В примере представлены результаты интерпретации КВД газовой скважины в низкопроницаемом карбонатном пласте. В скважине проведена большеобъёмная солянокислотная обработка при высоком давлении нагнетания выше давления гидроразрыва пласта. Целью исследования являлось определение пластового давления и уточнение ФЕС пласта, оценка эффективности проведенной большеобъемной кислотной обработки.

1. Задачи исследований

Исследования проведены для решения следующих задач:
- определение пластового давления различными методами и выбор наиболее корректного результата;
- определение проницаемости пласта;
- оценка результативности проведенной большеобъёмной кислотной обработки путем установление по данным ГДИ наличия трещины растворения и определение параметров трещины;
- оценка радиуса зоны дренирования по радиусу исследования скважины.

2. Исходные данные и технология исследований

Объект и технология исследований:
- газовая скважина в низкопроницаемом карбонатном пласте большой толщины;
- флюид представляет собой насыщенный газ, относительная плотность газа 1,388;
- до регистрации КВД скважина работала в течение 517 суток;
- перед КВД скважина была остановлена для спуска глубинного манометра, после этого запущена в работу на 70 часов с дебитом 550 тыс. м3/сут.;
- продолжительность регистрации КВД составила 30 сут.
На рисунке 1 приведена технологическая схема исследований.

Рис. 1 Технологическая схема исследований скважины с регистрацией КВД

3. Интерпретация кривой восстановления давления

Интерпретация КВД проводилась последовательно по трем различным вариантам (трем версиям): по модели вертикальной скважины в однородном пласте; по модели трещины бесконечной проводимости, конечной проводимости и модели трещина-однородный поток. Поиск параметров модели проводился методом нелинейной регрессии в автоматизированном режиме без фиксации параметров модели.

В первой версии интерпретации по модели вертикальной скважины в однородном пласте получено хорошее совмещение фактических и модельных кривых диагностического графика КВД. Выход на радиальный режим отмечается через 120 часов после закрытия скважины. Радиус исследований составил 530 м., проницаемость пласта 1,56 мД. Однако, выбранная модель вертикальной скважины не соответствует полученному в результате интерпретации отрицательному скин-фактору - 4,88.

На рисунке 2 приведен диагностический график с фрагментом фактического и модельного давления на последнем участке КВД, указывающим на хорошее совмещение модели и фактических данных давления и корректное значения проницаемости пласта.

Рис. 2 Диагностический график КВД по модели вертикальной скважины в однородном пласте

Так как в первой версии интерпретации получен большой отрицательный скин-фактор скважины - 4,88, а поведение log-log графика более характерно для скважины с трещиной, дальнейший анализ КВД выполнен по моделям с трещиной.

Вторая версия интерпретации проведена по модели трещины бесконечной проводимости. На рисунке 3 приведен диагностический график КВД. Форма диагностического графика анализируемой КВД для модели трещины бесконечной проводимости не соответствует углу наклона ½ (пунктирные светло коричневые линии), а визуально близка к диагностике трещины конечной проводимости с углом наклона ¼ (штрихпунктирные голубые линии). По данному критерию предлагается определение параметров трещины конечной проводимости, образованной в результате растворения кислотой созданной трещины гидроразрыва. Дополнительно проведена интерпретация КВД по модели трещина- однородный поток. В разделе 5 приведено обсуждение полученных результатов интерпретации КВД.

Рис. 3 Диагностический график КВД по модели трещины бесконечной проводимости с дополнительным наложением линий с углами наклона ½ (пунктирные светло коричневые линии) и ¼ (штрихпунктирные голубые линии)

4. Определение пластового давления различными методами

Пластовое давление в скважине было определено в ПО «Мониторинг ГДИС» несколькими различными методами. Обзор методов определения пластового давления, реализованных в данном программном обеспечении, приведен на сайте в разделе «Обучение», подразделе «Материалы».

Пластовое давление методом довосстановления, основанным на аппроксимации КВД экспоненциальной зависимостью, составило 42,55 МПа. В качестве интервала аппроксимации выделен конечный участок кривой продолжительностью около ½ от КВД.

Пластовое давление по методу Хорнера составило 43,61 МПа. Метод также основан на аппроксимации давления после остановки скважины. К недостаткам метода следует отнести неприменимость при сложной истории работы скважины и не учёт падения давления в пласте в процессе разработки.

По методу материального баланса пластовое давление составило 42,82 МПа.
Метод матбаланса или среднего пластового давления в зоне дренирования основан на законе сохранения массы для замкнутого коллектора и позволяет провести оценку текущего пластового давления для условий ограниченной области дренирования скважины в низкопроницаемом пласте.

В качестве четвертого метода выбран метод построения модельной кривой давления к началу истории работы скважины (Pi). Метод основан на совмещении с помощью нелинейной регрессии данных замера и модельной кривой на интервале КВД и продолжении модельной кривой давления назад по времени до первой точки истории дебитов, которая по смыслу является начальным пластовым давлением Pi. В результате интерпретации пластовое давление, соответствующее точке Pi, составило 43,22 МПа. На рисунке 1 приведена неполная диаграмма полученной модельной кривой давления по рассматриваемому исследованию.

5. Обсуждение результатов исследований

В результате обработки кривой восстановления давления решены поставленные задачи исследований.

Интерпретация КВД по различным интерпретационным моделям скважины и определение пластового давления по четырем методам позволили получить наиболее обоснованные и непротиворечивые результаты: текущее значения пластового давления и проницаемость пласта; параметры трещины, образованной в результате большеобъёмной кислотной обработки карбонатного коллектора. В таблице 1 приведены сводные результаты по всем версиям интерпретации.

Как следует из таблицы, пластовое давление на отметке установки манометра по методам аппроксимации и матбаланса составляет, соответственно, 42,55 МПа и 42,82 МПа, т.е. отличается на 0,27 МПа. Более высокие значения пластового давления получены по методам Хорнера и Pi, составляющие 43,61 МПа и 43,22 МПа, и отличаются более значительно от данных по первым двум методам на 0,37-1,06 МПа.

Ввиду неприменимости метода Хорнера при сложной истории работы скважины и падении давления в пласте в процессе длительной работы, полученный результат имеет значительную погрешность. Пластовое давление, полученное с использованием метода построения модельной кривой давления к началу истории работы скважины (Pi), является завышенным по причине длительной работы скважины перед КВД и снижения текущего пластового давления.

Полученное значение пластового давления методом материального баланса наиболее близко к данным по методу аппроксимации. Эти методы дают достаточно близкие результаты, отличающиеся на 0,27 МПа. Однако результат по методу Рi может иметь погрешность из-за отсутствия точной величины зоны дренирования, определённой в рассматриваемом случае по радиусу исследования скважины. Поэтому учитывая достаточно хорошую степень восстановления давления при регистрации КВД, наиболее корректный результат дает метод аппроксимации.

Интерпретация КВД с использованием различных интерпретационных моделей позволила установить, что после проведения большеобъёмной кислотной обработки образована трещина растворения полудлиной от 28 м (для модели трещины конечной проводимости) до 42 метров (для модели трещина-однородный поток). Анализ диагностического графика показывает на обоснованность выбора модели трещины конечной проводимости, для которой проводимость трещины Fcd составила 6.5 б.ед., полудлина 32 метра. В результате образования трещины растворения радиус дренирования скважины в низкопроницаемом карбонатном пласте составил 530 метров.

Таблица 1. Результаты интерпретации кривой восстановления давления в скважине после большеобъёмной кислотной обработки в карбонатном пласте