Введение. При интерпретации результатов гидродинамических исследований горизонтальной скважины, вскрывшей нефтегазоконденсатный коллектор, траектория которой проходит вблизи газо-нефтяного контакта отмечается участок производной Бурде, который можно ошибочно принять за проявление двойной-пористости коллектора, так называемый «провал» производной [1]. Для того чтобы избежать ошибок при интерпретации необходимо знать физическое обоснование данного «провала».
Цель исследования. Определение причины появления «провала» на производной Бурде. Установление условий терригенного коллектора, когда радиальный режим не будет искажен влиянием газовой шапки.
Материал и методы исследования. Использованы теоретические и практические разработки в области газодинамических исследований скважин [2,3,4].
В случае с горизонтальной скважиной, вскрывшей нефтяную оторочку вблизи газо-нефтяного контакта, данный «провал» предположительно характеризует переход от газовой части в нефтяную, для которых характерна разная пьезопроводность.
Изменение давления в коллекторе в общем виде можно описать уравнением пьезопроводности [5] (формула 1).
(1)
где dp/dt – изменение давления, k – фазовая проницаемость, φ – пористость, μ – вязкость, ct – общая сжимаемость системы, ?2*p – оператор Лапласа.
Приведенное уравнение показывает, что в малом объеме породы давление изменяется во времени, как функция локального градиента давления вокруг этого малого объема.
k/φ*μ*ct – коэффициент пьезопроводности. При отличии коэффициента пьезопроводности на порядок и более в пределах залежи можно увидеть «прогиб» производной в пределах 1-1.5 логарифмических циклов.
В рамках работы создана секторная модель нефтегазоконденсатного пласта (рисунок 1).
Рисунок 1 – Секторная модель нефтегазоконденсатного пласта
Размерность модели 100 × 100 × 100 ячеек. Размер ячейки 10 × 10 × 0.1 м. Пластовое давление на глубине водонефтяного контакта задано 250 бар. Пористость пласта – 10%, проницаемость по латерали – 100 мД, по горизонтали – 10 мД. Насыщенность ГШ и НО газом и нефтью соответственно 80%. Длина горизонтального ствола (ГС) - 300 м, толщина НО - 6 м, толщина ГШ - 3 м, расстояние от ВНК до ГС - 4 м.
Характеристики пласта и коэффициенты пьезопроводности газовой шапки (ГШ) и нефтяной оторочки (НО) представлены в таблице 1:
Таблица 1 – Оценка пьезопроводности газовой шапки и нефтяной оторочки
|
Рпл начальное, бар |
Прониц. эфф., м2 |
Пористость, д.ед. |
Вязкость, Па*с |
Сжимаемость флюида, 1/Па |
Сжимаемость породы, 1/Па |
Сжимаемость воды, 1/Па |
So |
Sg |
Sw |
Пьезопроводность, м2/с |
|
|
Газовая шапка |
250.93 |
9E-14 |
0.1 |
2.2E-05 |
3.9E-08 |
4.934E-10 |
4.1E-10 |
0 |
0.8 |
0.2 |
1.3 |
|
Нефтяная оторочка |
251.17 |
7E-14 |
0.1 |
2.0E-03 |
7.3E-09 |
4.934E-10 |
4.1E-10 |
0.8 |
0 |
0.2 |
0.05 |
Пьезопроводность ГШ в 26 раз больше НО. Для того чтобы снизить пьезопроводность ГШ до уровня НО, латеральная и горизонтальная проницаемости ГШ уменьшены в 26 раз.
Итак, получены две модели: с разной пьезопроводностью ГШ и НО, а также с одинаковой пьезопроводностью. Модели рассчитаны в ПО tNavigator. В обоих моделях скважина работает 1 день с дебитом нефти 230 м3/сут (газ ГШ не успевает прорваться в скважину), а после в течение 3 дней происходит восстановление давления.
Результаты исследования и их обсуждение. По результатам расчетов произведено сравнение производных Бурде (рисунок 2).
Рисунок 2 – Сравнение производных Бурде
При разных значениях пьезопроводности действительно появляется провал производной после 20 минут работы скважины. В случае если коэффициенты пьезопроводности равны, «провала» нет.
Заключение. Проведенная работа показывает, насколько сильно может видоизменить производную отличие пьезопроводности разных участков пласта. Для того чтобы правильно провести интерпретацию ГДИ горизонтальной скважины, вскрывшей нефтегазоконденсатный коллектор, необходимо использовать секторные или полномасштабные трехмерные фильтрационные модели.