Сетевое издание

Международный студенческий научный вестник

ISSN 2409-529X

• Авторы
• Резюме
• Файлы
• Ключевые слова
• Литература

Шульгин П.А. 1

---

1 Тюменский индустриальный университет

В двадцать первом веке значительные перспективы прироста запасов газа и жидких углеводородов связаны с нефтегазоконденсатными залежами. Для таких коллекторов характерна малая мощность нефтяных оторочек, вследствие чего разработка нефти ведется горизонтальными скважинами. В таких условиях гидродинамические исследования скважин на неустановившихся режимах являются сегодня наиболее информативным и ценным методом определения параметров нефтегазоконденсатных пластов. Выполнить анализ результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин крайне трудно. Усложняют интерпретацию ГДИС следующие факторы: вторжение газа в нефтяную часть, нефти в газовую, перераспределение давления и проницаемости в пласте по вертикали и т.д. Специалиста по гидродинамическим исследованиям может ввести в заблуждение проявление тех или иных эффектов на производной Бурде. Было выдвинуто предположение, что указанные выше проблемы при анализе ГДИС может решить трехмерное моделирование пластовых систем. Ввиду того, что в трехмерные модели закладываются геологическое строение коллектора, перераспределение флюидов, а также моделируется пространственная фильтрация нефти, газа и воды, вероятнее всего, возможно с помощью таких моделей объяснить поведение кривой производной Бурде, характеризующей параметры скважины и продуктивного пласта.

Статья в формате PDF

360 KB

гидродинамические исследования скважин

кривая восстановления давления

производная бурде

пьезопроводность

гидродинамическая модель

горизонтальная скважина

газовая шапка

нефтяная оторочка

1. Зейн Аль-Абидин М. Д., Сохошко С. К., Саранча А. В., Кочерга Н. П. Особенности интерпретации кривых восстановления давления, полученных в горизонтальных нефтяных скважинах в нефтегазоконденсатных коллекторах // Нефть и газ. 2015. №5. С. 45-47.

2. Вафин Р.Ф., Тухватуллин Р.К., Мисолина Н.А. Гидродинамические методы исследования нефтяных скважин. Казань.: Казанский (Приволжский) Федеральный университет. 2012. 40 с.

3. Карнаухов М.Л., Пьянкова Е.М., Синцов И.А. Разработка решения для учета влияния непроницаемых границ на производительность горизонтальных скважин // Территория Нефтегаз. 2011. № 8. С. 78–81.

4. Деева Т.А., Камартдинов М.Р., Кулагина Т.Е., Мангазеев П.В. Гидродинамические исследования скважин: анализ и интерпретация данных. Томск: Томский политехнический университет. 2009. 243с.

5. Узе, О., Витура Д., Фьярэ О. Анализ динамических потоков: теория и практика интерпретации данных ГДИС и анализа добычи, а также использование данных стационарных глубинных манометров. М.: KAPPA Inc., 2008. 359с.

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

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.

Библиографическая ссылка