1. 完井、固井與試井
7.4.1 完井目的
煤層和砂岩儲層的最大區別是氣體存儲和產出機理不同。對常規砂岩儲層，氣體存儲在孔隙空間，通過孔隙和孔隙喉道流入水力裂縫和井。對煤層儲層，大多數氣體吸附在煤表面，為了采出這些氣體，必須降低儲層壓力，使氣體從煤基質中解吸、擴散，進入煤層的割理系統。然後，氣體通過煤層割理系統進入水力裂縫和井筒。因此，煤層氣井常常需要獨特的完井技術和強化措施以便在井筒和儲層間建立有效的聯絡通道，使煤層內部的氣體解吸並流向井筒，以獲取工業性產氣量。煤層氣井完井方法的選擇與效果的好壞直接影響到煤層氣的後期排采。
煤層氣井的完井目的有：①使井筒與煤中裂隙系統相連通，這種連通常用裸眼完井、套管射孔或割縫來實現，且往往要進行強化處理；②為儲層強化提供控制，在進行多煤層完井時，必須選擇一種能夠控制各單煤層強化作業的完井方法；③降低鑽井污染，提高產氣量，鑽井作業產生的鑽井污染可導致近井地帶氣、水流動受到限制，為連通鑽井與原始儲層，必須消除這種流動限制，通過消除或繞過污染可以克服鑽井污染問題；④防止井壁垮塌，封堵出水地層，保障煤層氣井的采氣作業和長期生產；⑤降低成本，為確保煤層氣井的經濟開發，必須嚴格控制完井成本，使用相對低廉的完井方法，在設計完井工藝時，必須選擇那些不會限制多煤層產氣量的套管尺寸。
7.4.2 完井方法
煤層氣井的完井方法由常規油氣井的完井實踐演化而來。盡管地層類型不同，但應用了許多相似的儲層工程原理，有些常規技術可以直接利用，而有些技術則需改進，以適應煤儲層的獨特性能。
煤層氣井完井通常應考慮的儲層因素包括：
1）儲層強化過程中的高注入壓力：這種高注入壓力常常由煤層特性所造成，如井筒附近復雜裂縫網路的產生、可能堵塞裂縫段的煤粉的生成、多孔彈性效應、裂縫尖端的滑脫等。
2）煤粉的生成：煤粉流入井筒可導致井筒和地面設備嚴重受損或管道堵塞。水力壓裂則有助於控制煤粉的產生。
3）煤層裂隙系統必須與井筒有效連通，以便氣體產出。
4）采氣前必須對煤層進行排水降壓：許多情況下，煤的裂隙系統飽含大量的水，為使氣體解吸並流動，必須排水以降低儲層壓力。
5）在最小井底壓力下生產，以使氣體解吸量最大。
6）對某一煤組，選擇單煤層完井還是多煤層完井。
7）煤層通常遇到較低的彈性模量，時常遇到復雜的水力裂縫。
目前，已用於煤層氣井的完井方法可歸納為以下3類8種（表7.4）。
表7.4 煤層氣井的完井方法
7.4.3 試井
試井是煤層氣儲藏工程的主要手段之一，是煤層氣井生產潛能和經濟可行性評價的重要途徑。通過試井可獲得儲層壓力、滲透率、井筒污染、井筒儲集、孔隙度和壓縮系數的積（儲存系數）以及壓裂井裂縫長度和裂縫導流能力估算等資料。其中儲層壓力和滲透率是關鍵參數，前者影響到煤層氣的吸附與解吸，後者影響到煤層氣的運移和產出。
試井是以滲流理論為基礎的一種技術。根據滲流理論可將儲層內流體的滲流區分為3種流態：穩態、准穩態和非穩態。穩態是指儲層內任一部位的流體壓力不隨時間和累計產量的變化而變化，准穩態是指儲層內流體壓力隨時間和流體產量呈線性變化，非穩態是指流體壓力隨時間和產量呈非線性變化。顯然，實際儲層不可能出現穩態流，但穩態流奠定了線性滲流定律——達西定律的基礎，所有試井分析都建立在這一基礎之上。
2. 沙井酸壓後壓力恢復資料的試井解釋
王昔彬陳志海
（新星石油公司規劃研究院北京100083）
摘要65井經酸壓改造形成的人工裂縫與天然縫洞系統相溝通。針對該典型的酸壓措施井，藉助法國Kappa公司開發的Saphir軟體，利用復合油藏模型對該井壓力恢復測試資料開展了試井解釋。採用典型曲線非線性回歸擬合方法和MDH特徵直線法，獲得了人工酸壓裂縫和天然縫洞系統的一些基本參數，解釋結果比較符合地層實際情況。為今後類似酸壓井的試井解釋工作提供了可供借鑒的研究方法。
關鍵詞酸壓天然縫洞試井復合油藏模型壓力恢復
1油藏基本概況
沙65井是塔河4號油田沙48井西北約5km的一口探井，該井在構造上位於艾協克2號構造西翼。裸眼完井井段為5451.82～5520.0m，岩性上為灰色、黃灰色的微晶灰岩。該井完鑽後首先進行DST測試結論為干層，然後對測試層段開展了前置液酸壓，從酸壓施工曲線上分析，酸壓前期形成人工酸壓裂縫，隨後表現出泵壓下降、排量增加、與天然裂縫溝通的明顯特徵。該井於1999年9月4日12:40開井生產，8mm油嘴生產獲得336 m3/d的高產，至1999年9月10日11:52關井，開始測壓力恢復（以下簡稱壓恢）。
2解釋參數的選取
沙65井測試報告中沒有提供解釋所需的所有油藏地質參數和流體的 PVT物性參數，由於該井位於塔河4號油田，因此將沙65井和沙48井的油藏特徵和流體性質進行比較 新疆塔里木盆地塔河3號、4號油氣資料匯集成果（內部資料），1999。
從表1可以看出，沙65井和沙48井的原油都屬於高粘稠油，PVT性質相差不大，因此對沙65井測試資料進行解釋時，油層厚度取裸眼完井層段厚度，綜合壓縮系數取沙48井的值，沙65井解釋參數具體取值如表2所示。
表1沙48井和沙65井地層及流體參數對比Table1Reservoir and fluid parameters comparison of S48 and S65
表2沙65井試井解釋參數取值Table2Interpretation parameters of S65
3實際測試資料的解釋
筆者採用法國Kappa公司開發的Saphir(2.3R）試井解釋軟體開展解釋工作。在解釋過程中，通過不同手段進行模型識別，力求選擇出最接近油藏地質特徵的解釋模型，對於同一模型通過多種解釋方法進行對比，解釋出油藏參數。
3.1流量史
經過核實，沙65井從1999年9月4日12:40開井生產至1999年9月10日11:52關井為止，總共生產時間為143.3h，以8mm油嘴生產平均原油產量為336m3/d，產氣量很小未計量，因此流量史如表3所示。
表3沙65井試井解釋流量史Table3The flowing history of S65
3.2模型識別
圖1是沙65井壓力恢復數據的雙對數曲線圖。從圖中可以看出，在早期壓力與壓力導數曲線不重合（壓力導數曲線在450線以上，壓力曲線在450線以下），主要因為壓力恢復測試時井口關井地面流量為0，但由於井筒續流效應的影響，井底流量並不為0引起的。
圖1沙65井壓力恢復數據雙對數圖Fig.1The log-log build-up pressure plot of S65
將圖1中關井時間進行校正，通過比較，將沙65井開井生產時間延長0.05h，壓力恢復數據取143.35h以後的數據。這樣修正後的壓力恢復數據雙對數圖如圖2所示。
圖2所示的壓力恢復雙對數特徵如下：
圖2沙65井修正後的壓力恢復雙對數圖Fig.2The corrected log-log build-up pressure plot of S65
早期（AB）段：壓力及其導數的斜率為0.5～1.0，由於該井經過酸壓措施，反應出無限導流能力裂縫特徵和雙井筒存儲特徵。
中期（BD）段：壓力導數出現「下凹」，由於地層原油的泡點壓力約為20MPa，而油藏原始壓力約為59.4MPa，因此油藏中是單相流，並且在開井生產過程中，因氣產量很小未計量，所以壓力導數上出現的「下凹」並非是原油中氣相的逸出而引起的變井筒存儲，但是油井與酸壓裂縫相連通，因此由裂縫存儲引起的雙井筒存儲效應可以在壓力導數上引起「下凹」，這一點可以在早期壓力及其導數斜率為0.5～1.0這一特徵上體現出來。
晚期（EF）段：反應出地層徑向流特徵。如果排除雙井筒存儲效應，中期和晚期壓力導數曲線上出現兩個台階，這說明酸壓措施形成的裂縫（人工裂縫）與地層天然裂縫－溶洞系統連通，從沙65井酸壓施工曲線圖（圖3）可以反映出這一特徵，從而形成兩個滲透率不同的區域。
圖3沙65井酸壓施工曲線Fig.3The acid fracturing curve of S65
因此實際解釋時，主模型應該選擇徑向復合油藏模型。基於以上分析，在解釋沙65井壓力恢復數據時，本文選擇的模型為：「無限導流裂縫＋雙井筒存儲（變井筒存儲）＋徑向復合油藏＋無限大邊界」。
3.3地層參數的解釋
經過以上模型識別，採用Saphir軟體的典型曲線非線性回歸法和特徵直線法這兩種方法進行對比解釋，分別闡述如下：
3.3.1典型曲線非線性回歸法
選擇「無限導流裂縫＋雙井筒存儲（變井筒存儲）＋徑向復合油藏＋無限大邊界」模型，對該模型典型曲線進行非線性回歸擬合結果如圖4所示。
圖4沙65井壓力恢復數據典型曲線非線性回歸擬合雙對數圖Fig.4The non-linear regression match log-log plot of S65
通過圖4的擬合，解釋結果如表4所示。
表4沙65井壓力恢復數據典型曲線非線性回歸擬合結果Table4Reservoir parameters interpreted by non-linear regression match of S65
根據以上解釋結果，我們可以計算出如下參數：
（1）初始井筒存儲系數Ci和終止井筒存儲系數Cf
計算初始井筒存儲系數和終止井筒井筒存儲系數公式如下：
塔里木盆地北部油氣田勘探與開發論文集
聯立方程（1）和（2）可以求出初始井筒存儲系數（Ci）為1.54m3/MPa，終止井筒存儲系數（Cf）為1.76m3/MPa。終止井筒存儲系數比初始井筒存儲系數大，主要是由於第二井筒存儲—裂縫存儲效應引起的。
（2）天然裂縫－溶洞滲透率k2
流度比定義公式為：
塔里木盆地北部油氣田勘探與開發論文集
復合油藏內外區流體粘度相等（μ1＝μ2），所以外區（天然裂縫－溶洞區）的滲透率由下式計算：
塔里木盆地北部油氣田勘探與開發論文集
由（4）可以計算出天然裂縫－溶洞區的滲透率（k2）為1323×10－3μm2。
（3）天然裂縫－溶洞與人工裂縫（酸壓縫）的孔隙度值
復合油藏內外區擴散系數比定義為：
塔里木盆地北部油氣田勘探與開發論文集
復合油藏內外區流體粘度相等（μ1＝μ2），綜合壓縮系數基本相同（Ct1=Ct2），這樣，天然裂縫－溶洞與人工裂縫的孔隙度比值可以由以下公式計算：
塔里木盆地北部油氣田勘探與開發論文集
利用公式（6），可以計算天然裂縫－溶洞與人工裂縫的孔隙度比值（ψ1＝ψ2）為1.455。解釋時輸入的孔隙度平均值為5％，利用體積加權平均方法計算油藏平均孔隙度，則有如下公式：
塔里木盆地北部油氣田勘探與開發論文集
聯立（6）式和（7）式，可以計算出人工裂縫平均孔隙度（ψ1）值為：3.45％；天然裂縫－溶洞的平均孔隙度值為：5.02％。
3.3.2特徵直線擬合方法
為了對典型曲線非線性回歸擬合方法進行驗證，由於沙65井測量壓力恢復數據前開井生產時間較長（143.3 h），所以作特徵直線擬合分析時，應該選用MDH曲線（而不是Homer曲線）進行擬合分析，MDH特徵直線擬合如圖5所示。
圖5沙65井壓力恢復數據MDH直線擬合圖Fig.5The MDH characteristic straight-line regression plot of S65
特徵直線擬合結果為：天然裂縫－溶洞滲透率（k2）為1390×10-3μm2，與典型曲線非線性回歸法擬合的結果1323×10-3μm2基本一致，說明所選擇的模型比較適合油藏實際情況。沙65井壓力恢復歷史擬合如圖6所示。
圖6沙65井壓力恢復歷史擬合圖Fig.6The build-up pressure history math plot of S65
綜合以上兩種擬合方法，解釋出的地層參數如表5所示。
表5沙65井壓力恢復數據地層參數解釋結果Table5The reservoir parameters interpreted by build-up pressure of S65
4結論與建議
通過對沙65井壓力恢復測試數據進行解釋，可以得出如下結論：
（1）在具有天然裂縫－溶洞型的碳酸鹽岩儲層中，如果具有兩種滲透性截然不同的儲層介質分布在不同的區域中（儲層非均質）時，可以用復合油藏模型（線性或徑向復合）進行擬合，並能得到比較滿意的解釋結果。
（2）用復合油藏模型擬合非均質的天然裂縫－溶洞型碳酸鹽岩儲層時，可以分別解釋出高滲區和低滲區的滲透率，以及各自的平均孔隙度。
（3）在非均質的天然裂縫－溶洞型碳酸鹽岩儲層的壓力恢復導數曲線上，中期（過渡期）往往出現「下凹」特徵，引起這一現象的原因包括：兩相流引起的變井筒存儲、裂縫引起的雙井筒存儲以及基質流體參與滲流的雙孔或雙滲介質等因素。解釋時應結合實際地質資料、岩心分析資料和流體PVT資料進行具體分析，以便准確選擇解釋模型。
（4）通過對該井的解釋，獲得了人工裂縫和酸壓裂縫的一些基本參數，加深了對酸壓裂縫滲透性的認識。該井酸蝕裂縫的滲透率為291×10-3μm2，孔隙度為3.45％，人工酸壓裂縫半長為44.4m。
（5）酸壓作為塔河奧陶系油藏油井增產上儲的重要措施，為今後類似酸壓井的試井解釋提供了研究方法和研究思路。
（6）本次壓力恢復測試沒有探測到油藏邊界，建議今後在該油藏壓恢測試設計時應盡可能地增加壓力恢復的時間，爭取使壓恢數據出現晚期地層徑向流段，探測到邊界的影響。
參考文獻
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Welllt-est analysis of build-up pressure for the acid-fractured reservoir:well S65
Wang XibinChen Zhihai
(Petroleum Institute CNSPC,Beijing100083)
Abstract::The artificial fractures of S65 by acid fracturing are connected with the natural fractures. According to the well-test software Saphir(Kappa),We developed composite model and interpreted the build-up pressure data by the nonlinear regression method and the MDH characteristic straight-line regression method.The basic parameters interpreted are accorded with those of the reservoirs,which is useful for the interpretation of other similar reservoirs.
Key words:acid fracturing natural fractures well test composite-reservoir build-up pressure