УДК 622.279.23+622.279.5.001.42
Т.А. Абрамов, А.Ш. Аккерман, И.М. Индрупский, Р.А. Ягудин,
А.А. Александров, А.Ю. Головизнин, Р.Р. Абзгильдин
ВЛИЯНИЕ ПОДЪЕМА КОНУСА ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ НА ОТКЛИК КРИВОЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ СЕНОМАНСКИХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
Аннотация
Введение. Для минимизации рисков раннего обводнения и преждевременного выбытия скважин в процессе разработки газовых залежей с малой газонасыщенной толщиной критически важно осуществлять своевременный контроль динамики подъема газоводяного контакта. В теории снижение эффективной газонасыщенной толщины при поднятии газоводяного контакта должно обнаруживаться по результатам проведения повторных гидродинамических исследований скважин, однако примеры выявления подобных случаев на практике и в литературе встречаются достаточно редко. Цель работы. На основании фактических данных проведения импульсного нейтрон-нейтронного каротажа и гидродинамических исследований скважин и численного моделирования оценить влияние формирования конуса подошвенной воды на поведение кривой восстановления давления. Материалы и методы. Исследования методами импульсного нейтрон-нейтронного каротажа и кривой восстановления давления малоамплитудной залежи покурской свиты в сеноманских отложениях, воспроизведение полученных данных численными методами в программном обеспечении tNavigator, обработка модельных и фактических кривых восстановления давления в программном обеспечении Kappa Saphir. Результаты. Численное моделирование на секторной гидродинамической модели позволило оценить характерные тренды на кривой восстановления давления, изначально не выявляемые по фактическим данным из-за слабозаметных изменений производной давления в условиях замера на пределе разрешающей способности стандартных глубинных приборов. При сопоставлении с модельными расчетами удалось выявить аналогичные признаки и на фактических данных, что обосновывает возможность оперативного мониторинга подъема газоводяного контакта по данным гидродинамических исследований в случае использования высокоточных датчиков давления. Заключение. Подтверждены и уточнены диагностические признаки формирования конуса подошвенной воды на кривой восстановления давления в вертикальных газовых скважинах. Они представлены характерным наклонным участком производной давления, а также поэтапным вертикальным смещением графика производной вверх на повторных результатах гидродинамических исследований скважин относительно предыдущих замеров.
Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин; кривая восстановления давления; сеноманская залежь; газоводяной контакт; конус подошвенной воды
Timur A. Abramov, Anel Sh. Akkerman, Ilya M. Indrupskiy,
Radik A. Yagudin,
Aleksandr A. Aleksandrov, Anton Yu. Goloviznin, Rustam R. Abzgildin
INFLUENCE OF WATER CONING ON PRESSURE BUILDUP RESPONSE
IN VERTICAL СENOMANIAN GAS WELLS
Abstract
Introduction. To minimize the risks of early water breakthrough and premature well abandonment during the development of formation with a small gas-saturated thickness, it is critically important to monitor the dynamics of the gas–water contact rise in a timely manner. In theory, a reduction in effective gas-saturated thickness due to water coning should be detectable through the repeated pressure transient well test analysis; however, examples of identifying of such cases in practice and in the literature are quite rare. Objective. To evaluate the influence of water coning on pressure buildup behavior based on actual pulsed neutron–neutron logging and pressure transient analysis data and numerical simulation. Materials and methods. Research using pulsed neutron–neutron logging and pressure buildup analysis of a low-amplitude reservoir of the Pokur Formation in Cenomanian deposits, numerical simulation of the obtained data in the tNavigator software, and processing of model and actual pressure buildup data in the Kappa Saphir software. Results. Numerical simulation on a sector model made it possible to unmask characteristic trends on the pressure buildup curve that were not initially identifiable from the actual data due to the subtle changes in the pressure derivative, which were under measurement conditions at the limit of standard downhole gauge resolutions. By comparison with the model calculations, similar signs were identified in the actual data. This justifies the possibility of operational monitoring of the gas–water contact rise based on the data from well tests with the use of high-precision gauges. Conclusion. This study confirms and clarifies the diagnostic signs of water coning on the pressure buildup curve in vertical gas wells. These are represented by characteristic derivative slope period, as well as gradual vertical upward shift of the pressure derivative in repeated well test results relative to previous tests.
Keywords: well tests; pressure buildup; Cenomanian Formation; gas–water contact; water coning
EDN: FUNPWU
Полный текст статьи в формате PDF
