CC BY
63
АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
© Масленицин С.А.*
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Когда скважины работают при температуре ниже температуры конденсации, газоконденсатные пласты обладают особыми свойствами из-за наличия двух фаз: пластовый газ и жидкий конденсат. Вокруг скважины образуются различные зоны подвижности: зона начальных геологических запасов газа (удаленная зона пласта), зона выпадения конденсата и зона влияния числа капиллярности (призабойная зона). Выпадение конденсата служит причиной необратимого снижения дебита, которое частично компенсируется влиянием числа капиллярности. Эти параметры можно определить путем гидродинамических исследований. Однако, интерпретация результатов исследований иногда вызывает некоторые затруднения. На данных КПД и КВД преобладает эффект влияния объема ствола скважины на перераспределение давления и основная задача интерпретации результатов исследования - распознать влияние характеристик пласта, его границ, притока флюидов и изменение коэффициента влияния ствола скважины. В данной статье сравниваются теоретические методы исследования вертикальных и горизонтальных скважин по данным, полученным путем композиционного моделирования поведения углеводородов в более чем двадцати газоконденсатных пластах. Описываемая методика использует сейсмический мониторинг, метод обратной фильтрации и различные аналитические и численные методы определения возможных причин изменения кривой давления: математические модели пласта, состоящего из двух, трех пропластков для отображения разного рода зон подвижности вокруг скважины, численное моделирование проницаемых границ по полиганам Вороного, аналитическое моделирование многослойных пластов для учета геологической характеристики и композиционное моделирование для определения характеристик притока флюидов. Установлено, что в дополнение к результатам исследования скважин возможно определить параметры, требуемые для моделирования пласта и прогнозирования дебита: конечная относительная проницаемость для газа, предельное значение нефтенасыщенности и базовое число капиллярности.
Одной из главных особенностей добычи газового конденсата является образование конденсатной оторочки при падении забойного давления ниже давления конденсации. Это уменьшает относительную проницаемость по газу в околоскважинной зоне и приводит к снижению дебита и даже к полной остановке скважины из-за попадания конденсата в ствол скважины.
* Студент кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.
Влияние этой «конденсатной оторочки», впрочем, компенсируется эффектом «фильтрации газа», повышающим его подвижность вблизи скважины. Этот эффект проявляется при высоком числе капиллярности - безразмерном параметре, представляющим соотношение вязкого трения и поверхностного натяжения.
Высокое число капиллярности является следствием высокой скорости потока либо низкого коэффициента поверхностного натяжения. Следовательно, у каждой области, образующейся вокруг скважины, различная насыщенность флюидами. Вдали от скважины, где давление все еще превышает давление конденсации, газ обладает изначальной насыщенностью конденсатом; вслед за этой крайней зоной располагается промежуточная зона, где насыщенность конденсатом резко возрастает с одновременным снижением относительной проницаемости газа. Конденсат в этой зоне неподвижен. Вблизи скважины образуется зона, где насыщенность конденсатом достигает предельного значения, и фильтрация становится двухфазной с постоянным компонентным составом (при снижении давления идет фильтрация выпавшего конденсата к скважине). Для четвертой зоны, находящейся в призабойной зоне пласта, характерно снижение насыщенности конденсатом и повышение относительной проницаемости газа при низком поверхностном натяжении или высоком дебите.
Предположение о влиянии числа капиллярности было получено путем численного моделирования, из промысловых данных и данных лабораторных исследований. При проведении анализа относительно однофазного псевдодавления или псевдодавления сухого газа, также называемого газовым потенциалом. Таким образом, мы делаем вывод о существовании трех различных радиальных зон подвижности с различным составным поведением: 1) Околоскважинная зона, 2) Вторая и третья зоны 3) Четвертая зона. В данной статье вместо традиционного псевдодавления используется стандартная функция однофазного псевдодавления.
Задача данной статьи - рассмотреть влияние конденсатной оторочки на результаты исследований скважин, зафиксировать дальнейшие примеры сложного поведения песчаных коллекторов сухого газового конденсата и описать предлагаемую методику интерпретации для определения возможных причин такого поведения. Эта методика, включающая в себя сейсмомо-ниторинг, деконволюцию и различные аналитические и численные методы, в дополнение к традиционным результатам исследований позволяет определить параметры, необходимые для пластового моделирования и прогнозирования дебита.
Многофазная фильтрация
Исследуя данные давления и дебита для похожей конфигурации пласта и билогарифмический график установившегося псевдодавления, можно
34
НОВОЕ СЛОВО В НАУКЕ И ПРАКТИКЕ
заметить, что давление на двух первых КПД остается выше давления конденсации, в то время как давления на всех последующих КПД в основном ниже. Все последующие КПД обладают однородными свойствами, однако соответствующие значения давлений указывают на более высокий общий скин-эффект. Причина в том, что конденсатонасыщенность вокруг скважины еще не достигла критического значения. Добывается только газ, а неподвижный конденсат вызывает дополнительный скин-эффект.
При увеличении времени добычи, конденсатонасыщенность достигает критического значения, и конденсат становится подвижным. Далее, насыщенность в скважине продолжает увеличиваться (вплоть до максимального значения). Это приводит к установлению многофазного притока и дальнейшему увеличению скин-эффекта.
Первоначально, влияние числа капиллярности приводит к образованию трех различных зон с разными составными свойствами и с тремя стабилиза-циями кривых. Как только пластовая нефть становится подвижной, наступает стабилизация первой кривой радиального потока, которая прекращается, когда эффективная газовая проницаемость в околоскважинной зоне становится меньше, чем в зоне подвижности. В этом случае образуются две зоны с различными составными свойствами с двумя стабилизациями кривой.
Анализ результатов исследований скважин с помощью композиционной модели
Интерпретация данных временного давления конденсата, обладающего составными радиальными свойствами, позволяет рассчитать эффективную проницаемость пласта, суммарный скин-эффект от последней стабилизации кривой радиального притока и значения подвижности и проницаемости между различными зонами соответствующих стабилизаций кривых радиального притока. Бозоргзадех и Грингартен показали, что для анализа данных КВД, общая сжимаемость двухфазной области может быть получена из данных скважинного давления при остановке скважины и из данных соответствующей насыщенности. С помощью компьютеризированных и полевых данных они показали, что в процессе расчета, предложенном ими, характеристики конденсатной оторочки, полученные путем исследований, соответствуют характеристикам, полученным с помощью композиционного моделирования.
Одной из особенностей исследований газоконденсатных скважин при давлении ниже точки росы является то, что при увеличении газового дебита влияние скин-эффекта ствола скважины может возрасти, упасть или остаться постоянным вместо того, чтобы возрастать вместе с дебитом, как можно ожидать при давлении выше точки росы. Это отражает баланс между положительным влиянием на дебит числа капиллярности и отрицательным влиянием инерции.
Необходимыми параметрами для прогнозирования дебита в газоконден-сатных пластах являются относительная газовая проницаемость при около-скважинной насыщенности и начальной водонасыщенности и абсолютная проницаемость. Процедура подсчета эффективной проницаемости была подтверждена полевыми данными и была принята достаточно точной для прогнозирования дебита для газоконденсатных пластов.
Список литературы:
1. Gringarten A.C., Al-Lamki A., Daungkaew S., Mott R., and Whittle T. Well Test Analysis in Gas-Condensate Reservoirs // SPE 62920, paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Dallas. - Texas, October 1-4, 2000.
2. Muskat M. Physical Principle of Oil Production. - McGraw Hill Book Co., Inc., New York, 1949. - Р. 793.
3. Kniazeff V.J., Naville S.A. Two-Phase Flow of Volatile Hydrocarbons // Society of Petroleum Engineering Journal. - 1965. - March. - Р. 37.
4. Fussell D.D. Single-Well Performance Predictions for Gas Condensate Reservoirs // Journal of Petroleum Engineering SPE 4072. - 1973. - July. - Р. 860-870.
5. Barnum R.S., Brinkman F.P., Richardson T.W., Spillette A.G Gas Condensate Reservoir Behaviour: Productivity and Recovery Reduction Due to Condensation // SPE30767, paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - Texas, October 22-25, 1995.
6. Afidick D., Kaczorowski N.J., Bette S. Production Performance of a Retrograde Gas Reservoir: A Case Study of Arun Field // SPE 28749, paper presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference. - Australia, November 7-10, 1994.
