CC BY
36УДК 622.276.5.001.42
и.и. кущ, А.з. гафинец, м.л. карнаухов, д.т.н., профессор, Тюменский государственный нефтегазовый университет, e-mail: karnauhov@front.ru
определение характера насыщения пластов-коллекторов и типа месторождений на основе гидродинамических исследований и изучения пластовых проб
В практике разведки нефтегазовых месторождений на этапе бурения скважин изучаются структура вскрываемых долотом пород-коллекторов, их газонефтеводонасыщенность и продуктивные характеристики.
Для точного определения типа насыщения залежей часто недостаточно выполнить только лабораторный анализ. Комплексный анализ данных испытания скважин и исследования проб в ЦЛ позволяет получить более точные результаты.
В данной работе на примере комплексного анализа данных испытания скважины Северо-Губкинского месторождения и изучения отобранных проб в лаборатории показана возможность более точного определения типа залежей.
На рис. 1 приведены результаты испытания пласта БП124 скв. № 612. На первом этапе изучения пласта (интервал а) испытание проводилось в режиме освоения скважины, с получением постоянного притока пластовой жидкости в скважину, исследование позволяет определить насыщенность пластовых флюидов. Затем, скважину останавливают для записи кривой восстановления давления (КВД) (интервал в), данные, полученные после КВД. позволяют определить фильтрационные параметры пласта, оценить состояние призабойной зоны и коэффициент продуктивности скважины. Далее проводи-
лась отработка скважины на различных режимах с изменением диаметра штуцера на устье скважины (интервал с) для определения характеристик пласта, и, наконец, выполнены газоконденсатные исследования с отбором проб газоконденсата и газа (интервал д). Испытание пласта проводилось в условиях фонтанирования скважины на шайбах диаметром 12 и 14 мм. На рис. 2 приведены графики КВД, полученной при испытании пласта БП124 в скв. № 612.
График а - построен методом 1^Н. График а) - КВД, построенная в полулогарифмических координатах, график б) - производная давления в билога-рифмических координатах. Как видно, график в координатах Р - 1д t имеет «не явно » выраженный конечный прямолинейный участок, который характеризует фильтрационные свойства пласта в удаленной зоне.
Однако на билогарифмическом графике производной давления не зафиксировано прямолинейного конечного участка, характеризующего радиальную фильтрацию в удаленной зоне. Поэтому, несмотря на продолжительную запись КВД (55 часов), конечный участок КВД, соответствующий работе пласта в удаленной зоне, не сформирован. На графиках точка а соответствует окончанию записи КВД, а точка б - возможному началу формирования конечного участка КВД.
Поскольку скважина работала непродолжительный период времени перед остановкой и время притока равно времени КВД, то для интерпретации диаграммы давления КВД применим метод Хорнера для определения Рпл. На рис. 3 построен график Хорнера, уравнение позволяет определить параметры пласта по КВД,построенных в координатах
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
№ 9 \\ сентябрь \ 2010
РсСНд
Давление, соответствующее точке пересечения прямой,проходящей через последние точки КВД, с осью ординат, равно пластовому давлению: Рпл=310ам.
Индикаторные кривые. Выполнены стандартные исследования (отработка на режимах) с изменением диаметра шайб от 12 до 6 мм и получением постоянного дебита.
По результатам приведенных данных по замерам давлений на устье в трубах, в затрубном пространстве, на сепараторе и в забойных условиях, а также соответствующих дебитов газа и газоконденсата построены индикаторные диаграммы - (рис. 4). Причем построения выполнены в координатах: а) ДР - Q (депрессия - дебит), б) ДР2 - 0 (квадрат депрессии - дебит), в) ДР2 / 0 - 0 . Такие построения выполнены для того, чтобы определить законы фильтрации смесей газа. Как видно из данных графиков, линейный характер ИК более всего характерен для графика а). То есть, нарушения закона фильтрации, связанного с нелинейностью потока, в данных исследованиях не обнаружено. В то же время можно отметить, что при обратном замере изменения характеристик «депрессия-дебит» характер кривых изменяется с тенденцией к появлению нелинейности потока.
ИССЛЕДОВАНИЕ НА ГАЗОКОНДЕНСАТНОСТЬ. 1. шт. 07 мм/шб. 10 мм:
Р= 25 ат; Р=66 ат; Рп0= 6,8 ат; Ра
змр
= 7,5
ат; Тсеп= +2°С; Тпрув= +2°С; Осыр. кон= 8,27
м3/сут; 0ст. кон = 6,7 м3/сут; коэф. усадки - 0,81; удельный вес стаб. конденсата ук = 0,750 г/см3;. 0 = 11,47 т.н. м3/сут.
Ртр= 21 ат; Рзтр + б °С; Рз
2. шт. 08 мм/ шб. 8,5 мм:
61 ат; Рпр= 11,8 ат; Ту^= заб= 56,1ат; Тзаб= +53,5 °С; +2 °С; ТпрУв= +2 °С; Осыр. _ = 8,01 м3/сут; Ос, кон = 6,81 м3/сут; коэф. усадки - 0,87; удельный вес стаб. конденсата ук = 0. 740 г/см3; 0г= 13,51 т.н. м3/сут.
АНАЛИЗ ДАННЫХ
При расчете параметров по КВД принято во внимание, что коэффициент гидропроводности, определенный по
Рис. 1. Результаты испытания первого объекта БП124
Рис. 2. Диаграммы давления, полученные при испытании объекта пласта БП1 в скв. № 612: а) - КВД, построенная в полулогарифмических координатах, б - график производной давления КВД в билогарифмических координатах.
4
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ разработка месторождений \\ 45
Рис. 3. График Хорнера для КВД
индикаторной кривой, оказался выше, чем по КВД, по которой конечный прямолинейный участок получен обычным образом - проведением прямой через последние точки КВД. При построении КВД на графике Хорнера (см. рис. 3) определяется пластовое давление как средняя величина между значением давления, отмеченном на оси ординат графика при экстраполяции линии, проведенной через последние точки КВД, и давлением конечной точки КВД. Если сравнить гидропроводности , определенные по индикаторной кри-
вой и по конечному участку КВД , то в соответствии со следующей зависимостью:
(кИ/м)м„_0.366ц(1пг./|гс)
(кИ/М)дк 0.1830/1) ,
где к - проницаемость, м2 ; ц - вязкость, Па с; гс - радиус скважины, м; q - дебит скважины, м3/сут; ц - вязкость газа, Па с; гк - радиус контура питания, м; гс - радиус скважины, м. Гидропроводность по ИК оказалась выше, чем по КВД в четыре раза, что на практике невозможно, так как
всегда имеет место скин-эффект. И поэтому гидропроводность пласта должна быть выше гидропроводности ПЗП.
Следовательно, КВД недовосстанов-лена, а, значит, конечный участок КВД должен иметь гораздо меньший наклон. В наших расчетах наклон уменьшен в соответствии с рис. 2.
ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТА СЛЕДУЮЩИЕ:
1. пластовое давление - 310 ат;
2. дебит скважины - 16.8 тыс. м3/сут.;
3. скин-эффект - 4,2;
4. гидропроводность - 6,5 Д см/сП.
В целом, можно предположить, что полученные значения гидропроводности пласта и скин-эффекта являются низкими. При более длительном замере КВД должен был бы сформироваться конечный прямолинейный участок с малым наклоном на графике Хорнера, поскольку тенденция к искривлению КВД в сторону горизонтального участка сохраняется как на графике Хорнера, так и на полулогарифмическом графике 1^Н.
Таким образом, гидропроводность и проницаемость пласта фактически должны быть намного выше полученных в данном расчете. Намного выше и скин-эффект. Высокие депрессии на пласт, достигающие 300 ат также свидетельствуют о сильном снижении проницаемости в прискважинной зоне. Причем глубина зоны повреждения увеличивается по мере отбора гозоконденсатных смесей из пласта. Такое снижение проницаемости в пласте можно объяснить только эффектом блокирования пор в прискважинной зоне выпадающим здесь конденсатом при снижении давления. Закупорка пор настолько существенна, и область выпадения конденсата настолько глубокая, что приходится значительно снижать давление в скважине для вызова притока из пласта.
Поэтому при более длительных замерах КВД, а еще лучше - при снижении депрессии на пласт, что можно осуществить при активизации ПЗП, например, проведением предварительно ГРП, можно получить гораздо представительнее притоки пластовых смесей и определить реальные характеристики пластового флюида.
Рис. 4. Индикаторные кривые
НЕФТЬ
ГАЗ. ХИМИЯ
12-я межрегиональная выставка технологий и оборудования для нефтяной, газовой и химической пром ь|ш ^нности
пермь / 26-29 октябре 2010
