应用不稳定试井判断井间连通性

判断井间连通性是评价气藏储量、优化布井和编制开发方案所必需的工作，但随着气田的开发，气藏压力分布不断变化，对投产区新钻井，利用原始地层压力和压力梯度判断井间连通性的方法受到一定限制。根据理论分析，对于均质气藏，受邻井生产干扰的井压力恢复导数与具有定压边界的井压力恢复导数的曲线形态相似，但前者压力恢复导数小于0.5，而后者压力恢复导数先高于0.5再减小，最后小于0.5，根据此特点，可以利用投产区新钻井的不稳定试井结果，判断井间连通性，再结合压力梯度法可研究气藏的压力系统特征。     

压力系统分析住靖边气田开发中的应用-井间储层连通性判断

在气田开发早期，如何准确有效地判断井间储层连通性一直是困扰开发工作者的技术难题，同时也是开发井有效部署的关键。本文在评价地质层位对比和地震横向预测方法的基础上，首次在靖边气田将压力系统分析用于井间储层连通性判断。在确保原始地层压力可靠的前提下，提出的“就近、局部、外延”压力系统分析判断井间储层连通性方法．经井间干扰试井和气井实际钻探结果检验是有效可靠的；同时也是非常简捷经济的。该方法在靖边气田开发井井部署中发挥了重要的作用．为实现靖边气田的高效开发提供了技术保障。     

孔洞缝白云岩储层连通性评价方法研究及应用

四川盆地磨溪区块龙王庙组储层为一套发育孔、洞、缝3种储集空间的白云岩储层。孔,洞,缝配置的多样性,造成不同滩体部位的储层物性及产能差异大,储层非均质性强,连通性评价难度大。针对这类储层的特点建立了动态,静态相结合的气井连通性评价方法,首先用静态分析法(地质特征、原始地层压力和流体性质对比分析方法)初步评价气藏(井)的连通性,再用动态分析法(试井、类干扰试井和生产动态分析法)进一步评价气藏(井)的连通性。最后,基于连通气井达到拟稳态渗流后,气井的配产与井控动储量成正比的渗流理论,结合动静态分析法的结果综合评价气藏(井)的连通性。通过该方法评价磨溪9井组的连通性,认识到该井组处于滩体的主体部位,气藏性质相同,新投产的井地层压力均下降,试井曲线无明显边界特征,生产动态曲线出现井间干扰现象及气井的配产与井控动储量成正比,证明气藏(井)的连通性好。由于磨溪009-X6井投产时的地层压力高于同一时间相距1.5km的磨溪009-X1井的地层压力,进一步说明该气藏(井)连通具有方向性。     

缝洞型碳酸盐岩储层井间连通性研究

碳酸盐岩地层因裂缝和岩溶的发育,可成为优质储层,但同时碳酸盐岩地层又是最复杂的地层,具有极强的储层非均质性,在现有资料和技术条件下,难以明确判断井间的连通性,特别是针对复杂的碳酸盐岩油田,需要采取合适的方法来提高对储层连通性的认识,该文总结了确定井间连通性的方法,提出注水见效对连通性的确定,研究表明该方法能很好的反映缝洞单元内各井之间的连通性情况。     

利用类干扰试井判断塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏的井间连通性

碳酸盐岩缝洞型油藏不具有连续储集体的特征，依据现有的地质研究和地震横向预测技术很难真实地描述井间连通性，而对于塔河油田常规判断井间连通性的压力资料又较少，因此，提出利用生产动态资料研究井间连通性的一种类干扰试井方法，并对塔河油田4区的S65井组进行实际应用，证明该方法可操作性强，其结果较为真实可信。     

利用地震模型正演技术进行井间储层横向预测

首先利用测井资料生成一维井模型，再将井模型加入连井剖面，然后利用地震解释结果建立二维地质模型，因此基础上合成理论地震记录，与原始剖面比较，修改模型，直至获得理想的地质剖面。文中实例表明，综合应用测井，地质，地震资料进行井间储层横向预测，对于查清地质构造和井间地层连通性取得了较好的效果。     

应用不稳定压力试井资料定性分析注采平衡及井间连通性

介绍了应用不稳定压力试井资料，定性分析注采平衡及井间连通性的新方法。该方法通过对比分析同一井历次试井所得压力恢复曲线的特点，或综合分析同一井组各井的试井压力恢复曲线的特点，来确定油气井的注采平衡状况；如果在同一时期内对同一井组上所有井进行关井测试，再把所得到的压力恢复曲线绘在同一半对数图上，即可定性分析出井间连通性。文章还引用实例分析，证明了此种分析方法与其它分析方法所得结果基本一致。     

表征井间地层参数及油水动态的连通性计算方法

为研究井间连通性,利用注采数据建立了可模拟井间油水动态的新连通性计算模型。该模型对油藏注采系统进行了简化表征,将其离散成井与井之间的连通单元,每个单元由传导率和控制体积两个特征参数表征;基于连通单元通过物质平衡和水驱前缘推进方程进行井点压力计算和饱和度追踪,最终得出井点处的油水产出动态;在此基础上结合投影梯度算法通过拟合实际动态建立了模型参数自动反演方法。该模型相比传统连通性模型可以进行油水动态指标的预测、实时反映井间相互作用和连通状况、有效表征油藏井间地层参数。应用实例表明,其反演结果可靠,并与示踪剂测试结果吻合,进一步验证了该方法的有效性。     

基于试井反馈信号判定小层连通性技术

涠洲A油田为陆相复杂断块油田，开发层位流二段为薄互层油藏，砂体连通性复杂。为落实井间连通性，开展干扰试井研究，对干扰试井压力响应速度和砂体宽厚比分析，建立了流二段干扰试井压力响应经验公式，提出薄互层油藏小层连通性定量表征方法，认为油藏纵向上不连通，小层占比与干扰信号接收时间和井间压力系数差异的乘积呈幂函数关系。对该油田中块2井区5口生产井间连通性分析，明确了平面井点和纵向小层连通关系，指导了下步4口调整井部署和注采关系优化措施，能够提高区块采收率9.2%，为该类复杂断块油田薄互层油藏连通性分析提供了解决思路。     

陕甘宁盆地中部气田干扰试井研究

陕甘宁盆地中部气田储层渗透率很低,生产过程中地层压力传播速度的快慢,井间干扰大小,以及井间连通性等问题,是气田开发中极为关注的问题.针对这种情况,研究了陕甘宁盆地中部气田陕参1井组干扰试井测试.结果表明,地层渗透率越高,压力传播越快,压力响应越大,随着孔隙度增加,压力传播速度减少.通过观测井压力降与井距关系,确定该气田开发方案布井井距在2500～3000 m范围内较为合理.这类问题的解决具有实际意义,能够直接指导气田生产.     

物质平衡法分区计算定容气藏动储量和压力

定容气藏的动态储量和地层压力获取方法尽管很多。但要在油田紧张的生产情况下准确计算却并不容易，尤其在测试地层压力时要求全区整体关井，并达到一定的时间，测试点尽量多的情况下。利用物质平衡法分区计算了定容气藏动态储量，并结合弹性二相法联立计算了不关井条件下的地层压力。现场数据说明，按照压力系统和非均质性分区计算动态储量比全区整体计算更接近真实的结果，误差更小；用物质平衡方法计算不关井条件下的地层压力，误差较小，比较实用。     

一种低渗气藏单井产量递减计算方法及分析——以大牛地盒三气藏为例

低孔、低渗气藏关井压力恢复需要时间较长,不适宜采用试井的方法获取地层参数,因此,采用一种传统与现代相结合的方法来研究大牛地气田盒三气藏的产量递减规律。该产量递减分析方法以Arps产量递减方法为基础,引入Blasingame归一化产量、物质平衡时间和拟时间概念,将变产量/变压降生产数据转变为等效恒定压力系统,运用Fetkovich产量递减标准图版进行拟合,所得匹配点数值分别进行地层参数计算和用于Arps产量预测。该方法提高了产量递减分析的可靠性,具有操作简单的优点,同时可有效求取地层参数。     

基于测井资料的含不确定度地层压力区域三维模型构建

为解决缺少地震勘探资料或地震资料品质较差区域的三维地层压力构建问题,文中提出一种利用测井资料构建含不确定度地层压力区域三维模型的算法.首先,收集了区域内重点已钻井的测井资料,包括声波、自然伽马、密度测井资料,用于计算地层压力;然后,建立了基于支持向量机的Kriging插值优化算法,利用已钻井含不确定度地层压力,分层组逐...     

利用回压试井资料确定气井生产期间井底流动压力的方法

介绍了一种气井生产期间不进行井下测压即可确定井底流动压力和地层压力的新方法。通过对大量的气井回压试井测试资料的统计分析发现,每口气井一旦确定了生产管柱,井口压力即与井底流动压力存在某种特定的关系。通过这种关系,建立每口井生产期间井底流动压力与垂直管压力损失之间的函数关系,即可根据井口压力实时获取井底流动压力,并根据产能公式计算地层压力。该方法无需测压即可确定井底流压和地层压力,操作非常简单,无需额外的测压成本并可随时掌握井底流动压力,及时提供给气藏管理部门确保气藏合理开发,以获取最大的经济效益。     

射孔水平井产能分段数值计算

水平井开采时流入剖面不均匀，传统的产能解析公式或恒生产指数的计算方法难以准确预测其产能。假设地层均质，将射孔完井水平井筒分为多个井简单元段，采用拟三维思想，把流体在三维空间的流动分为垂直裂缝流、近井区径向流和孔眼汇聚流，并考虑地层伤害的影响，建立井简单元段的油藏渗流模型。根据孔眼注入对水平井筒中流体流动的影响，将井筒压力损失分为摩擦损失和加速损失两部分，基于质量、动量守恒原理，建立井筒流动压力损失模型。将油藏渗流与井筒流动耦合计算，开发了应用软件，井壁流入剖面计算结果表明，从水平井筒末端到跟端，井壁注入量逐渐增大；水平井产能计算结果与油井实际产量吻合较好。图1表2参14     

深层气井地层压力折算方法分析及应用

针对有些深层气井压力计未下在气层中部,记录的压力与实际地层压力之间存在误差的问题。开展了深层气井压力折算方法分析,采用积分迭代方法对2000年以来压力计未下在气层中部的深层气井资料进行了压力折算。为了验证理论计算结果的准确性,利用深层气井试井过程中记录的井口油压数据,折算出压力计深度处的压力,与压力计实测压力进行了对比分析,确定了该方法的适用范围,并对理论计算压力和实测压力对比符合较好的深层气井进行了气层中部静压折算,从而为深层气井储量计算和开发评价提供了可靠依据。     

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海上钻探和陆上钻探存在诸多差异,设计方式亦有所不同。文章针对海上钻探大量采用定向井的实际情况,详细讨论了如何利用海上定向井测井资料预测所钻地区地层压力的方法,主要包括测井资料的井斜校正和海水深度、平台高度对计算地层压力的影响等内容。如果不考虑这些因素来计算地层压力,其结果就会远远偏离真实值。通过对上述因素的分析,建立了适用于海上钻探地层压力计算的方法。将此法应用于某海上油田地层压力预测中效果良好。文章在对所研究区块进行地层压力计算时分别使用了等效深度法和伊顿法,计算结果说明在研究区块伊顿法计算结果优于等效深度法。其原因为该区含有大量粉砂岩地层而纯泥岩层少的缘故。     

变形介质油藏油井产能预测研究

对于变形介质油藏油井产能预测问题,传统的研究方法均假设地层岩石的变形系数为常数,这导致了目前的变形介质油藏产能预测模型不能准确地反映出油井产能的变化趋势,尤其在生产压差较大的情况下,误差较大。文中研究了变形系数与产能的关系,考虑了生产压差对变形系数的影响,从而改进了变形介质油藏油井产能预测模型。改进后的模型从理论上解释了变形介质油藏矿场系统试井中,油井流入动态曲线在井底压力高于饱和压力时即向压力轴偏转,并出现最大产量点的现象,并对最大产量点出现的原因进行了分析。文中还提出了变形介质油藏油井井底最低合理流动压力,为油井确定合理的工作制度提供技术支持,从而更有效地分析及预测油井产能的变化。     

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蛇曲井是不同于常规水平井的一种新型复杂结构井，其水平段在纵向上存在较大起伏，不能用常规水平井的压降模型计算其压降。文章对蛇曲井微元段的两相分层流动进行了分析，根据连续性方程和动量方程, 建立了蛇曲井水平段两相分层流动的压力梯度模型，在定产量和定井底流压两种工作制度下，给出了蛇曲井的水平段在两相分层流时的压降计算方法。应用文章所建模型和水平井的水平段压降计算模型分别计算了某蛇曲井水平段在气水两相分层流动时的压降，结果表明蛇曲井水平段的井筒压降不能用常规水平井水平段的压降模型计算，蛇曲井水平段的井筒压降不能忽略。     

鄂尔多斯盆地上古生界气藏产能差异探讨

鄂尔多斯盆地上古生界苏里格气田和榆林气田储层均为低压、低孔和低渗储层，然而榆林气田气井生产状况却明显优于苏里格气田。为此，利用铸体薄片、压汞、物性和动态测试资料，探讨了不同低压、低孔和低渗储层气井产能差异的主要因素，指出了形成较高产能储层的条件。通过对榆林气田和苏里格气田气藏特征进行对比，结合控制气井产能的地质和工程因素的分析，认为造成两个气田气井产能差异的主要地质因素是储层的孔喉结构和储层规模。榆林气田储层以粒间孔+中、粗喉道为主，延伸宽度160~420 m，优于苏里格气田储层；苏里格气田砂体属于辫状河沉积，矿物成熟度较低（岩屑石英砂岩），且仅粗粒沉积构成储层，而榆林气田砂体属于三角洲沉积，砂体连续性好，矿物成熟度高（石英砂岩），因而后者具有更高的产能。这表明在鄂尔多斯盆地寻找较高产能储层的目标是：具有横向更连续的砂体和更易形成好的孔喉结构的三角洲沉积。