段；2)關井壓恢測試解釋裂縫有效流動長度158 m，這比壓裂時微地震監(jiān)測縫長398 m明顯減小，說明部分裂縫可能閉合；3)關井恢復時間較長，壓力恢復速度較慢，說明供液范圍比較小，地層能量不足。查閱生產數(shù)據(jù)，截止關井壓力恢復測試時A井已經生產3年多，該井日產液從壓裂投產初期38.9 m3/d下降至關井壓力恢復前9.8 m3/d，說明該水平井隨著開采的進行，地層壓力逐漸下降、地層供液能力也逐漸下降，生產現(xiàn)象與試井解釋結果吻合。

國內外研究結果表明， 致密油水平井在不同生產階段具有不同的滲流特征，水平井流動邊界隨生產時間逐步擴大[7]。根據(jù)壓力雙對數(shù)曲線特征，可劃分為4個階段[8-12]：

1)續(xù)流影響段，雙對數(shù)曲線重合為一條直線，井筒儲集與表皮效應結束后，壓力導數(shù)值向下傾斜；

2)垂向徑向流段，當?shù)貙虞^厚時，水平井穿過其中，會產生垂向徑向流，B井產層厚度為1.5 m，C井產層厚度2 m，所以該段現(xiàn)象不是特別明顯，只出現(xiàn)一小段；

3)水平井線性流段，這是水平井試井曲線的重要特征線段，當具有較長水平段時，這一特征更明顯，導數(shù)表現(xiàn)為斜率的上升曲線，從解釋結果看，C井的水平段大于B井，所以該段曲線在C井顯示的更為明顯；

4)擬徑向流段，壓力導數(shù)在這一段為水平直線。B井測試出現(xiàn)明顯徑向流特征，并在壓力恢復末期有對數(shù)曲線上翹的反應，解釋斷層邊界距離399 m，而C井測試沒有出現(xiàn)徑向流，推測該地層物性較差，試井解釋結果滲透率為5.88 mD，屬低滲儲層，與擬合曲線特征一致。這也進一步可以說明C井雖為壓裂水平井，但物性較差，在生產效果上等同普通水平井。

3 結 論

1)采用數(shù)值試井方法解釋出的致密油水平井滲流參數(shù)準確度較高，反應出的地層滲流特征與真實情況較為接近。

2)水平井壓裂裂縫監(jiān)測結果、原始地層壓力，生產歷史數(shù)據(jù)以及壓力曲線擬合特征等有助于判斷數(shù)值試井解釋結果的正確性。