Интерпретация кривых восстановления давления в скважинах со сложной геометрией притока

Аннотация. В статье описана проблема интерпретации кривых восстановления давления в сложнопостроенных коллекторах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами; проведен сравнительный анализ интерпретации КВД со сложной геометрией притока и КВД в вертикальной скважине со скин-эффектом.

Ключевые слова: Интерпретация гидродинамических исследований, кривая восстановления давления, скин-эффект, порово-трещинный коллектор, влияние ствола скважины, радиальный режим, Saphir.

В нефтегазовой промышленности Западной Сибири наступил момент, когда приходится эксплуатировать залежи с трудноизвлекаемыми запасами, одновременно заботясь о рентабельности их разработки. Качественный анализ состояния разработки на любом ее этапе и прогнозирование поведения залежи невозможны без получения достоверной информации о продуктивном пласте и пластовых условиях. Информация, получаемая при гидродинамических исследованиях, позволяет оценить целесообразность и эффективность мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта.

Интерпретация гидродинамических исследований в скважинах, пробуренных в коллекторах с низкими фильтрационными свойствами и высокой степенью неоднородности, требует особого подхода. К таким скважинам можно отнести скважины с трещиной ГРП, горизонтальными стволами, а также скважины, вскрывающие порово-трещинные коллектора.

В данной статье предлагается рассмотреть особенности интерпретации КВД скважин со сложной геометрией притока, сравнив их с интерпретацией вертикальной скважины со скин-эффектом.

Пример интерпретации данных ГДИС методом КВД в вертикальной скважине со скин-эффектом представлен на рисунке 1. КВД обработана в программном комплексе Saphir методом наилучших совмещений.

Рисунок 1.График двойной производной для вертикальной скважины со скин-фактором

Такая скважина представляет собой совершенную систему, осложненную скин-фактором.

Форма и ширина "горба" на кривой регулируется группой параметров  Се2S, положение кривых во времени регулируется коэффициентом объема (накопления) ствола С.

Время, в течение которого регистрируется влияние ствола скважины (ВСС), составляет полтора логарифмических цикла.

Линия с подписью kh на диагностическом графике имеет угловой коэффициент, равный нулю. Это значит, что данный участок графика диагностирует выход на радиальный режим притока.

График двойной производной позволяет диагностировать ВСС, скин-фактор, радиальный режим. Для данной скважины значение скин-фактора S=3,37. Выход на радиальный режим наблюдается через 9,8 ч (угол наклона 0). Коэффициент проницаемости составляет k=12,6 мД.

Графики двойной производной для скважин с трещиной ГРП или горизонтальным стволом имеют свои специфические особенности.

На рисунке 2 представлен вид графика двойной производной для скважины с трещиной ГРП ограниченной проводимости.

Рисунок 2. График двойной производной для скважины с трещиной ГРП ограниченной проводимости

Билинейный режим течения (угловой коэффициент ¼) возникает от комбинации двух линейных режимов: линейного в трещине и линейного к трещине в пласте. Билинейный режим длится, пока волна давления не дойдет до "концов" трещин.  Линейная структура потока в пласте развивается после окончания билинейного режима. Псевдорадиальная структура потока в пласте проявляется, когда радиус зоны сжимаемости значительно превышает размеры трещины  и линии тока сходятся к скважине в радиальном направлении. На данном графике псевдорадиальная структура не фиксировалась.

Обработка результатов ГДИС в Saphir позволяет определить для скважин с ГРП такой важный параметр, как полудлину трещины.  Для данной скважины она составляет 170 м.

В том случае, когда фильтрация происходит в порово-трещиноватом коллекторе, на графике двойной производной появляется характерная «впадина», подтверждающая наличие двойной пористости. Модель неоднородного пласта с двойной пористостью характеризуется двумя параметрами: относительным коэффициентом сжимаемости пласта ω, который показывает долю флюидов, накопленных в системе трещин, и коэффициентом массообмена λ, характеризующим способность флюидов матричных блоков перетекать в систему трещин. 

На рисунке 3 представлен вид графика двойной производной для скважины с горизонтальным стволом, вскрывшим порово-трещиноватый пласт.

Рисунок 3. График двойной производной для скважины с горизонтальным стволом, вскрывшим порово-трещиноватый пласт

Чем глубже «впадина» на диагностическом графике, тем меньше доля флюида, накопленного в системе трещин. Для вышеописанного случая она составляет всего 5 %. Для высокого значения λ проницаемость матрицы относительно высокая, поэтому она начнет отдавать свой флюид, как только заработает система трещин. С обратной стороны, низкое значение λ означает очень малопроницаемую матрицу, и в системе трещин необходимо установить большее падение давления, прежде чем матричные блоки начнут заметно отдавать флюид, и стадия перехода задержится.

Сравнительный анализ диагностических графиков для «стандартной» вертикальной скважины и для скважин со сложной геометрией притоков позволил выявить различия в характере движения флюида к ним. Также были продемонстрированы особенности интерпретации данных скважин в программном модуле Saphir, приведены примеры определения фильтрационных параметров пласта. Применение программного обеспечения с разнообразным набором моделей пластов, скважин и границ как никогда актуально при интерпретации результатов гидродинамических исследований в скважинах, вскрывающих анизотропные коллектора и имеющих нестандартные конструкции забоев.