Комплексная оценка продуктивности газоконденсатных скважин на ранней стадии разведки с использованием глубинного анализа флюида DFA и численного моделирования: пример из Китая,Бохайский залив

摘要

Конденсат-сложный тип жидкости и его свойства близки к летучей нефти.В связи со сложностью поведения этого флюида в природе,соответствующая его характеристика играет важную роль в проектах океанического бурения(ODP).Достоверный глубинный анализ пластового флюида и релевантные гидродинамические испытания могут обеспечить ценную информацию для прогнозировании добычи газоконденсатного месторождения.В данной статье обсуждается комплексная методика для верной оценки продуктивности пласта с помощью глубинный анализ пластового флюида и испытателя пластов на каротажном кабеле.Ее результаты не только являются основой для проектирования дизайна испытания пластов на трубах(ИПТ,DST)и оптимизации оборудования для лучшей оценки продуктивности,но и ещё могут быть использованы для постановки запасов на баланс.Основываясь на эффективной и надежной оценке продуктивности пласта,компании операторы могут принять решение в реальном времени о целесообразности проведения ИПТ(DST),об оборудовании для ИПТ(DST)и интервале испытания.К тому же местная компания оператор имела продолжительный опыт работы с тяжелыми нефтями,и привычная компоновка для ИПТ на Бохайским заливе не предназначена для испытаний газоконденсатных залежей,также в Китае нет опубликованных исследований как ИПТ тяжелой нефти можно модефицировать для ИПТ газоконденсата,и как можно спрогнозировать добычу на газоконденсатном месторождении.В этой статье было предложено новое решение описанной проблемы.Был применен комплексный подход для решения проблемы,используя имеющиеся данные испытаний,проведенных на каротажном кабеле,и данных стандартного каротажа ГИС.Точная проницаемость всегда является основой хорошего прогноза,модель для одной скважины была построена,с использованием всей информации о проницаемости.Композиционная модель флюида является наилучшим способом моделирования фазовых изменений конденсата.В этой статье откалиброванный композиционный состав был выведен путем комбинирования данных глубинного анализа флюида DFA,полученных во время испытаний,и модуля PVTi(программное обеспечение для анализа PVT)с калибровкой на измеренные глубинные значений ГФ и плотности флюида.Модель ?чёрной? нефти(black oil)-самый распространенный метод оценки продуктивности отдельной скважины,но неопределённость значения взякости конденсата в этом случае приводит к большой ошибке.На основании результатов откалиброванной композиционной модели оценивается вязкость флюида в скважине.После того,как вязкость правильно оценена,модель чёрной нефти может быть применена для оценки продуктивности газоконденсатной залежи.Результаты ИПТ(DST)были использованы для проверки этого метода,диапазон погрешности составил около 10% в сравнении с результатами ИПТ.Этот новый подход в решении имеет важное значение: точный прогноз продуктивности газоконденсатной залежи даже без результатов анализа флюида в PVT-лаборатории.Для этой задачи был создан процесс быстрого расчета продуктивности газоконденсатного пласта; и данная методика не ограничивается применимостью только к конкретному месторождением,но может быть использована и на других газоконденсатных залежах.