Особенности интерпретации ГДИС в условиях ультранизкой проницаемости

Результаты исследования и особенности разработки низкопроницаемых газоконденсатных залежей Западной Сибири, достаточно широко освещены в открытых источниках [i, ii и др.], однако нефтяные залежи с проницаемостью менее 1 мД описаны в основном зарубежными исследователями [iii]. В настоящей работе представлены результаты интерпретации гидродинамических исследований скважин ультранизкопроницаемой нефтенасыщенной залежи.

Продуктивность ачимовских пластов Ям-бургского нефтегазоконденсатного месторождения подтверждена результатами испытания по 61 объекту. Наиболее полно испытаниями охарактеризован пласт Ач_х. В скважине 182 первичные исследования залежи пласта Ач х проведены в перфорированном интервале 3781,0-3834,0 м на одном режиме фильтрации (диаметр штуцера 6 мм). После проведения освоения скважина была остановлена для записи КВД (135 ч). После остановки скважина запущена на режиме фильтрации (штуцер 6 мм), в результате чего получен фонтан нефти дебитом 8,42 м³/сут при устьевом давлении 5,58 МПа, запись забойного давления не проводилась, что не позволяет достоверно определить коэффициент начальной продуктивности скважины.

После эксплуатации на установившихся режимах фильтрации, скважина была остановлена для записи КВД длительностью 117 ч, с представленной дискретностью записи 1 час. Резуль-тататы обработки КВД в акте испытания отсутствовали, поэтому авторами принято решение о проведении интерпретации с использованием аналитического моделирования, реализованного в Kappa Saphir.

Результаты анализа диагностического графика показывают (рис. 1 а), что скважина не выходит на бесконечный радиальный режим притока (IARF), поэтому уверенное определение параметра гидропроводности kh и значения начального пластового давления при интерпретации в координатах Хорнера или полулогарифмической анаморфозе (рис. 1 б, в) не представляется возможным. Кроме того, на конечном участке КВД наблюдается «шум» в показаниях глубинного прибора, вызванный, скорее всего, притоком воды из заколонного пространства, который был отмечен по результатам анализа ГИС-К. Поэтому настройка аналитической модели вертикальной скважины в бесконечном пласте проводилась на начальный участок КВД с соблюдением тенденции изменения давления в конце интервала записи.

Рис. 1. Результаты аналитического моделирования восстановления давления в скважине 182 (Ач₁₈¹, 3781,0-3834,0 м).

По результатам адаптации модели получена достаточно уверенная сходимость расчетных и фактических значений забойного давления (рис. 1 г), при котором диагностируется значение полного скина S , равного 1,83, коэффициента накопления в стволе скважины C 2,23·10^-7 м³/Па.

Приблизительное значение kh составляет 2,05·10^-3 мкм²·м, при величине средней проницаемости 0,0386·10^-3 мкм². Оценочная величина начального пластового давления определена на значении 63,98 МПа на радиусе исследования, составившем 55,4 м.

Сравнение представленной в актах об испытаниях информации о пластовом давлении и данных, полученных в результате переинтерпретации авторами свидетельствует о неоднозначности определения пластового давления. Этому способствует фактическое отсутствие восстановления давления на забое скважины до выхода на радиальный режим притока при малом времени остановки скважин в условиях низкого значения фильтрационных параметров пласта. В данной связи рекомендуется увеличить время остановки скважины на КВД.

Сопоставление фактических (зеленым) и расчетных (красным) данных: а) диагностический график; б) зависимость давления от времени суперпозиции; в) график Хорнера; г) график истории.

Кроме того, для определения потенциальных добычных возможностей скважины на притоке и попытки использования техники деконволюции при интерпретации данных ГДИ, необходимо проводить непрерывную фиксацию забойного давления в процессе отработки скважины на режимах фильтрации.