《试井资料的应用实例》

3.5、试井资料的应用实例
呼图壁气田的储层边界及油气水分布状况呼图壁背斜位于呼图壁县东南方向约8km,是在1952年-1954年重磁及电法勘探工作中发现的，1954年12月部署呼1井,钻探过程中未发现油 图3-35、呼2井过井剖面图
气显示。

91年再次加密地震勘探，于94年8月18日部署开钻呼2井，全井在紫泥泉子组见两段气测显示异常段。

经地震勘探资料分析，呼图壁背斜属准噶尔盆地北天山山前拗陷第三排背斜带最东边的一个长轴背斜，长轴近东西向,平行于伊林黑比尔根山。

如图3-35为过呼2井地震剖面图，图3-36为过呼001井地震剖面图，图3-37为呼图壁背斜紫泥泉子组气藏上部砂体顶部构造图，构造图上表明呼图壁背斜沙湾组以上地层为一完整背斜，从安集海河组 图3-36、呼001井地震剖面图 底部地层被一逆掩断层断开，断面南倾，断层向下交得平缓，呈弧形弯曲，凹面向上。

呼2井出气层紫泥泉子组处于断层的下盘(见图3-38)。

经1996年8月6日电缆射孔打开第三层紫泥泉子组(E 1-2)z ，井段3614-3608,3597-3594m 后，喷出日产×104m 3
的高产气流，发现了呼图壁背斜紫泥泉子组这一特大气藏，这是准噶尔盆地南缘油气勘探史上的重大突破，标志着新疆油田天然气勘探的新纪元。

图3-37、呼图壁气田过呼002-呼2井构造剖面图
经勘探证实呼图壁背斜气藏的有效储层主要集中在一套棕色泥岩，砂质泥岩与浅灰，褐灰色含砾不等粒砂岩，细砂岩，粉砂岩互层的岩性组合形成辫状河亚相与滨浅湖亚相沉积体。

储集空间以粒间孔为主，有少量粒内溶孔及构造作用形成的不规则缝，最大孔隙度为21.14%，最小为8.5%。

物性评价一般为高孔--高渗或中孔—中渗特征。

自呼2井获得的高产气流以后，又钻探了呼001、呼002探井和HU2002、HU2003、HU2004开发井，根据构造图分析，呼001井、HU2002井、HU2003井、HU2004井与呼2井属于断层下盘，呼002井属于断层上盘，为了弄清该地区储（断）层边界及油气水分布规律，也为了验证构造图中断层
的是否存在和距离远近，在试气过程中，我们 图3-38、呼图壁气田紫泥泉子组气藏上部砂体顶界构造图 运用高精度电子压力计直读测试试井技术，对产气层进行了系统（稳定）试井和关井复压探边测试技术，取得了显著效果。

气层稳定试井采用的方法为回压法五个工作制度试气，高压三相分离器测气，产量台阶约为10×104m 3，直读式电子压力计测压，经试气、计算求得各井无阻流量如表3-1
表3-1 呼图壁气田系统试井无阻流量表
从表3-1中可看出：呼2井无阻流量较低， HU2002井、HU2003井、HU2004井产量较大，呼001井次之。

原因为：呼2井位于构造较低部位，且厚度较小，而其它井厚度较大，位于构造较高部位，所以产量也大些。

通过几口井的试气资料，结合构造图分析，进一步确定了呼图壁背斜气藏分布规律。

而位于断层上盘的呼002井经试油6层，均为水层，未见油气显示，说明构造上所反映的断层确实存在，且断层上盘不含油气，这为以后的勘探和开发指明了方向，也为研究呼图壁背斜油气运移规律提供了依据。

关井测复压探边测试确定该地区断层边界。

在系统试气后，我们利用高精度电子压力计试井技术测恢复压力，并利用现代试井解释软件（SSI 公司的Interpret/2）进行处理，分析求得探边参数。

如呼2井双对数导数曲线（图3-39）、呼001井双对数导数曲线（图3-40）。

图3-39、呼2井 无因次双对数曲线拟合图 图3-40、呼001井 无因次双对数曲线拟合图
表3-2、呼图壁背斜气藏探边试井数据表
探边测试为油田滚动开发和油田扩边提供依据①石西油田SH3008井探边测试为油田滚动开发提供有力依据
在石002井区三工河组油藏勘探时，位于西侧的探井石008井试油过程中，日产天然气9000m3，油量很少，地震资料认为中间存在着“石002井东断裂”的断层，这条断层把这个井区分成东西两半，西边为富油区，东边为贫油区。

所以在油藏开发前期地质也认识为：“石002井东断裂和石002井北断裂对油藏边界起着控制作用”。

根据钻井、试油、岩心化验分析等资料，通过油藏精细描述，1996年初上报三类探明含油面积为12，石油地质储量为1157×104t×108m3。

在滚动开发中，该区比原计划多打了3口井，为了了解“石002井东断裂”是否存在，在其中的SH3008井进行探边测试（见图3-41）。

图3-41、石002井区三工河组油藏构造图
SH3008井是石西油田侏罗系三工河组油藏的一口开发井，该井于96年3月28日，用3.97mm油嘴试产，获得日产油38.2m3，日产气5187m3的工业油流，于5月15日-24日下入 GRC-770电子压力计进行关井恢复压力测试。

对压力数据采用Interpret/2试井软件解释分
析。

根据压力双对数导数图（图3-42），选用模型采用井筒储集和表皮效应+复合油藏+恒压边界。

由图3-42、SH3008井无因次双对数图
于井筒内流体是以气油两种相态存在，在续流段未结束前，受相态分异的影响，导数曲线呈“V”型下凹，后又受恒压边界的影响，压力导数曲线下倾，故在无因次双对数图上未表现出0.5的径向流的直线段。

解释地层参数如下表：
表3-3、SH3008井试井解释参数
通过探边测试资料分析认为SH3008附近不存在断层，为此，石西油田项目经理部决定在原来的构造断层上部署了SH3052井，并率先获得工业油流，该井得手后，又先后有多口扩边开发井获得工业油流，投产情况如表3-4：
这些扩边开发井相继获得工业油流，事实证明对石002井区油水分布影响最大的一条断裂--“石002井东断裂”不存在，通过滚动开发，新增含油面积km2，新增石油地质储量305×104t，也证明SH3008井探边测试资料的可靠性。

②车2016、车2018井探边测试为车2井区扩边方案提供依据
车排子地区是一个已投入开发的油田，其产油层为侏罗系齐古组。

过去一直认为油藏东边有一条断裂(车2井东侧断裂)。

但在开发过程中发现，所有开发井都未钻遇过断层。

该区块也未进行过三维地震，所以，对此断裂是否存在，因没有更充分的证据，开发人员持有怀疑态度。

为此要求在靠断裂只有120m的车2016井和车2018井进行探边测试加以证实。

测试曲线如图3-43、图3-44。

图3-43、车2016井双对数导数曲线图图3-44、车2018井双对数导数曲线图
×10-3um2，Ｓ值小于零，没有污染，内区半径17m，内外区流动系数比值为2.4，说明内区渗透性、
表3-5 车2016井与车2018井参数对比表
参数P(MPa) K(10-3μm2) C(m3/MPa) S R1(m) (Kh/μ)1/2 x f(m) d1(m) 车2016 28.84 17
车2018 39 100
图3-45、车2井区侏罗系齐古组构造图
×10-3um2，内外区流动系数比值只有0.31。

说明内区的渗透性、流变性比外区差，但射孔时就喷出了油气流。

这是因为井底存在半长为长的天然垂直裂缝起的作用。

S值为负值，也是生产中自动解堵形成的。

车2016探测范围达到了505m，未发现断裂边界；车2018井也未探到断裂边界。

从而证实，车2井东侧断裂不存在，或者说，既使该断裂存在，但其对油气不起封闭作用，跨过“断裂”，有望再找到油气。

据此，决定跨过“断裂”钻扩边井。

经过扩边开发，所钻扩边井均获得工业油流，扩边井生产情况如表3-6，
表3-6、车2井区扩边井生产情况
生产方式日产油t 日产水m3
井号完钻日期
投产日期
CH2033 95 机抽 1.0
CH2032 95 机抽15
CH2031 95 机抽
CH2056 97 油嘴40
根据扩边井的情况可以说明，原定的车2井东断裂是不存在的，新增探明面积1.8km 2
,新增控制储量250万吨。

事实上证明进行电子压力计探边测试是可信的。

综合利用试井资料计算油气藏原始储量
利用试井资料不仅能够为油田提供各种动态资料，而且在气田开发中也发挥了很大的作用，对试井资料分析，可以识别气藏储层类型，提供各种动态信息，进行动态评价，为气田开发提供有力依据，五区南油田克006井就是很好的说明：
克006井在克拉玛依市东南方向约23千米处，位于五区南断裂上盘。

该井是为了解克75井区二叠系乌尔禾组储层类型及油气分布范围而布的一口评价井。

该井于1993年1月6日取心，岩性为灰色砂砾岩，砾石成份为变质岩及火成岩块，砂质成份为石英、长石，泥质胶结。

油浸级岩心，油质很轻。

1993年4月20日完钻后，93年8月投入试油，射开乌尔禾组（P 2w ，射后即喷出油气，用油嘴控制生产，日产油3
×104m 3
，油少气多，主要反映气藏特征。

为了解地层流体情况，系统试井结束后，下电子压力计关井测复压，经数值模拟，诊断油藏模型为具有井筒储集和表皮影响的双孔隙复合油藏，并且存在矩形不渗透边界，边界距离分别为d1=359m ，d2=486m ，d3=604m ，d4=14m 。

如图3-46所示。

因钻井泥浆的污染在井周400m 范围内形成了一个低渗透内区，内区的流动系数只达到外 图3-46、克006井第一次试井曲线图 区的50%，400m 以外地层渗透率变好，这从侧面反映出该井因靠五区南断裂近，裂缝比较发育，钻井泥浆的污染影响范围也较大，好在本层主要流体为气，并伴有少量原油，在流经污染带过程中，具有冲刷地层自行解堵的功能，如果地层主要产油，不经改造措施是很难达到油流标准的。

外区流变性比内区好，也说明了越靠近断裂，裂缝越发育，储层的渗透性也越好。

在相同工作制度下，靠
主断裂更近的克75、克77的油气日产量比本井高，就是一个充分的证据。

该井在试油工作结束后交采油厂，在投产近两年后，开发部门为了解油气藏动态情况要求再次测压，关井前，日产油3
×104m 3
，于95年9月12-19日第二次下入电子压力计测恢复压力，其测试分析曲线见图3-47。

再次探测到了油气藏的四条不渗透边界，同时发现油层的其它参数发生了变化，见表
3-7 : 图3-47、克006井第二次试井曲线图
表3-7、 克006井两次测压参数对比表
从表3-7中可以看出，油藏面积较小，只有2
，历经近两年的生产，地层压力下降了4.35MPa 。

因自我解堵作用，内区污染已解除，S 值由4.2降为-2.0，井周地层渗透性得到了改善，K 值增大了2.1倍，裂缝储集能力增大了3.1倍,•井筒储集系数也相应增大了2.1倍，但基岩窜流系数减少了4.6倍，表明地层能量发生了明显衰减。

对比前后两次测压曲线也能看出，储层具有很好的自行解堵能力：第一次测压，导数最高峰与0.5线的距离为0.95个对数周期，•第二次测压为0.6个对数周期；第一次测压导数最高峰在横坐标10处出现，第二次比第一次提前了三分之一个对数周期；第一次测试压力曲线高过纵坐标10，第二次刚刚接近10，类似于压裂改造后的情况。

因第二次测压是在生产期进行的，周围生产井的关井、开井引起了本井压力变化，使导数曲线呈现波峰波谷形态，相当于干扰试井的观察曲线。

同时说明，本井油层虽有多条不渗透边界限制，但与区块主体油气层的连通性很好，为补充能量提供了通道。

两次试井探到的四条边界距离未发生变化，证实矩形边界确实存在，构造图反映出本井所处位置为窄小的油气藏边缘，属于小型油气藏。

根据两次试井测得的压力值，应用下面压降公式，计算油藏原始气储量为： R = P 0ΣQg/(p 0-P t ) ×730×51000/(32.55-28.2) × 108
(m 3
) 式中：
Po----第一次测得的地层压力(油气藏原始压力)，MPa Pt----第二次测得的地层压力(油气藏目前压力)，MPa ∑Qg----累积采气量 ， m 3
R-----天然气原始储量 ， m 3
干扰试井的应用干扰试井可及时了解各生产井或注水井的动态，针对存在的问题采取必要的措施，进行合理的调控，以达到增产和提高采收率的目的。

干扰试井的目的主要是：经干扰测试确定两口井是否连通，为开发调整注水方案、综合治理提供依据。

近几年干扰试井中，有的两口井连通性较好，而有的则较差，其中有一组井，原
认为是属构造同盘的井，在注水时，观察井未能图3-48、X1020-X1019-X1091井干扰试井曲线图
接受到激动信息，而认为是属构造另一盘的井，在注水时，观察井很快接受到激动信息。

X1020（观察井）与X1019（激动井）进行干扰试井，两井相距350m，先是激动井X1019以20m3/d的注入量对观察井X1021激动720.554小时，后停注617.52小时，观察井内下入地面直读电子压力计，地面监测观察井压力并不受激动井的影响，未有相应的反映，表明X 1020井与注水井X1019层间不连通。

其后改为由距观察井300m的X1091井激动，以72m3/d的注入量激动26 .67小时，又以120m3/d的激动量激动273小时。

地面监测观察井压力受激动井的影响很大，有明显的反映，
图3-49、夏21井北断裂构造图（局部）
观察井整个压力记录过程见图3-48，经对干扰试井资料解释，探测范围半径为125m，分析计算出导压系数为5.475μm2·MPa/mPa·s，渗透率为1.2×10-3μm2，表明X1020井与X1019井不连通，X1020井与X1091井连通性较好，经过本次干扰试井,说明原构造图中的断层走向应有所改变，X1020井与X1091井可能属于构造同盘，而X1020井与X1019井可能不属于构造同盘，后经研究院对三维地震资料重新分析，重新确定了夏21井北断裂的走向（图3-49），从而也说明根据试井资料分析推断的正确性。

利用试井资料评价压裂效果Array利用试井技术不仅可以正确认识油气
藏类型，而且还能够对增产措施的效果进行
分析评价。

如石南7井J2x-2653m 井段的压
裂后复压测试，于97年8月20日至9月15
日用存储式电子压力计测取复压资料，关井
前，日产油m3，日产气592m3，日产水m3。

通过双对数导数曲线判断：表现为裂缝的特
征（见图3-50），表明地图3-50、石南7井双对数曲线图
层改造形成了人工裂缝，通过SSI试井软件选用有限导流垂直裂缝+均质油藏+夹角无流边界的试井分析模型，对复压资料进行拟合分析，得到以下地层参数：
从压裂后曲线形态和解释参数看，，说明压裂使井底形成超完善井，裂缝半长为m，表明有很好的压裂效果。

5、准噶尔盆地测试曲线特征分析
1995年到2002年间，地层测试施工较多，共统计分析地层测试资料889层，能够运用解释模型进行分析处理的有568层，占总数的63.89%。

在这些资料中，岩性以砂岩为主，层段最大埋深大于五千米，最浅仅几百米。

解释模型运用见图5-1。

代表层系有P、T、J、K。

范围遍布整个盆地。

图5-1 1995年-2002年地层测试解释模型运用直方图
从图中可以看出，均质油藏模型的应用占具绝对优势地位，达到87.5%。

其次为复合模型，仅有1/10左右，而双重介质模型只占总数的1.41%，数量非常少。

说明在盆地范围内，以均质油藏模型应用最为广泛。

近年来测试资料相对比较丰富、比较集中的探区首推陆梁油田，其次为石东等地区，因此我们选取这些区块的地层测试资料进行分析总结。

陆梁油田（包括石东）的勘探目的层是侏罗系和白垩系。

从2000年到2002年侏罗系地层测试37层次, 储层岩性以细砂岩居多,埋深大于2000m%的储层渗透率在10个毫达西以上。

因此从整体上来说，储层物性是比较好的。

图5-2、侏罗系地层渗透率分布直方图
白垩系地层测试91层次，白垩系油藏储层岩性以细砂-粉砂岩为主,孔隙以粒间孔为主。

具有埋藏浅（多数在2000m以内），储层物性好(见图5-3)，地层压力系数低（一般为0.9左右），油层薄，
图5-3、白垩系地层渗透率分布直方图
发育多套油水层等特点。

除去11层未获得参数，从图中可以看出，有58层渗透率大于10个毫达西，占所有测试层数的63.7%。

随着测试层数的增加，储层物性好的地层也在增加。

说明整个区域储层物性是好的。

通过对这些地层（K、J）测试资料曲线分析，我们发现这些测试资料的典型曲线普遍表现为均质油藏曲线特征（见图5-4、5-5）。

从图可以看出，侏罗系地层测试解释运用模型分为两类，为均质模型合复合模型，其中以均质模型为主要解释模型，达到了25层，占总数的67.6%。

图5-4、侏罗系地层解释模型运用直方图
白垩系解释模型运用直方图表现的更为明显，均质模型占绝对优势，共有72层，占总数的79.12%。

其次为复合模型7层。

而运用双孔模型的只有1层，应属个别现象。

图5-5、白垩系地层解释模型运用直方图
从以上统计可以得出这样的认识：陆梁油田（包括石东）地层测试解释模型主要是均质模型和复合模型，其中又以均质模型占绝对优势地位。

这与整个盆地的统计结果是一致的。

之所以产生这样的现象，我们分析有以下一些主要原因：
(1)、对于砂岩地层，表现为均质模型的特点是正常的，这在生产实践中已得到了充分证实，均质模型也是运用最广泛、最成熟的模型。

(2)、由于钻井等施工对地层产生扰动影响，或地层沉积、成岩条件变化造成地层岩性也发生变化，储层的物性的非均质性增强，砂岩地层也可表现出复合模型的特点。

5.1、均质油藏模型曲线特征分析
由于地层岩性、物性等的不同，对地层压力资料处理时表现出不同的曲线形态和特征，因此需要运用不同的油藏地质模型与之匹配拟合。

在生产实践中我们发现最常见的是均质油藏模型。

均质地层在目前的测试井中,占有相当大的比重。

对于均质地层,地层参数的不同组合,对曲线形态造成了明显的影响。

在这里选用两组影响图形状的主要参数：C D e2S和Kh/μC。

图形参数C D e2S 是确定双对数及导数图形状的主要参数，而流动储集比Kh/μC则决定了实测曲线在图版的时间坐标上所处的位置。

图5-6即为目前在试井解释中最常用的Gringarten解释图版中均质地层的双对数图。

其特征为：
（1）、初期段（a-b）为45。

（斜率为1）的直线，表明受续流的影响，压差随时间线形上升。

(2）、b-c段为过度段，c-d段为径向流段，标志径向流起点c的位置的分界线，在图中表示为与图版曲线相交的斜线。

图5-6、具有井储和表皮效应的均质地层的图版
A
B
C
（3）、曲线的参数变量为C D e 2S 。

当C D e 2S
大时，曲线在上方。

表明总的压力变化值较大，其主要原因是：由于参数变量C D e 2S
中，表皮系数 S 处于指数位置，表明了井筒所受损害的程度较大，因而造成较大的附加压力降。

反之，当S 较小时，附加压力降小，曲线落在下面。

均质油藏即整个油藏具有相同的压力，储层在平面上展布广泛，在其上下具有不渗透层，储层内岩性、物性等接近，性质较为均一。

均质油藏模型是目前应用最为广泛的的油藏地质模型（见图5-7）。

图中A 点之前表现井筒储集阶段，可以计算出井筒井筒储集系数（C ），B 点所指线段表现为由于地层受到污染或打开不完善等原因而形成的表皮区的反
映，可以计算出表皮系数（S ），C 点所指线段为径向流段，表现为拟稳定状态，可以计算出地层渗透率（K ）等参数。

图5-7、均质油藏典型曲线示意图
根据陆梁油田(包括石东)的测试资料,其白垩系储层的特点是地层物性好。

代表性地层的渗透率大于100个毫达西。

例：陆119井S1层（K 1h ,m ）
解释模型：具有井储+表皮影响的均质模型 图形参数： 参数结果：
拟合油藏压力Pi ：(MPa)
井筒储集系数C ：(10-3m 3
/MPa)
折算地层压力系数 地层系数Kh ：(10-3um 2
.m) 有效渗透率K ：(10-3
um 2
)
315
探测半径ri ：(m)
002
.02=S D e
C 58
.4=C
Kh μ
表皮系数S：-
测试曲线：
综合分析：
(1)、双对数综合曲线展开后呈喇叭状。

(2)、导数曲线没有出现峰值，平滑上升，后接近水平直线段。

(3)、用二次关井压力数据进行选用C+S+均质油藏模型进行拟合求参：MPa，折算压力系数为0.930，符合区域地层压力资料。

地层渗透率为：315×10-3um2，表皮系数：-5.77。

表明测试范围内渗透性很好、无污染，地层完善程度较好。

终流动期间抽汲求产油水同出，液面恢复快，从另一侧面也说明产层物性是比较好的。

陆梁油田(包括石东)的测试资料显示侏罗系储层的特点是地层物性比较好。

代表性地层的渗透率处于1-10个毫达西之间。

例：陆105井S3层（J2t）
解释模型：具有井储+表皮影响的均质模型
图形参数：参数结果
68
.6
=
C
Kh
μ
9
210
24
.2⨯
=
S
D
e
C
拟合油藏压力Pi：(MPa)地层系数Kh：(10-3um2.m)
折算地层压力系数井筒储集系数C：(10-3m3/MPa)
有效渗透率K：(10-3um2) 探测半径ri：(m)118 表皮系数S：
测试曲线
综合分析：
1、双对数综合曲线展开后呈“叉”状。

2、导数曲线出现峰值，幅度约为个对数周期，后接近于水平直线段。

MPa×10-3um2，表皮系数：6.41，表明地
层渗透性较好，井周地层存在一定污染。

5.2、压裂井曲线特征分析
由于准噶尔盆地探井大多超过2000m，
而井深超过700m时一般在压裂时会产生垂直
裂缝，因此对于经过压裂的地层,采用的是带
有限导流垂直裂缝的油藏模型较为合适。

图
5-8即为有限导流垂直裂缝（具有井筒储集影
响）地层的典型曲线特征图。

图5-8 有限导流垂直裂缝（具有井筒储集影响）地层典型曲线图在图中，a-b-c段为续流影响段；c-d段为双线形流段，压力和压力导数为平行直线，斜率0.25，在纵坐标上二者相差0.602个对数周期；e-f段进入拟径向流段。

例：拐17井层位:J1s井段-3047.00 m，根据测试资料综合分析，K×10-3um2，表皮系数S：6.57，折日产油3。

反映该层为低渗透层，且井周地层存在堵塞。

压裂后获mm油嘴，日产油m3，日产气2012m3，日产水m3，对复压数据×10-3um2，表皮系数S，裂缝半长X f：218m。

表明经过压裂措施改造后，解除了井周的地层污染，而且产生了裂缝使得地层的产能有了很大的提高。

图5-9拐17井（S1层）双对数导数图
内区外区
5.3、复合油藏模型曲线特征分析
复合油藏与均质油藏性质基本相同，主要区别在于复合油藏在径向上分为内外两个区域（见图5-10），这两个区域储层岩性、物性等性质存在不同，但在各自区域内仍表现为均质特征。

当内外区相同时，则转化为均质油藏。

图5-10、复合油藏示意图图5-11、复合油藏压力及导数形态示意图复合油藏压力及导数形态见图5-11，在图中可以看到，复合油藏的压力及导数形成了蛇形的的转折。

其中：
（1）、a-b-c段为续流段。

这一段主要受井筒储集系数和井筒附近污染区的影响，即C D e2S的影响。

（2）、c-d段为内区的径向流段。

当内区的流动逐渐进入径向流段，此时导数值在无因次坐标下为0.5。

（3）、d-e段为由内区向外区过度时的影响段。

当内区地层参数好于外区，d-e段将向上翘起。

反之，d-e段会下倾。

d-e段加上e-f段形成一个峰值，为区域储集影响所致，储容比越大，则产生的峰值越大。

（4）、f-g 段为外区径向流段。

在导数曲线上表现为水平线。

例：陆115井S4层（K1h）
解释模型：具有井储+表皮影响的复合油藏模型
参数结果：
拟合油藏压力Pi：(MPa)井筒储集系数C：(10-3m3/MPa)
折算地层压力系数内外区储能比（ΦCth）1/2
内区有效渗透率K：(10-3um2) 内外区流度比（kh/u）1/2
表皮系数S：内区半径r1：（m）7
地层系数Kh：(10-3um2.m)探测半径ri：(m)459
测试曲线：
综合分析：
(1)、在双对数导数图中，A 点之前为井筒储集及表皮区的影响，B 点达到内区径向流，C 点为内区向外区过渡。

表现出外区的影响。

MPa33×10-3um 2，总表皮系数：-3.8，表明地层渗透性极好，无污染。

(3)、内区半径 7m ，内外区复合储能比（ΦCth ）1/2为0.1148，复合流度比（Kh/u ）1/2为5.96。

这些说明以井筒为中心7m 范围为内区，其余为外区。

外区储集流体的能力要大于内区，但由于内区物性好，因而内区流体流动性要好于外区。

5.4、双孔油藏模型曲线特征分析
在统计的地层测试资料中，只有8例运用双重介质模型，数量非常少。

双重介质地层是指地层中存在两种渗透性介质：裂缝系统和基质岩块。

由于基质岩块不能直接向井内供液，因而流动总是先从裂缝开始，逐渐向基质岩块波及。

图5-12为双重介质无限大地层的典型曲线图。

图5-12双重孔隙介质无限大地层典型曲线图
图中：a-b 段为续流段；b-c 段为裂缝径向流段，导数为0.5水平线；c-d 为基岩-裂缝过度段，导数下凹，压力呈平稳过度段；d-e 段为总系统径向流段，导数0.5水平线。

A
B
C。