В статье автор проводит оценку того, как меняется вид производной Бурде при разной величине содержания растворенного газа в нефти. Установлена закономерность выхода производной на линейный режим при разных значениях растворенного газа.
Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин, кривая восстановления давления, производная Бурде, растворенный газ, гидродинамическая модель, горизонтальная скважина, газовая шапка, нефтяная оторочка.
Гидродинамические исследования скважин на неустановившихся режимах являются сегодня наиболее информативным и ценным методом определения параметров нефтегазоконденсатных пластов. Однако чем сложнее строение пластов, тем труднее интерпретировать результаты ГДИС.
При разработке нефтегазоконденсатных месторождений горизонтальными скважинами возникают притоки, которые проблематично корректно интерпретировать при анализе гидродинамических исследований. Моделирование притока к забоям горизонтальных скважин намного сложнее, чем аналогичный процесс с вертикальными скважинами, так как отклик весьма чувствителен к исходным допущениям, а именно однородности пласта, участка эффективной добычи горизонтальной скважины, геометрии скважины или поведения многофазного потока в стволе скважины. Также усложняют интерпретацию ГДИС следующие факторы: вторжение газа в нефтяную часть, нефти в газовую, перераспределение давления и проницаемости в пласте по вертикали, расчлененность пласта и т. д.
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 продуктивного пласта.
В работе другого автора [1] определена область применения традиционных методов интерпретации ГДИС. Обосновано, что для корректной интерпретации ГДИ горизонтальной скважины, вскрывшей нефтегазоконденсатный коллектор, необходимо использование трехмерных фильтрационных моделей. В предыдущих работах автора произведена оценка влияния фильтрационных параметров модели на вид производной Бурде. Особый интерес вызвало поведение производной при разных значениях содержания растворенного газа в нефти. Для корректной интерпретации гидродинамических исследований горизонтальных скважин, вскрывающих нефтегазоконденсатные коллекторы необходимо обосновать физический процесс, приводящий к разному поведению производной Бурде.
В данной работе использованы теоретические и практические разработки в области газодинамических исследований скважин. Решение поставленной задачи проводилось на основе данных, полученных в результате расчета синтетических гидродинамических моделей, созданных в ПО tNavigator.
Создана секторная гидродинамическая модель (рис. 1).
Рис. 1. Секторная гидродинамическая 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.
Кривые ОФП базовой модели приведены на рис. 2.
Рис. 2. Кривые относительных фазовых проницаемостей
В модели скважина работает 24 часа с постоянным дебитом 250 м3/сут, затем закрывается, и в течение 3 суток восстанавливливается пластовое давление.
Рассчитаны 3 варианта данной модели с разным содержанием растворенного газа в нефти (RSVD): 15 м3/м3, 60 м3/м3 и 150 м3/м3. Во всех вариантах газ газовой шапки не успевает продвинуться к забою горизонтальной скважины, но скорость продвижения свободного газа во всех расчетах разная (рис. 3).
Рис. 3. Разрез куба газонасыщенности на момент остановки скважин по вариантам с разным содержанием растворенного газа в нефти
Чем больше газа выделяется из нефти, тем выше фазовая проницаемость газа и тем быстрее газ ГШ подтягивается к скважине. На производной данная тенденция проявляется следующим образом: чем больше растворенного газа в нефти, тем меньшие значения принимает производная в первые сутки и тем раньше наступает линейный режим фильтрации (рис. 4).
Рис. 4. Производные Бурде
Выявленную в работе закономерность рекомендуется учитывать при интерпретации ГДИ горизонтальной скважины, вскрывшей нефтегазоконденсатный коллектор.
Литература:
- Зейн Аль-Абидин М. Д., Сохошко С. К., Саранча А. В., Кочерга Н. П. Особенности интерпретации кривых восстановления давления, получен-ных в горизонтальных нефтяных скважинах в нефтегазоконденсатных коллекторах // Нефть и газ. — 2015. — № 5. — С. 45–47.
