Дослідження впливу розкриття пласта і депресії у свердловинахна розробку газових покладів із підошовною водою
DOI:
https://doi.org/10.31471/1993-9868-2025-2(44)-102-113Ключові слова:
підошовна вода; відносне розкриття пласта; конус води; депресія на пласт; дебіт газу; коефіцієнт газовилученняАнотація
Наведено характерні особливості розробки газових покладів із підошовною водою. Охарактеризовано закономірності процесу утворення конусів підошовної води під вибоєм видобувних свердловин під час розробки покладу та їх обводнення. Проаналізовано результати сучасних вітчизняних і закордонних досліджень щодо впливу відносного розкриття та анізотропії пласта і конструкції свердловин на формування і динаміку розвитку конуса підошовної води. Для умов гіпотетичного газового покладу квадратної форми із центральною видобувною свердловиною виконано з використанням програми Petrel&Eclipse дослідження комплексного впливу відносного розкриття газоносного пласта і депресії на пласт у свердловині (темпу відбирання газу) на процес конусоутворення і коефіцієнт газовилучення покладу за безводний період експлуатації свердловини. У початковий період розробки покладу свердловина експлуатувалася з постійною депресією на пласт, а після зниження тиску на гирлі до заданого значення (1,0 МПа) переводилася на технологічний режим постійного гирлового тиску. Розробку покладу припиняли після зниження пластового тиску до 0,1 від початкового тиску або підняття конуса води до нижніх отворів інтервалу перфорації. Досліджено варіанти з депресією на пласт 1,25 МПа (5 % від початкового тиску) і 2,5 МПа (10 % від початкового тиску) і з різними значеннями відносного розкриття пласта (0,1; 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,6; 0,7; 0,8; 0,9). Результати досліджень представлені у вигляді двох таблиць і графічних залежностей кінцевого пластового тиску і коефіцієнта газовилучення на момент припинення розробки покладу від відносного розкриття пласта. За депресії на пласт 1,25 МПа на момент закінчення розробки покладу не обводнюються інтервали з відносним розкриття пласта 0,1 - 0,6. За відносного розкриття пласта 0,6 кінцевий коефіцієнт газовилучення дорівнює 88,53 %, тривалість розробки покладу - 17 років 3 місяці. За депресії на пласт 2,5 МПа на момент закінчення розробки покладу не обводнюються інтервали з відносним розкриття пласта 0,1 - 0,4. За відносного розкриття пласта 0,4 кінцевий коефіцієнт газовилучення дорівнює 90,46 %, тривалість розробки покладу - 14 років 2 місяці. В області зміни депресії на пласт 1,25 - 2,5 МПа оптимальне значення відносного розкриття пласта становить близько 0,4 – 0,6. Критичне значення відносного розкриття пласта, за якого вода проривається на вибій свердловини, становить 0,64 для депресії на пласт 1,25 МПа і 0,45 для депресії на пласт 2,5 МПа.
Завантаження
Посилання
1. Muskat, M., & Wyckoff, R. D. (1946). The Flow of Homogeneous Fluids Through Porous Media. McGraw-Hill Book Company. Retrieved from https://www.ipt.ntnu.no/~curtis/courses/Reservoir-Recovery/2019-TPG4150/Handouts/Books/Muskat-Flow-of-Homogenous-Fluids.pdf
2. Chaperon, I. (1986). Theoretical study of coning toward horizontal and vertical wells in anisotropic formations. SPE Reservoir Engineering, 1(3), 281–290. https://doi.org/10.2118/13076-PA
3. Joshi, S. D. (1991). Horizontal Well Technology. PennWell Books.
4. Kondrat, R. M., & Matiishyn, L. I. (2014). Analiz metodiv borotby z konusoutvorenniam u protsesi rozrobky hazovykh i naftohazokondensatnykh rodovyshch z pidoshovnoiu vodoiu [Analysis of methods for controlling coning during the development of gas and oil and gas condensate fields with bottom water]. Rozvidka ta rozrobka naftovykh i hazovykh rodovyshch [Prospecting and Development of Oil and Gas Fields], 2(51), 51–60. [in Ukrainian]
5. Kondrat, R. M., Matiishyn, L. I., & Smolovyk, L. R. (2015). Doslidzhennia vplyvu vidnosnoho rozkryttia i pronylosti plasta ta viazkosti nafty na krytychnyi debit nafty pry ekspluatatsii sverdlovyn na hazokondensatnykh rodovyshchakh z naftovymy obliamivkamy ta pidoshovnoiu vodoiu [Investigation of the influence of relative completion and reservoir permeability and oil viscosity on the critical oil production rate during well operation in gas condensate fields with oil rims and bottom water]. Prykar-patskyi visnyk naukovoho tovarystva im. T. H. Shevchenka [Subcarpathian Bulletin of the Scientific Society named after T. G. Shevchenko], (1), 165–180. Retrieved from https://pvntsh.nung.edu.ua/index.php/number/article/view/153/150 [in Ukrainian]
6. Johns, R. T., Lake, L. W., & Delliste, A. M. (2002). Prediction of Capillary Fluid Interfaces During Gas or Water Coning in Vertical Wells. Society of Petroleum Engineers (SPE). SPE-77772-MS. https://doi.org/10.2118/77772-MS
7. Odeh, A. S., & Babu, D. R. (1990). An Improved Numerical Simulation of Water Coning. SPE Formation Evaluation, 5(1), 93–100. https://doi.org/10.2118/15417-PA
8. Porras, J. M., & Ramey, H. J. (1992). Water coning in oil reservoirs: A numerical study. SPE Formation Evaluation, 7(4), 330–336. https://doi.org/10.2118/21357-PA
9. Guo, B., & Lee, R. L. (2002). A simple method for predicting critical rates to avoid water coning in gas wells. Journal of Canadian Petroleum Technology, 41(2), 43–47.
10. Economides, M. J., & Nolte, K. G. (2000). Reservoir Stimulation (3rd ed.). Wiley.
11. Ahmed, T. (2006). Reservoir Engineering Handbook (3rd ed.). Gulf Professional Publishing. Retrieved from https://irmat-ucan.com/library/admin/books_pdf/pdf_67b37d361af199.01955125.pdf
12. Trimble, R. A., & DeRose, C. E. (2005). Evaluating Muskat-Wyckoff Model Using Real Field Data. SPE Eastern Regional Meeting. https://doi.org/10.2118/94016-MS
13. Sobocinski, C., & Cornelius, W. (2007). Water Coning Nomogram Based on Lab and Field Data. SPE Production & Operations, 22(3), 375–380.
14. Alameri, A., Abdulraheem, A., & Nashawi, I. S. (2014). Study on water cone behavior in bottom water drive reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 122, 258–266. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2014.07.010
15. Khosravan, M., & Ghannadi, M. (2018). Numerical simulation study of water coning behavior in heterogeneous reservoirs. Petroleum Research, 3(2), 105–113. https://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2018.05.001
16. Bello, O. A., & Wattenbarger, R. A. (1964). Reducing Water Coning in Horizontal Wells: A Field Study. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. https://doi.org/10.2118/30016-MS
17. Saadawi, A. (2010). Intelligent well completion to control water coning in horizontal wells. Middle East Oil Show and Conference. https://doi.org/10.2118/136915-MS
18. Khalifeh, M., Nasr-El-Din, H. A., & Al-Mutairi, S. H. (2015). Water Coning Prediction and Horizontal Well Correlations: A Comparative Study. SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference. https://doi.org/10.2118/172760-MS
19. Sharma, S., Kumar, S., & Tiwari, A. (2019). Analysis of Critical Parameters on Coning in Horizontal Wells. Journal of Petroleum and Gas Exploration Research, 9(1), 1–10.
20. Moritis, G. (2003). Intelligent Wells: New Technology Improves Performance. Oil & Gas Journal, 101(20), 49–55.
21. Babadagli, T., Develi, K., & Yildiz, T. (2016). Optimization of intelligent well control to delay water coning. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 28, 693–703. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2015.12.038
22. Pershyn, H. I., Kravets, V. O., & Orlov, L. P. (1994). Vplyv heofizychnykh parametriv na utvorennia vodianoho konusa v hazovykh rodovyshchakh [Influence of geophysical parameters on the formation of a water cone in gas fields]. Naftohazova haluz Ukrainy [Oil and Gas Industry of Ukraine], (5), 22–27. [in Ukrainian]
##submission.downloads##
Опубліковано
Як цитувати
Номер
Розділ
Ліцензія
Авторське право (c) 2025 Нафтогазова енергетика
TЦя робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution-ShareAlike 4.0 International License.
.png)
1.png){kind=logo}
