1. 完井、固井与试井
7.4.1 完井目的
煤层和砂岩储层的最大区别是气体存储和产出机理不同。对常规砂岩储层，气体存储在孔隙空间，通过孔隙和孔隙喉道流入水力裂缝和井。对煤层储层，大多数气体吸附在煤表面，为了采出这些气体，必须降低储层压力，使气体从煤基质中解吸、扩散，进入煤层的割理系统。然后，气体通过煤层割理系统进入水力裂缝和井筒。因此，煤层气井常常需要独特的完井技术和强化措施以便在井筒和储层间建立有效的联络通道，使煤层内部的气体解吸并流向井筒，以获取工业性产气量。煤层气井完井方法的选择与效果的好坏直接影响到煤层气的后期排采。
煤层气井的完井目的有：①使井筒与煤中裂隙系统相连通，这种连通常用裸眼完井、套管射孔或割缝来实现，且往往要进行强化处理；②为储层强化提供控制，在进行多煤层完井时，必须选择一种能够控制各单煤层强化作业的完井方法；③降低钻井污染，提高产气量，钻井作业产生的钻井污染可导致近井地带气、水流动受到限制，为连通钻井与原始储层，必须消除这种流动限制，通过消除或绕过污染可以克服钻井污染问题；④防止井壁垮塌，封堵出水地层，保障煤层气井的采气作业和长期生产；⑤降低成本，为确保煤层气井的经济开发，必须严格控制完井成本，使用相对低廉的完井方法，在设计完井工艺时，必须选择那些不会限制多煤层产气量的套管尺寸。
7.4.2 完井方法
煤层气井的完井方法由常规油气井的完井实践演化而来。尽管地层类型不同，但应用了许多相似的储层工程原理，有些常规技术可以直接利用，而有些技术则需改进，以适应煤储层的独特性能。
煤层气井完井通常应考虑的储层因素包括：
1）储层强化过程中的高注入压力：这种高注入压力常常由煤层特性所造成，如井筒附近复杂裂缝网络的产生、可能堵塞裂缝段的煤粉的生成、多孔弹性效应、裂缝尖端的滑脱等。
2）煤粉的生成：煤粉流入井筒可导致井筒和地面设备严重受损或管道堵塞。水力压裂则有助于控制煤粉的产生。
3）煤层裂隙系统必须与井筒有效连通，以便气体产出。
4）采气前必须对煤层进行排水降压：许多情况下，煤的裂隙系统饱含大量的水，为使气体解吸并流动，必须排水以降低储层压力。
5）在最小井底压力下生产，以使气体解吸量最大。
6）对某一煤组，选择单煤层完井还是多煤层完井。
7）煤层通常遇到较低的弹性模量，时常遇到复杂的水力裂缝。
目前，已用于煤层气井的完井方法可归纳为以下3类8种（表7.4）。
表7.4 煤层气井的完井方法
7.4.3 试井
试井是煤层气储藏工程的主要手段之一，是煤层气井生产潜能和经济可行性评价的重要途径。通过试井可获得储层压力、渗透率、井筒污染、井筒储集、孔隙度和压缩系数的积（储存系数）以及压裂井裂缝长度和裂缝导流能力估算等资料。其中储层压力和渗透率是关键参数，前者影响到煤层气的吸附与解吸，后者影响到煤层气的运移和产出。
试井是以渗流理论为基础的一种技术。根据渗流理论可将储层内流体的渗流区分为3种流态：稳态、准稳态和非稳态。稳态是指储层内任一部位的流体压力不随时间和累计产量的变化而变化，准稳态是指储层内流体压力随时间和流体产量呈线性变化，非稳态是指流体压力随时间和产量呈非线性变化。显然，实际储层不可能出现稳态流，但稳态流奠定了线性渗流定律——达西定律的基础，所有试井分析都建立在这一基础之上。
2. 沙井酸压后压力恢复资料的试井解释
王昔彬陈志海
（新星石油公司规划研究院北京100083）
摘要65井经酸压改造形成的人工裂缝与天然缝洞系统相沟通。针对该典型的酸压措施井，借助法国Kappa公司开发的Saphir软件，利用复合油藏模型对该井压力恢复测试资料开展了试井解释。采用典型曲线非线性回归拟合方法和MDH特征直线法，获得了人工酸压裂缝和天然缝洞系统的一些基本参数，解释结果比较符合地层实际情况。为今后类似酸压井的试井解释工作提供了可供借鉴的研究方法。
关键词酸压天然缝洞试井复合油藏模型压力恢复
1油藏基本概况
沙65井是塔河4号油田沙48井西北约5km的一口探井，该井在构造上位于艾协克2号构造西翼。裸眼完井井段为5451.82～5520.0m，岩性上为灰色、黄灰色的微晶灰岩。该井完钻后首先进行DST测试结论为干层，然后对测试层段开展了前置液酸压，从酸压施工曲线上分析，酸压前期形成人工酸压裂缝，随后表现出泵压下降、排量增加、与天然裂缝沟通的明显特征。该井于1999年9月4日12:40开井生产，8mm油嘴生产获得336 m3/d的高产，至1999年9月10日11:52关井，开始测压力恢复（以下简称压恢）。
2解释参数的选取
沙65井测试报告中没有提供解释所需的所有油藏地质参数和流体的 PVT物性参数，由于该井位于塔河4号油田，因此将沙65井和沙48井的油藏特征和流体性质进行比较 新疆塔里木盆地塔河3号、4号油气资料汇集成果（内部资料），1999。
从表1可以看出，沙65井和沙48井的原油都属于高粘稠油，PVT性质相差不大，因此对沙65井测试资料进行解释时，油层厚度取裸眼完井层段厚度，综合压缩系数取沙48井的值，沙65井解释参数具体取值如表2所示。
表1沙48井和沙65井地层及流体参数对比Table1Reservoir and fluid parameters comparison of S48 and S65
表2沙65井试井解释参数取值Table2Interpretation parameters of S65
3实际测试资料的解释
笔者采用法国Kappa公司开发的Saphir(2.3R）试井解释软件开展解释工作。在解释过程中，通过不同手段进行模型识别，力求选择出最接近油藏地质特征的解释模型，对于同一模型通过多种解释方法进行对比，解释出油藏参数。
3.1流量史
经过核实，沙65井从1999年9月4日12:40开井生产至1999年9月10日11:52关井为止，总共生产时间为143.3h，以8mm油嘴生产平均原油产量为336m3/d，产气量很小未计量，因此流量史如表3所示。
表3沙65井试井解释流量史Table3The flowing history of S65
3.2模型识别
图1是沙65井压力恢复数据的双对数曲线图。从图中可以看出，在早期压力与压力导数曲线不重合（压力导数曲线在450线以上，压力曲线在450线以下），主要因为压力恢复测试时井口关井地面流量为0，但由于井筒续流效应的影响，井底流量并不为0引起的。
图1沙65井压力恢复数据双对数图Fig.1The log-log build-up pressure plot of S65
将图1中关井时间进行校正，通过比较，将沙65井开井生产时间延长0.05h，压力恢复数据取143.35h以后的数据。这样修正后的压力恢复数据双对数图如图2所示。
图2所示的压力恢复双对数特征如下：
图2沙65井修正后的压力恢复双对数图Fig.2The corrected log-log build-up pressure plot of S65
早期（AB）段：压力及其导数的斜率为0.5～1.0，由于该井经过酸压措施，反应出无限导流能力裂缝特征和双井筒存储特征。
中期（BD）段：压力导数出现“下凹”，由于地层原油的泡点压力约为20MPa，而油藏原始压力约为59.4MPa，因此油藏中是单相流，并且在开井生产过程中，因气产量很小未计量，所以压力导数上出现的“下凹”并非是原油中气相的逸出而引起的变井筒存储，但是油井与酸压裂缝相连通，因此由裂缝存储引起的双井筒存储效应可以在压力导数上引起“下凹”，这一点可以在早期压力及其导数斜率为0.5～1.0这一特征上体现出来。
晚期（EF）段：反应出地层径向流特征。如果排除双井筒存储效应，中期和晚期压力导数曲线上出现两个台阶，这说明酸压措施形成的裂缝（人工裂缝）与地层天然裂缝－溶洞系统连通，从沙65井酸压施工曲线图（图3）可以反映出这一特征，从而形成两个渗透率不同的区域。
图3沙65井酸压施工曲线Fig.3The acid fracturing curve of S65
因此实际解释时，主模型应该选择径向复合油藏模型。基于以上分析，在解释沙65井压力恢复数据时，本文选择的模型为：“无限导流裂缝＋双井筒存储（变井筒存储）＋径向复合油藏＋无限大边界”。
3.3地层参数的解释
经过以上模型识别，采用Saphir软件的典型曲线非线性回归法和特征直线法这两种方法进行对比解释，分别阐述如下：
3.3.1典型曲线非线性回归法
选择“无限导流裂缝＋双井筒存储（变井筒存储）＋径向复合油藏＋无限大边界”模型，对该模型典型曲线进行非线性回归拟合结果如图4所示。
图4沙65井压力恢复数据典型曲线非线性回归拟合双对数图Fig.4The non-linear regression match log-log plot of S65
通过图4的拟合，解释结果如表4所示。
表4沙65井压力恢复数据典型曲线非线性回归拟合结果Table4Reservoir parameters interpreted by non-linear regression match of S65
根据以上解释结果，我们可以计算出如下参数：
（1）初始井筒存储系数Ci和终止井筒存储系数Cf
计算初始井筒存储系数和终止井筒井筒存储系数公式如下：
塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集
联立方程（1）和（2）可以求出初始井筒存储系数（Ci）为1.54m3/MPa，终止井筒存储系数（Cf）为1.76m3/MPa。终止井筒存储系数比初始井筒存储系数大，主要是由于第二井筒存储—裂缝存储效应引起的。
（2）天然裂缝－溶洞渗透率k2
流度比定义公式为：
塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集
复合油藏内外区流体粘度相等（μ1＝μ2），所以外区（天然裂缝－溶洞区）的渗透率由下式计算：
塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集
由（4）可以计算出天然裂缝－溶洞区的渗透率（k2）为1323×10－3μm2。
（3）天然裂缝－溶洞与人工裂缝（酸压缝）的孔隙度值
复合油藏内外区扩散系数比定义为：
塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集
复合油藏内外区流体粘度相等（μ1＝μ2），综合压缩系数基本相同（Ct1=Ct2），这样，天然裂缝－溶洞与人工裂缝的孔隙度比值可以由以下公式计算：
塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集
利用公式（6），可以计算天然裂缝－溶洞与人工裂缝的孔隙度比值（ψ1＝ψ2）为1.455。解释时输入的孔隙度平均值为5％，利用体积加权平均方法计算油藏平均孔隙度，则有如下公式：
塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集
联立（6）式和（7）式，可以计算出人工裂缝平均孔隙度（ψ1）值为：3.45％；天然裂缝－溶洞的平均孔隙度值为：5.02％。
3.3.2特征直线拟合方法
为了对典型曲线非线性回归拟合方法进行验证，由于沙65井测量压力恢复数据前开井生产时间较长（143.3 h），所以作特征直线拟合分析时，应该选用MDH曲线（而不是Homer曲线）进行拟合分析，MDH特征直线拟合如图5所示。
图5沙65井压力恢复数据MDH直线拟合图Fig.5The MDH characteristic straight-line regression plot of S65
特征直线拟合结果为：天然裂缝－溶洞渗透率（k2）为1390×10-3μm2，与典型曲线非线性回归法拟合的结果1323×10-3μm2基本一致，说明所选择的模型比较适合油藏实际情况。沙65井压力恢复历史拟合如图6所示。
图6沙65井压力恢复历史拟合图Fig.6The build-up pressure history math plot of S65
综合以上两种拟合方法，解释出的地层参数如表5所示。
表5沙65井压力恢复数据地层参数解释结果Table5The reservoir parameters interpreted by build-up pressure of S65
4结论与建议
通过对沙65井压力恢复测试数据进行解释，可以得出如下结论：
（1）在具有天然裂缝－溶洞型的碳酸盐岩储层中，如果具有两种渗透性截然不同的储层介质分布在不同的区域中（储层非均质）时，可以用复合油藏模型（线性或径向复合）进行拟合，并能得到比较满意的解释结果。
（2）用复合油藏模型拟合非均质的天然裂缝－溶洞型碳酸盐岩储层时，可以分别解释出高渗区和低渗区的渗透率，以及各自的平均孔隙度。
（3）在非均质的天然裂缝－溶洞型碳酸盐岩储层的压力恢复导数曲线上，中期（过渡期）往往出现“下凹”特征，引起这一现象的原因包括：两相流引起的变井筒存储、裂缝引起的双井筒存储以及基质流体参与渗流的双孔或双渗介质等因素。解释时应结合实际地质资料、岩心分析资料和流体PVT资料进行具体分析，以便准确选择解释模型。
（4）通过对该井的解释，获得了人工裂缝和酸压裂缝的一些基本参数，加深了对酸压裂缝渗透性的认识。该井酸蚀裂缝的渗透率为291×10-3μm2，孔隙度为3.45％，人工酸压裂缝半长为44.4m。
（5）酸压作为塔河奥陶系油藏油井增产上储的重要措施，为今后类似酸压井的试井解释提供了研究方法和研究思路。
（6）本次压力恢复测试没有探测到油藏边界，建议今后在该油藏压恢测试设计时应尽可能地增加压力恢复的时间，争取使压恢数据出现晚期地层径向流段，探测到边界的影响。
参考文献
[1]吴玉树，葛家理．裂－隙油藏近井区变渗透率问题．石油勘探与开发，1981(2）:55～63
[2]卢德唐．试井分析理论及方法．北京：石油工业出版社，1998.69～70
[3]林加恩．实用试井分析方法．北京：石油工业出版社，1996.48～51
[4]Heber,Cineo-Ley.Well-Test Analysis for Naturally Fractured Reservoirs.JPT.January,1996,51～54
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