1. Понятие «пластовое давление»

Пластовое давление — давление на условном контуре питания и является мерой энергетического состояния пласта. Согласно большинству определений, под пластовым давлением подразумевается давление на условном контуре питания скважины.

Получение достоверных данных о начальном и текущем пластовом давлении в нефтегазонасыщенном пласте на различных стадиях разработки дает информацию об энергетическое потенциале объекта и является одной из основных задач контроля разработки месторождений.

Начальное пластовое давление имеет место до начала разработки или ввода в эксплуатацию скважин в новых участках по площади резервуара. Текущие пластовые давления формируются в нефтегазонасыщенном пласте в процессе извлечения из него флюида системой эксплуатационных скважин. Его распределение по площади пласта характеризуется картами изобар и депрессионными воронками.

Начальное и текущее пластовое давление приводят к горизонтальной плоскости, обычно к водонефтяному и или газоводяному контакту (ВНК, ГВК).
На практике пластовое давление определяется, как правило, в остановленных или простаивающих скважинах. Однако фактическое определение пластового давления в остановленной скважине осложняется недостаточным для стабилизации временем остановки скважин и влиянием соседних работающих скважин, что выражается в отсутствии установившегося давления в остановленной скважине.

Современные программные продукты по интерпретации гидродинамических исследований имеют различные методы определения пластового давления. Выбор наиболее корректного метода зависит от многих факторов – конструкции заканчивания скважины (вертикальная, горизонтальная, с ГРП и др.), фильтрационных свойств пласта и геолого-промысловых условий разработки месторождения.

В настоящем обзоре приведены методы определения пластового давления, реализованные в ПО «Мониторинг ГДИС». Также на сайте в разделе «Примеры анализа ГДИ» рассмотрена последовательность определения пластового давления различными методами с выбором наиболее корректного значения по результатам интерпретации КВД газовой скважины после проведения большеобъемной кислотной обработки.

2. Метод аппроксимации КВД экспоненциальной зависимостью

Метод основан на аппроксимации КВД зависимостью y(t)=P_pl-C∙exp(-mt).

В качестве интервала аппроксимации рекомендуется выделять конечный участок кривой продолжительностью около ½ от КВД. Метод может давать погрешности для значительно недовосстановленных КВД.
На рисунке 1 приведено окно программы с диаграммой давления и полученным значением на глубине установки манометра, равном 42,555 МПа.

Рис. 1 Окно программы «Мониторинг ГДИС» с результатом определения пластового давления методом аппроксимации КВД

3. Метод Хорнера

Метод Хорнера основан на аппроксимации зависимости давления после остановки скважины на КВД формулой:

При больших значениях времени КВД Δt по сравнению с временем работы скважины с дебитом q переменная X (безразмерное время) стремится к 1, а давление p(X) – к начальному давлению в пласте pin, которое принимается за пластовое давление ppl. К недостатку метода следует отнести неприменимость при сложной истории работы скважины и не учёт падения давления в пласте в процессе разработки.

На рисунке 2 приведена диаграмма и результат определения пластового давления методом Хорнера 43,61 МПа.

Рис. 2 Диаграмма определения пластового давления методом Хорнера

4. Метод псевдоустановившегося состояния PSS

Метод псевдоустановившегося режима (состояния) основан на приближенном решении задачи о запуске в работу вертикальной скважины в пласте, ограниченном непроницаемым контуром площадью А. Согласно этому решению давление на скважине, запущенной в работу с постоянным дебитом на поверхности q через время t определяется соотношением:

где Rw – радиус скважины, A-площадь зоны дренирования, Re –условный радиус контура питания, а CA - коэффициент формы зоны дренирования. В частности, для круговой границы CA=31.62.
К недостаткам метода относится отсутствие учета истории работы скважины, а также применимость только для модели вертикальной скважины с нулевым геометрическим скин-фактором. На результат имеет существенное влияние давление перед КВД Pwf и других параметров. Физический смысл определяемого давления соответствует начальному давлению Pi, а не текущему пластовому давлению.
На рисунке 3 приведены основное и дополнительное окна программы для расчета пластового давления методом псевдоустановившегося состояния.

Рис. 3 Основное и дополнительное окна ПО «Мониторинг ГДИС» по расчету среднего пластового давления методом псевдоустановившегося состояния PSS

5. Метод материального баланса

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 скважин, например в зоне дренирования скважины в низкопроницаемом пласте с отсутствием или весьма малым влиянием окружающих скважин. В простом виде метод записывается как

где Pср - текущее среднее давление, Vp – объем поровой части коллектора, t – время работы скважины, Q=qt – накопленная добыча, A – площадь коллектора.
Комбинируя выражение (2) и выражение (3) получаем соотношение для нахождения текущего среднего пластового давления в виде

К недостаткам метода относятся отсутствие учета истории работы скважины, а также применимость только для модели вертикальной скважины с нулевым геометрическим скин-фактором (как вариант, замена скин-фактора загрязнения на суммарный скин-фактор).
Для расчета среднего пластового давления методом матбаланса используются данные эффективной толщины пласта, пористости, коэффициента сжимаемости Ct (упругоёмкости пласта), дебита скважины, площади дренирования (по значению радиуса исследований), начального пластового давления, продолжительности исследований. На рисунке 4 приведены основное и дополнительное окна программы для расчета пластового давления.

Рис. 4 Основное и дополнительное окна ПО «Мониторинг ГДИС» по расчету среднего пластового давления методом матбаланса

6. Метод построения модельной кривой к началу истории работы скважины (Pi)

Метод основан на совмещении с помощью нелинейной регрессии данных замера и модельной кривой на интервале КВД и продолжение модельной кривой давления назад по времени до первой точки истории дебитов, которая по смыслу является начальным пластовым давлением Pi. На рисунке 5 приведена диаграмма модельной кривой давления, полученная в результате интерпретации КВД газоконденсатной скважины, и значение параметра в точке Pi, равное 43,2643 МПа.

Рис. 5 Фактическая диаграмма КВД и модельная кривая давления на интервалах КВД и полной истории работы скважины