Abstract:
В работе рассмотрена процедура идентификации типа пластового флюида при анализе кривых восстановления давления, интерпретированных по алгоритму композитной модели. Использовать процедуру предполагается для оперативной оценки типа пластового флюида на стадии поисково-разведочных работ. Материалы и методы Авторами, посредством моделирования композитных пластов, охарактеризованных двумя зонами с различными свойствами пластового флюида, выявлена взаимосвязь между соотношением уклонов m2/m1 (Slope Ratio) соответствующих прямолинейных участков на кривой восстановления забойного давления во времени (КВД) и параметром М/D (Specific Storage Ratio, (∅ct)1/(∅ct)2). Итоговый объем интерпретационных моделей составил 54 варианта. Итоги Предложенная методика подтвердила свою эффективность посредством процедуры экзаменационного тестирования соответствия модельных расчетов реальным фактическим измерениям (КВД). Совокупность количественных оценок связи между исследуемыми параметрами описывается нелинейным уравнением парной регрессии. Выводы 1. В основе вывода о типе флюида лежит косвенная оценка упругих характеристик газожидкостной системы в области проявления фазовых превращений, произошедших в ней именно в пористой среде, а не на забое в процессе выполнения скважинных работ; 2. Для получения соответствующих оценок не требуются сведений о физико-химических свойствах пластового флюида; 3. Оперативность поступления предварительных заключений, позволяет более рационально и предметно планировать последующий комплекс технологических мероприятий на скважине с целью выявления истинных параметров пластовой смеси. 4. Обозначенные выводы справедливы для терригенных коллекторов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами не осложненных наличием газовых «шапок» (нефтяных оторочек), естественной или техногенной трещиноватостью в диапазоне изменения моделируемых параметров: проницаемости, пористости, насыщенности и т.д.
