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【摘要】通过目前朝阳沟油田测试资料的处理拟合情况，结合地质资料分析了导致压力导数曲线后期上翘的原因，主要为两类影响曲线上翘的因素，并进行举例分析。
【关键词】压力 曲线 上翘 原因
在资料解释中，影响朝阳沟油田压力恢复试井资料导数曲线后期上翘的原因主要为边界影响，包括地层物性变化影响和油水界面影响，仅从测试资料上来看两种情况的曲线形态相似，较难判断，必需结合地质资料全面分析；另外，经很多人研究认为在低渗透油田这一特定环境中非达西流动是存在的，因此启动压力梯度也是导致压力导数曲线上翘的主要原因。在实际测试资料分析时，对上述两方面影响因素的准确判断是保证资料解释精度及合理性的关键，为朝阳沟油田剩余油开发提供可靠依据。
1 地层物性变化影响
朝86区块构造上处于朝阳沟背斜与薄荷台鼻状构造之间，该区断层发育，共发育断层93条，断层延伸长度一般在3～5km，最长10.5km，断层走向以近南北向为主，形成地垒、地堑、断阶，是一个被断层复杂化的短轴背斜。因此在分析该区块测试资料时，首先考虑影响曲线上翘的外边界为不渗透边界。
翻127-斜47井位于该区块的两条断层夹角之间，分别于2011年9月18日至2011年9月28日对该井进行关井测压，关井前稳定生产时间为1776小时，稳定产液量2.8t/d。经初步判断该井采用均质地层、有效井径、变井储定表皮、任意夹角封闭边界模型进行拟合。拟合结果看，压差曲线和压力导数曲线均有明显的不渗透边界反应，地质分析也确认该井两侧均有断层。在解释模型中加上两条不渗透边界后，实测曲线和样板曲线和半对数拟合检验曲线拟合的相当好。
2 油水边界影响
邻井影响主要分为两种：相邻水井、相邻油井。如果压力波先探测到相邻水井的边界（即油水界面），由于注水井压力补充，会使测试井压力恢复速度加快，使测试井双对数曲线在后期上翘，对于该类曲线主要采用复合模型解释，但实际拟合时后期上翘幅度不能完全用复合模型进行，此时在解释时也要加入一个不渗透的边界，对曲线进行拟合，但这时的不渗透边界应为邻井影响，即油水界面。反之，如果先探测到相邻油井，邻井的生产会导致测试井压力恢复速度减慢，这时导数曲线会表现出和恒压边界相似的特征，致使导数曲线下倾，此时的边界应理解为流动滞流带，即所谓的死油区。
翻180-斜98井位于超前注水试验区块长10区块，该井中深919.0m，仪器下入深度897m。2008年12月新井静压点测试地层压力7.5MPa，可作为该井原始地层压力。根据长期压力监测曲线，分别用5天、10天、15天、20天、50天和63天不同关井时间做不稳定试井解释。图1为关井63天的试井解释成果图。根据地质资料显示，该井位于河流相主河道沉积，地层视孔隙度16%，在一个井距的范围内不存在相态变化，该井周围既没有密封断层，也没有进行压裂措施，因此排除了物性变化的影响。而压力导数曲线后期明显上翘，说明已探测到边界，由于该区块为超前注水试验区块，在该井没有投入生产之前，与之相邻的水井翻180-斜99已提前进行注水一段时间，另外注水开发以反九点法为主，水井和水井的边界远比油井和油井的边界要大，所以油井测试时碰到的邻井影响为油水界面的几率最大。因此选用均质完全复合地层模型解释。解释成果如下：
K=6.7m D、S=--2.52、d=85.81、p=7.9MPa
其中d为复合边界距离，p为测试地层压力。
与之相邻的水井翻180-斜99为一口超前注水井，井间距离为180m，通过下入长期压力监测仪器，分别观察超前注水期间这口水井流动压力变化和翻180-斜98地层压力变化情况，油井的测试地层压力从7.5MPa上升为7.91MPa，超过原始地层压力，说明开始注水受效，表明这两口井的连通性较好，后期压力导数上翘是探测到了两口井间的油水界面，与实际情况相符。选择均质完全复合模型解释，曲线拟合很好。
3 启动压力梯度影响
流体在低渗多孔介质中渗流时由于大比面、细孔道、粘度和温度使得固体表面的流体性质发生了变化，渗流规律偏离了达西定律，即非达西渗流，渗透率越小表现越明显，为了合理有效的对其进行解释，引入了启动压力梯度的概念。当压力梯度较小时，在固体表面的流体在吸附作用、表面张力、毛细管力及流体本身粘度的作用下，使固液接触面的流体被束缚形成不流动的不动层或边界层，并且边界层的厚度随压力梯度的增加而减小，随压力梯度的增大，介质允许流体通过的能力增大，当压力梯度增大到一定值时，边界层转化为固化层，进入线性非达西流阶段。大量室内试验和矿场实践证明，特低渗透储层的渗流特征主要表现为：流体渗流存在启动压力梯度。朝阳沟油田应属于低渗油藏所以非达西渗流是存在的。如果不考虑非达西渗流的影响，后期的导数上翘只能归结于非均质边界和邻井影响，对于纯粹因非达西影响的井来说，常常将非达西因素的影响解释为其它因素的影响。而大庆油田目前使用试井解释软件均是建立于地层流体满足达西渗流规律（即达西模型）之上，对于后期的上翘多采用不渗透边界，无法揭示其真正因素。
4 结论与建议
（1）导数上翘的产生主要为边界影响，包括地层物性变化影响和油水界面影响，解释过程中应结合所在区块的地质情况，存在断块复杂的区块应考虑是否为不渗透边界影响；当边界达到约1/3井距时，首先要查阅地质资料，确定地层物性变化不大时，可认为是邻近水井影响。
（2）低速非达西流也会造成后期导数曲线上翘。这时的上翘就不再是边界影响，而是启动压力较低使流体渗流性质发生了改变。
（3）应对朝阳沟油田低速非达西流进一步研究，消除不渗透假边界的影响，对于进一步提高测试资料解释精度服务大庆油田开发具有重要意义
参考文献
[1] 付春权，尹洪军，等.低速非达西渗流不稳定压力动态特征[M].海洋出版社，2001
[2] 杨秀祥，等.特低渗透油藏试井解释中的模型选择及油藏诠释[J].油气井测试，2007
【关键词】压力 曲线 上翘 原因
在资料解释中，影响朝阳沟油田压力恢复试井资料导数曲线后期上翘的原因主要为边界影响，包括地层物性变化影响和油水界面影响，仅从测试资料上来看两种情况的曲线形态相似，较难判断，必需结合地质资料全面分析；另外，经很多人研究认为在低渗透油田这一特定环境中非达西流动是存在的，因此启动压力梯度也是导致压力导数曲线上翘的主要原因。在实际测试资料分析时，对上述两方面影响因素的准确判断是保证资料解释精度及合理性的关键，为朝阳沟油田剩余油开发提供可靠依据。
1 地层物性变化影响
朝86区块构造上处于朝阳沟背斜与薄荷台鼻状构造之间，该区断层发育，共发育断层93条，断层延伸长度一般在3～5km，最长10.5km，断层走向以近南北向为主，形成地垒、地堑、断阶，是一个被断层复杂化的短轴背斜。因此在分析该区块测试资料时，首先考虑影响曲线上翘的外边界为不渗透边界。
翻127-斜47井位于该区块的两条断层夹角之间，分别于2011年9月18日至2011年9月28日对该井进行关井测压，关井前稳定生产时间为1776小时，稳定产液量2.8t/d。经初步判断该井采用均质地层、有效井径、变井储定表皮、任意夹角封闭边界模型进行拟合。拟合结果看，压差曲线和压力导数曲线均有明显的不渗透边界反应，地质分析也确认该井两侧均有断层。在解释模型中加上两条不渗透边界后，实测曲线和样板曲线和半对数拟合检验曲线拟合的相当好。
2 油水边界影响
邻井影响主要分为两种：相邻水井、相邻油井。如果压力波先探测到相邻水井的边界（即油水界面），由于注水井压力补充，会使测试井压力恢复速度加快，使测试井双对数曲线在后期上翘，对于该类曲线主要采用复合模型解释，但实际拟合时后期上翘幅度不能完全用复合模型进行，此时在解释时也要加入一个不渗透的边界，对曲线进行拟合，但这时的不渗透边界应为邻井影响，即油水界面。反之，如果先探测到相邻油井，邻井的生产会导致测试井压力恢复速度减慢，这时导数曲线会表现出和恒压边界相似的特征，致使导数曲线下倾，此时的边界应理解为流动滞流带，即所谓的死油区。
翻180-斜98井位于超前注水试验区块长10区块，该井中深919.0m，仪器下入深度897m。2008年12月新井静压点测试地层压力7.5MPa，可作为该井原始地层压力。根据长期压力监测曲线，分别用5天、10天、15天、20天、50天和63天不同关井时间做不稳定试井解释。图1为关井63天的试井解释成果图。根据地质资料显示，该井位于河流相主河道沉积，地层视孔隙度16%，在一个井距的范围内不存在相态变化，该井周围既没有密封断层，也没有进行压裂措施，因此排除了物性变化的影响。而压力导数曲线后期明显上翘，说明已探测到边界，由于该区块为超前注水试验区块，在该井没有投入生产之前，与之相邻的水井翻180-斜99已提前进行注水一段时间，另外注水开发以反九点法为主，水井和水井的边界远比油井和油井的边界要大，所以油井测试时碰到的邻井影响为油水界面的几率最大。因此选用均质完全复合地层模型解释。解释成果如下：
K=6.7m D、S=--2.52、d=85.81、p=7.9MPa
其中d为复合边界距离，p为测试地层压力。
与之相邻的水井翻180-斜99为一口超前注水井，井间距离为180m，通过下入长期压力监测仪器，分别观察超前注水期间这口水井流动压力变化和翻180-斜98地层压力变化情况，油井的测试地层压力从7.5MPa上升为7.91MPa，超过原始地层压力，说明开始注水受效，表明这两口井的连通性较好，后期压力导数上翘是探测到了两口井间的油水界面，与实际情况相符。选择均质完全复合模型解释，曲线拟合很好。
3 启动压力梯度影响
流体在低渗多孔介质中渗流时由于大比面、细孔道、粘度和温度使得固体表面的流体性质发生了变化，渗流规律偏离了达西定律，即非达西渗流，渗透率越小表现越明显，为了合理有效的对其进行解释，引入了启动压力梯度的概念。当压力梯度较小时，在固体表面的流体在吸附作用、表面张力、毛细管力及流体本身粘度的作用下，使固液接触面的流体被束缚形成不流动的不动层或边界层，并且边界层的厚度随压力梯度的增加而减小，随压力梯度的增大，介质允许流体通过的能力增大，当压力梯度增大到一定值时，边界层转化为固化层，进入线性非达西流阶段。大量室内试验和矿场实践证明，特低渗透储层的渗流特征主要表现为：流体渗流存在启动压力梯度。朝阳沟油田应属于低渗油藏所以非达西渗流是存在的。如果不考虑非达西渗流的影响，后期的导数上翘只能归结于非均质边界和邻井影响，对于纯粹因非达西影响的井来说，常常将非达西因素的影响解释为其它因素的影响。而大庆油田目前使用试井解释软件均是建立于地层流体满足达西渗流规律（即达西模型）之上，对于后期的上翘多采用不渗透边界，无法揭示其真正因素。
4 结论与建议
（1）导数上翘的产生主要为边界影响，包括地层物性变化影响和油水界面影响，解释过程中应结合所在区块的地质情况，存在断块复杂的区块应考虑是否为不渗透边界影响；当边界达到约1/3井距时，首先要查阅地质资料，确定地层物性变化不大时，可认为是邻近水井影响。
（2）低速非达西流也会造成后期导数曲线上翘。这时的上翘就不再是边界影响，而是启动压力较低使流体渗流性质发生了改变。
（3）应对朝阳沟油田低速非达西流进一步研究，消除不渗透假边界的影响，对于进一步提高测试资料解释精度服务大庆油田开发具有重要意义
参考文献
[1] 付春权，尹洪军，等.低速非达西渗流不稳定压力动态特征[M].海洋出版社，2001
[2] 杨秀祥，等.特低渗透油藏试井解释中的模型选择及油藏诠释[J].油气井测试，2007