【正文】 上講是是符合邏輯的，采用該模型的解釋結果見表29。，解釋的射孔段底部與氣水界面相距27m，存在兩方面問題：① 同氣藏多口井測、錄井資料和測試資料顯示，解釋為含氣層的部分通常難對產能有實質性的貢獻，；② 底水驅氣藏肯定表現(xiàn)出能力充足的特征，但試井期間的兩次關井，電子壓力計實測井底壓力在恢復到最高點后都出現(xiàn)小幅度、連續(xù)的下降（見試井公報），這存在矛盾。因此，結合區(qū)域地質資料分析，采用該模型作為解釋模型是不合理的。 表29 4種不同模型試井解釋結果對比表 解釋模型井模型井儲、表皮不完全射開表皮、井儲井儲、表皮表皮、井儲儲層模型視均質（底水驅）兩區(qū)徑向復合視均質視均質邊界模型無限大無限大有限導流斷層恒壓（鄰井干擾）地層壓力MPa滲透率，md地層系數(shù)，mdm163147150146儲層有效厚度，m表皮系數(shù)井儲系數(shù)m3/MPa縱向滲透率/橫向滲透率Kz/Kr///井與邊界距離，m射孔段底部與氣水界面距離27m內區(qū)半徑201m井與斷層距離78m井與恒壓邊界距離204m影響半徑，m578/848/⑵外區(qū)物性變好的徑向復合徑向復合滲流模型如圖214所示。該氣藏不同區(qū)域的裂縫發(fā)育程度存在較大差異，已經投產的新85新856和新2井的產能要好于本井。因此選用外區(qū)物性變好的徑向復合滲流儲層模型也是一種可能。采用徑向復合滲流模型解釋的解釋結果見表29。但是，該模型解釋的外區(qū)滲透率為138md，這對氣藏而言不合理。因此，采用該模型作為解釋模型是不合理的。圖214 徑向復合滲流儲層模型示意圖⑶有限導流斷層從圖2可以看出：某油井附近存在斷層。而斷層的兩側具有不同的流體特征，斷層一側的球形流也可能導致壓力導數(shù)下掉（滲流模型示意圖見215）。采用有限導流斷層模型的解釋結果見表29。但是，有限導流斷層模型解釋井與斷層距離為78m，與圖2中所示的某油井與最近斷層距離400m左右不符。因此，采用采用該模型作為解釋模型是不合理的。 圖215 有限導流斷層滲流模型視圖⑷ 鄰井干擾當正在生產的鄰井波及范圍與測試井波及范圍相重疊的時候，就產生井間干擾。井間干擾現(xiàn)象在測試井壓力動態(tài)上的反映為：① 關井之后，壓力先恢復至最高點，然后再以較小幅度連續(xù)下降；② 在壓力導數(shù)曲線上反映出與恒壓邊界類似的下掉趨勢。從圖212可以看出，壓力導數(shù)后期表現(xiàn)出下掉的趨勢，且電子壓力計實測的井底壓力數(shù)據(jù)也出現(xiàn)壓力先恢復至最高點后再以較小幅度連續(xù)下降的趨勢。因此，從曲線形態(tài)和壓力數(shù)據(jù)方面看，采用鄰井干擾模型解釋是合乎邏輯的。從區(qū)域地質資料和氣藏動態(tài)分析資料可以得出： km， km。已有分析顯示新85新2為同一裂縫系統(tǒng)；104m3/d，生產數(shù)據(jù)分析顯示新856井的波及半徑已達2000m。盡管某油井主產層為G層，與新85新2不同（主產層為E、F層），但某油井射孔段包括了F層的兩個含氣層（），新85新2井的生產可能對某油井有一定程度的干擾。盡管某油井開井5天左右就關井進行試井作業(yè)，在新856井，新2井的生產歷史上還沒有出現(xiàn)明顯的反映；但某油井兩次關井壓恢的壓力歷史都出現(xiàn)一定程度的下降（如圖216所示），推斷是由新85新2生產的干擾造成。從區(qū)域地質資料和氣藏動態(tài)分析資料可知：當高點位置的新2井開始投產開發(fā)，相對位置較低的新856井井口壓力下降，天然氣產量隨之下降，而地層水產量上升，證實該須家河組二段氣藏的連通性較好。該區(qū)域內新851井（E、F層），新856井F、F＇，；在某油井測試期間，新2井因輸氣流程損壞而關井，，,，兩口井的地層壓力非常接近，表明該區(qū)域須家河組二段氣藏的連通性較好，隨著開采地層壓力正逐步下降。上述兩點事實證明某油井關井的過程中的確受到新2井、新856井的干擾，選擇鄰井生產干擾下的“井儲、表皮＋視均質＋恒壓邊界”模型作為該井的解釋模型是完全合理的。圖216 試井壓力歷史局部放大圖綜上所述，本文采用受鄰井生產干擾下的“井儲、表皮＋視均質＋恒壓邊界”模型解釋。此處的恒壓邊界并不等同于水邊界，是新85新2井生產的波及范圍與某油井的波及范圍開始重疊的界面位置。試井解釋成果采用受鄰井生產干擾下的“井儲、表皮＋視均質＋恒壓邊界”模型的解釋結果見表29。模型檢驗（1）雙對數(shù)檢驗圖（見圖2－17）（2）半對數(shù)檢驗圖（見圖2－18）（3）壓力史檢驗圖（見圖2－19）圖2－17 雙對數(shù)檢驗圖圖2－18 半對數(shù)檢驗圖圖2－19 壓力歷史檢驗圖（八）樣品分析成果、流體性質PVT分析成果西南石油學院于2007年11月7日15:0016:00（第一個工作制度穩(wěn)定期） ，西南石油大學油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室油氣藏工程實驗室進行了高壓物性分析（即PVT分析），分析成果見附錄五，詳見西南石油大學油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室油氣藏工程實驗室《某油井高壓物性流體PVT分析報告》）。天然氣分析成果中國石油西南油氣田分公司勘探開發(fā)研究院地質實驗室對2007年11月1日井口所取天然氣氣樣進行了分析，其分析成果見附錄三。地層水分析成果（見附錄五）中國石油西南油氣田分公司勘探開發(fā)研究院地質實驗室對2007年11月1日和11月11日井口水樣進行了分析，其分析成果見附錄四表表2。流體性質（1）天然氣性質,%，%，屬干氣；,%，%，屬干氣。兩份樣品分析結果基本一致，但考慮到高壓物性PVT分析結果相對更為準確，因此本報告采用系統(tǒng)試井第一個工作制度的天然氣分析成果作為該報告中計算、評價的依據(jù)。％，計算產層中部垂深（），具有腐蝕能力。（2）地層水性質該井在系統(tǒng)試井第四個工作制度求產期間（2007年11月11日）所產地層水為具有油味、半透明的棕色液體，沉淀物為黑色（說明地層水中含有泥漿物質），Na+104mg/l、Ca+含量7750mg/l、Mg+含量405mg/l、104mg/l 、SO42含量605mg/l,水型為氯化鈣型，為地層水。在一點法求產期間（2007年11月1日）所產地層水為具有油味、渾濁的灰色液體，沉淀物為灰色（說明地層水中含有泥漿物質），Na+含量2830mg/l、Ca+含量329mg/l、Mg+、SO42含量114mg/l、 Cl含量5030mg/l ,水型為氯化鈣型；由于該水樣的Cl含量5030mg/104mg/l，明顯證實前者為地層水和凝析水的混合物，后者為地層水。氯化鈣型為大陸封閉環(huán)境下形成的，是具有良好油氣顯示的標志。（九）污染程度該井鉆井過程中在井深49524958m段漏失泥漿量28 m3，漏失的泥漿會對產層造成污染；，說明井口關井造成了中等程度的續(xù)流效應，也證實鉆井過程對近井帶儲層造成了一定程度的傷害。該井屬不完善井。(十) 氣水賦存關系從構造位置和地層水產量、地層水類型綜合分析可以得：新場孝泉構造須家河組二段氣藏是邊水干氣氣藏，氣水賦存關系服從重力分異的一般規(guī)律。即高點部位產碳酸氫鈉型凝析水，高點部位產氯化鈣型地層水；邊水隨天然氣的開采錐進、舌進形成底水，水性也會發(fā)生根本性的變化。筆者認為如下幾方面可以證實這一事實。從某油井構造圖（圖2）和鄰井產水情況對比表（見表210）可以看出新場孝泉構造整體上是一個背斜構造，根據(jù)氣水關系服從重力分異的一般規(guī)律，須家河組二段氣藏中天然氣及其凝析水應分布在高點位置；而地層水應分布在相對較低的位置，多以邊水的形式存在，并且邊水隨天然氣的開采而錐進、舌進形成底水，這是油氣水分布的一般規(guī)律。 表210 鄰井產水情況對比表 井號層位某油井新2井新851井新856井川孝565井川孝560井垂深(m)垂深(m)井深(m)井深(m)井深(m)井深(m)T3x2（頂界）水產量（m3/d）↑4↑16360水型氯化鈣碳酸氫鈉碳酸氫鈉碳酸氫鈉→氯化鈣氯化鈣氯化鈣從某油井構造圖（圖2）也在可以看出在新場構造T51地震反射層，新2井位于構造高點位置，新851井次之、新856井略低于新851井，某油井位于新856井和川孝565井之間，而川孝565井、川孝560井位于構造的低部位。依據(jù)油氣水分布的一般規(guī)律，新2井、新851井幾乎不會產地層水，新856井、某油井產地層水可能性比較大，而川孝565井、川孝560井的地層水產量應該比較大。表210中生產動態(tài)資料也完全證實了這一規(guī)律。動態(tài)資料證實當高點位置的新2井開始投產開發(fā)，相對位置較低的新856井井口壓力下降，天然氣產量隨之下降，而且地層水產量急劇上升。該區(qū)域內新851井（E、F層），新856井（F、F＇層），；在某油井測試期間，新2井因輸氣流程損壞而關井，，,，兩口井的地層壓力非常接近，表明該區(qū)域須家河組二段氣藏隨著開采地層壓力正逐步下降。以上兩點證實須家河組二段氣藏儲層的連通性較好，該氣藏為一個整裝氣藏，這為氣藏中氣水賦存關系服從重力分異和邊水隨天然氣的開采而錐進、舌進形成底水的事實提供了條件。鄰井產水情況對比（見表210）及開發(fā)、測試動態(tài)資料表明位于新場孝泉構造須家河組二段氣藏高點位置的新2井、 m3/d，氯離子含量分別為4170mg/l、1673mg/l，并且未出現(xiàn)增加的趨勢；同時水型均為碳酸氫鈉型，已有資料表明新2井、新851井所產水為凝析水，也說明構造高點部位所產水為凝析水。這與油氣水分布規(guī)律一致。同時，當高點位置的新2井開始投產開發(fā)，相對位置較低的新856井井口壓力下降，天然氣產量隨之下降，而地層水產量上升。這一現(xiàn)象證實該氣藏為邊水氣藏，此刻氣藏中的邊水又開始向新2井錐進、舌進，在新856井的位置漸形成了底水，符合油氣水分布規(guī)律。新856井在測試期間的水產量為4 m3/d，氯離子含量為151 mg/l，水型為碳酸氫鈉型，證實該階段所產水為凝析水。隨著天然氣的開采，水產量逐漸由4 m3/d↑16 m3/d；氯離子含量約為5104mg/l；水型也發(fā)生了根本性的變化，從碳酸氫鈉型轉變?yōu)槁然}型，凝析水逐漸轉變?yōu)榈貙铀?。這是天然氣的開采而造成邊水錐進、舌進形成底水的過程，這一過程也符合油氣水分布規(guī)律。表2表23表明在輸氣排液期間的10月26日2:0030日10:00現(xiàn)場測定Cl保持在11343571mg/l，地層水產量基本穩(wěn)定，對比新851井和新2井所產水的氯離子含量（1673mg/l 和4170mg/l）分析該時間內所產水為凝析水；11月1日0:00地層水產量呈現(xiàn)出緩慢增加的趨10月30日10:00現(xiàn)場測定Cl含量突然從2835↑54607255mg/l；11月1日0:00地層水產量呈現(xiàn)出緩慢增加的趨勢，并且在一點法測試求產期間也有增加的趨勢；11月1日所取水樣的分析報告表明Cl含量為5030 mg/l，水型為氯化鈣型，證實該水為地層水與凝析水的混合物。表2表23也表明在系統(tǒng)試井第一、第二、第三工作制度求產期間現(xiàn)場測定Cl保持在17953327mg/l，水產量0m3/d↑ m3/d↑；在第四個工作制度求產期間的11月10日12:00地層水產量明顯增大，10日22:00 現(xiàn)場測定Cl含量突然從7810↑44675mg/l；并且地層水產量呈繼續(xù)上升的趨勢； 104mg/l，水型為氯化鈣型，該水為地層水。事實表明系統(tǒng)試井階段所產水從凝析水變?yōu)槟鏊c地層水的混合物，再變成地層水。在11月17日15:0022日0:，現(xiàn)場測定氯離子含量5437mg/l；、104m3/d，水產量2 m3/d，現(xiàn)場測定氯離子含量42600mg/l，完全證實該水為地層水。事實又表明生產階段所產水也從凝析水變?yōu)槟鏊c地層水的混合物，再變成地層水。上述三點事實充分證明該井在開井的過程中所產水符合碳酸氫鈉型凝析水轉變?yōu)槁然}型凝析水與地層水的混合物、再變成氯化鈣型地層水的規(guī)律；也證明隨天然氣的產出，邊水錐進、舌進將形成底水這一過程符合油氣水分布規(guī)律。處于構造低點位置的川孝565井、川孝560井所產地層水為氯化鈣型， 104 mg/l, m3/d、360 m3/d，這是油氣水分布規(guī)律的又一表現(xiàn)（構造低點位置產地層水）。綜上所述：構造高點部位水產量低，多為碳酸氫鈉型凝析水；構造低點部位水產量高，多為氯化鈣型地層水。即從構造高點到低點部位，產水量呈急劇增加的趨勢；水型也呈碳酸氫鈉型變?yōu)槁然}型的趨勢；水的存在形式也呈凝析水變成凝析水與地層水的混合物，再轉變?yōu)榈貙铀内厔?。隨著天然氣開采，將造成邊水錐進、舌進形成底水的現(xiàn)象，氣井將出現(xiàn)產水量呈急劇增加的趨勢、氯化鈣型地層水替換碳酸氫鈉型凝析水的趨勢?？傊?，從構造位置和地層水產量、地層水類型綜合分析可以得出：新場孝泉構造須家河組二段氣藏屬邊水干氣氣藏，氣水關系服從重力分異的一般規(guī)律。（十一）主要儲層特征分析 m（ m），層位T3x2(F層)該井段巖性為淺灰色中粒巖屑石英砂巖夾黑色頁巖，局部見黑色礫巖，見1347粒次生石英晶體，說明儲層中孔隙發(fā)育?！?，↑％，槽面氣泡占5％，↓，也證實該儲層中裂縫非常發(fā)育。，巖心頂部見酥餅狀構造（），見少量次生它形石英，與鉆進時返出大量次生石英的井深相吻合；中部、下部見少量斜縫，部分縫面上見有機質分布，取芯資料也表明該儲層中裂縫非常發(fā)育?？傊?，錄井資料表明該儲層中裂縫非常發(fā)育，具有良好的油氣顯示，錄井解釋為裂縫性氣層。，深淺側向電阻率中部負差異，，％， 井段發(fā)育3條裂縫。測井資料證實儲層中裂縫非常發(fā)育，測井解釋為含氣層。綜上所述： m（ m）儲層中裂縫非常發(fā)育，為裂縫性氣層。 m（ m）儲層，層位T3x2（G層）該層巖性為淺灰色中粒巖屑石英砂巖，次生礦物石英較發(fā)