СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ КОНДЕНСАТОНАСЫЩЕННОСТИ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ СКВАЖИНЫ В ГАЗОКОНДЕНСАТНОМ ПЛАСТЕ-КОЛЛЕКТОРЕ
DEFINITION METHOD OF CURRENT CONDENSATE SATURATION IN HOLE-BOTTOM REGION IN GAS-CONDENSATE RESERVOIR BED

Изобретение относится к разработке газоконденсатных месторождений и может быть использовано при исследованиях для определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в пласте-коллекторе.
При разработке газоконденсатных месторождений возникает необходимость определения текущей конденсатонасыщенности пласта, поскольку производительность скважин на газоконденсатных месторождениях часто резко снижается в связи с выпадением конденсата в призабойной зоне скважины и частичной блокировкой притока газа в скважину. Так, насыщенность коллектора жидкостью в призабойной зоне может возрасти до 40-60%, а продуктивность скважины может уменьшиться в несколько раз. Разработка газоконденсатных залежей при давлении ниже точки росы приводит к конденсации жидких углеводородов в продуктивном пласте. Для призабойных зон скважин характерной особенностью является отличие составов газовой и жидкой фаз, а также конденсатонасыщенности коллектора от этих параметров в остальной части пласта. Ниже точки росы на степень снижения дебита начинает влиять так называемая «конденсатная банка» - зона вокруг скважины со значительной насыщенностью конденсатом; конденсатные банки могут иметь радиус в несколько десятков метров. Коэффициент продуктивности скважин при этом может снижаться в 3-4 раза.
До настоящего момента конденсатонасыщенность в призабойной зоне скважины геофизическими методами исследования скважин не определялась. Предпринимались попытки определения конденсатонасыщенности в газоконденсатных пластах-коллекторах, но они предусматривали определение конденсатонасыщенности в пласте в целом и не позволяли определить конденсатонасыщенность в призабойной зоне скважины. Так, в авторских свидетельствах СССР 1514918 и 1645484 описаны способы определения насыщенности газоконденсатного пласта жидкими углеводородами, предусматривающие закачивание в пласт через нагнетательную скважину индикатора, растворимого в жидких углеводородах, и инертного к ним индикатора с газообразным носителем с последующей регистрацией времени появления индикаторов в продукции эксплуатационной скважины.
Предлагаемым изобретением решается задача определения текущего значения конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины как обсаженной, так и необсаженной.
В соотвестствии с предлагаемым способом определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе измеряют параметры пласта-коллектора и пластового флюида до начала эксплуатации скважины и, следовательно, до начала скопления конденсата в призабойной зоне скважины, создают численную модель изменения сигнала нейтронного каротажа в процессе эксплуатации скважины для измеренных параметров пласта, пластового флюида и предполагаемой конденсатонасыщенности, определяемой путем гидродинамического моделирования состава газоконденсатной смеси для измеренных параметров пласта, пластового флюида и функций фазовой проницаемости, осуществляют эксплуатацию скважины, при снижении продуктивности скважины осуществляют нейтронный каротаж, а затем сравнивают измеренные сигналы с модельными расчетами и определяют текущую конденсатонасыщенность на основе обеспечения наилучшего совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа. Параметры пласта-коллектора и пластового флюида, измеряемые до начала эксплуатации скважины, включают в себя пористость пласта, минеральный состав породы, водонасыщенность и состав воды, давление, объем и температуру пластового газа, включая состав и точку росы. Указанные параметры определяют традиционными методами каротажа, включая нейтронный каротаж, а также путем анализа проб керна и флюида.
Изобретение основывается на новом подходе к интерпретации данных повторного нейтронного каротажа и позволяет определить текущую конденсатонасыщенность в призабойной зоне скважины.
На первом этапе газоконденсатный пласт, вскрытый вновь пробуренной скважиной, исследуется с помощью традиционного каротажного оборудования, а также путем проведения испытаний и опробования пласта. Исходная конденсатонасыщенность в пласте равна нулю или пренебрежимо мала. В результате этих стандартных измерений будет получен набор характеристических данных о пласте и пластовом флюиде, которые включают в себя данные о пористости пласта, минеральном составе породы, водонасыщенности и составе воды, параметрах давления, объема и температуры пластового газа, включая состав и точку росы. После этого скважина используется в качестве эксплуатационной скважины. На данном этапе, в случае, если давление в пласте падает ниже точки росы, происходит процесс скопления конденсата. Это ведет к образованию так называемой «конденсатной банки» вокруг ствола скважины.
После некоторого периода эксплуатации скважины можно ожидать значительного повышения конденсатонасыщенности вокруг ствола скважины. Косвенно это можно наблюдать как снижение коэффициента продуктивности. На данном этапе можно использовать нейтронный каротаж для оценки текущей конденсатонасыщенности в конденсатной банке. Может применяться любой метод нейтронного каротажа, который чувствителен к водородному индексу. Скважина может быть необсаженной или обсаженной, так как нейтронный поток может проходить сквозь стальные трубы. Наблюдаемый сигнал сам по себе не может отличить газонасыщенность от конденсатонасыщенности, так как он зависит от насыщенности, плотности фаз и состава фаз (при условии, что другие факторы, такие как параметры породы и воды, остаются без изменений). Однако неопределенность свойств газоконденсатной смеси можно свести лишь к неизвестной насыщенности с помощью традиционных программ гидродинамического моделирования состава. Действительно, зная историю эксплуатации скважины, можно провести ряд численных экспериментов, которые отличаются друг от друга по функциям фазовой проницаемости. В результате численных экспериментов будет получен набор теоретических вариантов параметров газоконденсатной смеси, которые существенно отличаются друг от друга по значениям насыщенности. С помощью этого набора вариантов можно смоделировать теоретические сигналы нейтронного каротажа. Сравнивая их с измеренным сигналом, можно определить фактически реализующийся вариант состояния газоконденсатной смеси вблизи эксплуатационной скважины. Это позволит зафиксировать текущую конденсатонасыщенность и другие свойства газоконденсатной смеси.
Используя программу гидродинамического моделирования газоконденсатной смеси, получаем в качестве выходных данных предполагаемую конденсатонасыщенность, состав газа и конденсата. Класс программ, позволяющих решить обсуждаемую задачу, базируется на модели трехфазной многокомпонентной изотермической фильтрации (см., например, Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и нефтегазовых месторождений. Часть 2. Фильтрационные модели. М.: АОА ВНИИОЭНГ, 2003.). В частности, может быть использована программа Eclipse-300. Входные данные расчетного варианта для моделирующей программы включают в себя данные о локальном геологическом строении (включая распределение фильтрационно-емкостных свойств по стволу скважины), данные о пластовом давлении и температуре, данные о термодинамических и физико-химических свойствах пластовых флюидов, полученные в результате стандартных измерений до начала эксплуатации скважины, данные по истории работы скважины и функции фазовой проницаемости. Функции фазовой проницаемости могут быть приняты как некоторое текущее приближение (из данных кернового анализа или по аналогии с каким-то похожим пластом).
Для оценки текущей конденсатонасыщенности пласта используется численная модель изменения сигнала нейтронного каротажа в процессе эксплуатации скважины. Входные параметры для модели включают пористость и водонасыщенность пласта, состав воды, минеральный состав породы, пластовое давление, объем и температура пластового газа, включая состав и точку росы, а также предполагаемую конденсатонасыщенность, состав газа и конденсата, полученные в результате гидродинамического моделирования параметров газоконденсатной смеси.
Текущая конденсатонасыщенность определяется по результатам наилучшего приближения смоделированных и полученных сигналов нейтронного каротажа в пределах точности воспроизведения водородного индекса, характерной для данного нейтронного метода. При значительном расхождении результатов производят коррекцию функций фазовой проницаемости таким образом, чтобы получить лучшее приближение измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа. Возможным вариантом коррекции функций фазовых проницаемостей является изменение показателя степени при степенной аппроксимации этих функций. При более сложном многопараметрическом задании функций фазовых проницаемостей следует варьировать набор этих определяющих параметров. Итерационная последовательность останавливается, когда расхождение между реальным каротажным сигналом и смоделированным сигналом является незначительным. В этот момент получают следующий набор данных: конденсатонасыщенность, состав газа и конденсата в пласте, функции фазовой проницаемости. В процессе эксплуатации скважины могут быть произведены отдельные или многократные замеры состава добываемой газоконденсатной смеси и на этапе гидродинамического моделирования эта информация может быть использована как дополнительный критерий сходимости модельных и фактических данных в пределах точности измерения вышеуказанного состава.