Высокая обводненность продукции газовой скважины является не столь критичной проблемой, как в случае с нефтяной скважиной, где добыча попутной воды напрямую влияет на коэффициент нефтеотдачи. Однако информация об источнике водопритока в газовую скважину может быть полезной для актуализации постоянно действующей геолого-технической модели, прогнозирования выбытия скважин при гидродинамическом моделировании, локализации остаточных запасов газа и т.д.
В данной работе для определения причины обводнения предлагается использовать диагностический метод, который заключается в построении графиков зависимости водогазового фактора (ВГФ) и производной водогазового фактора (ВГФ’) от времени в двойных логарифмических координатах. Водогазовый фактор – определяющий параметр степени обводнения продукции скважины, так как представляет из себя отношение добычи воды к добыче газа. ВГФ зависит от фазовых проницаемостей пласта по газу и воде, на которые влияет активность источника избыточной воды: чем активнее источник, тем быстрее будет возрастать ВГФ. Таким образом, тенденция изменения этих графиков может свидетельствовать об активности источника водопритока и, следовательно, о той или иной причине обводнения.
В статье K.S. Chan в основном были описаны графики для двух причин обводнения: подтягивание конуса и прорыв законтурной воды по наиболее проницаемым пропласткам. График зависимости ВГФ от времени в двойных логарифмических координатах для конусообразования пологий, при этом интенсивность роста со временем становится меньше. Для графика производной ВГФ’, построенного в этих же координатах, характерно убывание (рисунок 5).
Рис. 5. Диагностика водопритока при подтягивании конуса
В случае с обводнением законтурными водами аналогичные графики возрастают в течение всего времени работы скважины, чаще всего они имеют вид ветви параболы (рисунок 6).
Рис. 6. Диагностика водопритока при обводнении законтурными водами по пропласткам
Задание для самостоятельной работы
По имеющимся промысловым данным (таблицы №5 – №14) определить причину обводнения скважины и интервал перфорации, по которому поступает вода.
Вариант 1
Скважина №12П окончена бурением в ноябре 1985 года. Фактическая глубина 3370,0 м, интервалы перфорации 3096,0-3126,0 м, 3264,0-3288,0 м, 3293,0-3296,0 м. Введена 17.11.2003 г. в работу на пласты БТ6, БТ7-8 и БТ10 с целью изучения возможности совместной эксплуатации залежей.
На протяжении всего периода эксплуатации также отмечалось поступление воды в скважину, всего было отобрано 2,5 тыс.т.
РИГИС по скважине приведены в таблице 5. Данные из карточки скважины – в таблице 6.
Таблица №5
РИГИС скважины №12П
Интервал коллектора
Пласт
hистин,
aпс
rкБК,
rп,
kпр,
Характер насыщения по ГИС
кровля
подошва
кровля
подошва
м
а.о., м
м
от.ед.
Ом м
Ом м
мД
3088.6
3089.4
3036.98
3037.78
БТ60
0.8
0.41
136.2
160.45
Неясен
3096.4
3097.2
3044.77
3045.57
БТ6
0.8
0.65
105.4
12.59
Продукт
3097.2
3099.4
3045.57
3047.77
БТ6
2.2
0.76
105.4
12.59
Продукт
3099.4
3101.4
3047.77
3049.77
БТ6
2
0.74
105.4
2.74
Продукт
3102.4
3103.4
3050.77
3051.77
БТ6
1
0.59
105.4
41.23
Продукт
3108.8
3109.4
3057.16
3057.76
БТ6
0.6
0.59
136.2
Продукт
3109.8
3110.6
3058.16
3058.96
БТ6
0.8
0.44
91.7
Продукт
3115.6
3063.96
3064.36
БТ6
0.4
0.47
84.1
Продукт
3117.6
3065.96
3066.36
БТ6
0.4
0.79
60.27
Продукт
3118.8
3119.2
3067.15
3067.55
БТ6
0.4
0.79
12.59
Продукт
3119.6
3067.95
3068.35
БТ6
0.4
0.79
41.23
Продукт
3120.4
3121.2
3068.75
3069.55
БТ6
0.8
0.79
41.23
Продукт
3070.35
3071.35
БТ6
1
0.76
2.97
Продукт
3123.6
3071.95
3072.35
БТ6
0.4
0.74
60.27
Продукт
3124.4
3124.8
3072.75
3073.15
БТ6
0.4
0.74
60.27
Продукт
3125.2
3125.6
3073.55
3073.95
БТ6
0.4
0.74
60.27
Продукт
3132.4
3080.75
3082.35
БТ70
1.6
0.44
8.86
Вода
3145.2
3145.8
3093.54
3094.14
БТ7-8
0.6
0.59
88.71
Продукт
3153.4
3153.8
3101.74
3102.14
БТ7-8
0.4
0.7
2.16
Продукт
3154.2
3154.6
3102.54
3102.94
БТ7-8
0.4
0.7
2.16
Продукт
3155.2
3155.6
3103.54
3103.94
БТ7-8
0.4
0.7
2.16
Продукт
3156.2
3156.6
3104.54
3104.93
БТ7-8
0.4
0.59
2.16
Продукт
3106.33
3107.33
БТ7-8
1
0.53
2.74
Продукт
3159.8
3160.6
3108.13
3108.93
БТ7-8
0.8
0.53
2.74
Продукт
3163.6
3111.93
3112.33
БТ7-8
0.4
0.7
Продукт
3164.8
3165.2
3113.13
3113.53
БТ7-8
0.4
0.82
Продукт
3165.2
3166.8
3113.53
3115.13
БТ7-8
1.6
0.76
1.46
Продукт
3167.6
3169.2
3115.93
3117.52
БТ7-8
1.6
0.82
2.16
Продукт
3169.2
3170.4
3117.52
3118.72
БТ7-8
1.2
0.88
5.77
Продукт
3171.2
3173.6
3119.52
3121.92
БТ7-8
2.4
0.94
4.13
Продукт
3174.4
3122.72
3124.32
БТ7-8
1.6
0.74
41.23
Продукт
3177.6
3179.8
3125.92
3128.12
БТ7-8
2.2
0.79
12.59
Продукт
Окончание таблицы №5
3180.8
3181.2
3129.12
3129.52
БТ7-8
0.4
0.65
53.2
12.59
Продукт
3183.6
3184.8
3131.91
3133.11
БТ7-8
1.2
0.59
88.71
Продукт
3186.8
3134.31
3135.11
БТ7-8
0.8
0.59
60.27
Продукт
3187.4
3188.8
3135.71
3137.11
БТ7-8
1.4
0.82
17.99
Продукт
3188.8
3137.11
3139.31
БТ7-8
2.2
0.88
17.99
Продукт
3191.6
3192.2
3139.91
3140.51
БТ7-8
0.6
0.82
25.9
Продукт
3192.6
3140.91
3141.31
БТ7-8
0.4
0.79
25.9
Продукт
3194.4
3196.2
3142.7
3144.5
БТ7-8
1.8
0.72
84.9
25.9
Продукт
3196.2
3197.1
3144.5
3145.4
БТ7-8
0.9
0.79
53.8
Неясен
3197.1
3197.8
3145.4
3146.1
БТ7-8
0.7
0.85
40.4
Неясен
3198.2
3146.5
3148.3
БТ7-8
1.8
0.88
4.49
Вода
3200.6
3203.6
3148.9
3151.9
БТ7-8
3
0.88
29.7
4.88
Вода
3203.6
3206.2
3151.9
3154.5
БТ7-8
2.6
0.97
30.7
10.55
Вода
3208.2
3209.4
3156.49
3157.69
БТ7-8
1.2
0.97
23.72
Вода
3213.6
3158.29
3161.89
БТ7-8
3.6
17.99
Вода
3217.7
3218.5
3165.99
3166.79
БТ7-8
0.8
0.48
60.27
Вода
3221.5
3222.3
3169.78
3170.58
БТ7-8
0.8
0.55
107.89
Вода
3268.6
3213.24
3216.84
БТ10
3.6
0.78
109.3
21.9
Продукт
3269.8
3270.6
3218.03
3218.83
БТ10
0.8
0.74
85.8
32.9
Продукт
3272.6
3220.23
3220.83
БТ10
0.6
0.81
Продукт
3273.4
3221.23
3221.63
БТ10
0.4
0.74
68.9
Продукт
3275.2
3277.2
3223.43
3225.43
БТ10
2
0.81
Продукт
3280.8
3226.23
3229.03
БТ10
2.8
0.89
Продукт
3281.4
3229.62
3232.22
БТ10
2.6
0.96
Продукт
3284.4
3287.6
3232.62
3235.82
БТ10
3.2
0.96
Продукт
3288.4
3292.4
3236.62
3240.62
БТ10
4
Продукт+Вода
3293.4
3241.22
3241.62
БТ10
0.4
Продукт+Вода
3293.8
3242.01
3244.21
БТ10
2.2
Продукт+Вода
3244.21
3246.21
БТ10
2
Продукт+Вода
3300.6
3246.21
3248.81
БТ10
2.6
0.93
17.96
Продукт+Вода
3301.6
3302.4
3249.81
3250.61
БТ10
0.8
21.9
Неясен
3304.7
3305.2
3252.9
3253.4
БТ10
0.5
0.74
Неясен
3306.1
3306.7
3254.3
3254.9
БТ10
0.6
0.42
19.82
Неясен
Таблица №6
Карточка скважины 12П
Дата
Дебит сух.газа, тыс.м3/сут
Добыча сух.газа,
тыс. м3
Накопл. добыча сух.газа,
тыс. м3
Дебит воды, т/сут
Добыча воды,
т
Накопл. добыча воды,
т
Кэкспл газ.скв,. д.е.
01.02.2004
393.59
11414.2
56508.3
2.72
78.8
397.7
0.94
01.03.2004
7.55
234.1
56742.5
397.7
0.51
01.05.2004
209.05
6480.6
1.43
44.2
441.9
01.06.2004
409.26
12277.8
75500.8
441.9
01.07.2004
406.1
12589.2
88090.1
2.9
89.9
531.8
01.08.2004
419.4
13001.4
101091.5
2.9
89.9
621.7
01.09.2004
420.74
12622.3
113713.8
2.9
708.7
01.10.2004
424.28
13152.6
126866.4
1.74
53.9
762.6
0.98
01.11.2004
470.09
14102.7
140969.1
2.9
849.6
01.12.2004
476.39
14768.1
155737.1
2.9
89.9
939.5
01.01.2005
477.31
14796.7
170533.8
2.9
89.9
1029.4
01.02.2005
482.79
13518.2
2.9
81.2
1110.6
01.03.2005
477.04
14788.2
198840.2
2.89
89.7
1200.3
01.04.2005
453.73
13611.8
212451.9
2.19
65.8
1266.1
01.05.2005
441.36
13682.2
226134.2
2.06
63.8
1329.9
01.06.2005
469.52
14085.6
240219.8
2.1
1392.9
01.07.2005
418.81
12983.3
1.88
58.3
1451.2
0.9
01.08.2005
491.65
1.92
59.5
1510.7
0.98
01.09.2005
478.23
14346.8
282790.8
2.1
1573.7
01.10.2005
14135.9
296926.6
2.08
64.6
1638.3
0.98
01.11.2005
484.73
311468.7
2.1
1701.3
01.12.2005
477.95
14816.3
2.1
65.1
1766.4
0.99
01.01.2006
283.37
8784.4
335069.4
1.44
44.5
1810.9
0.77
01.02.2006
469.35
12965.7
348035.1
1.72
47.6
1858.5
0.99
01.03.2006
366.12
11334.4
359369.5
1.7
52.7
1911.2
01.04.2006
391.77
11638.8
371008.2
1.71
50.8
0.99
01.05.2006
504.13
9914.6
380922.8
2.01
39.5
2001.5
0.63
01.06.2006
312.67
9380.2
0.92
27.7
2029.2
0.81
01.07.2006
425.97
13205.1
403508.1
1.1
34.1
2063.3
01.08.2006
522.78
16206.3
419714.4
1.62
50.3
2113.6
01.09.2006
393.36
11800.9
431515.3
1.7
51.1
2164.7
01.10.2006
409.83
12704.7
1.71
2217.7
01.11.2006
458.52
13755.5
457975.4
1.61
48.3
01.12.2006
332.06
10293.8
468269.2
1.57
48.8
2314.8
01.01.2007
514.17
15939.3
484208.5
1.57
48.8
2363.6
Окончание таблицы №6
01.02.2007
527.1
14758.7
498967.2
1.5
2405.6
01.03.2007
502.19
15567.7
514534.9
1.5
46.5
2452.1
01.04.2007
510.59
15317.6
529852.6
1.5
45.1
2497.2
01.05.2007
504.1
15627.1
545479.6
1.5
46.5
2543.7
01.06.2007
5009.9
550489.6
0.59
17.8
2561.5
0.62
Вариант 2
Скважина №129Р окончена бурением в мае 1994 года. Фактическая глубина 3691 м, интервалы перфорации 3320,0-3361,0 м, 3511,0-3530,0 м, 3601,0-3607,0 м.
Скважина введена в пробную эксплуатацию 20.01.2003 г. на пласты БТ6, БТ10 с целью изучения возможности совместной эксплуатации залежей.
На протяжении всего периода эксплуатации отмечалось поступление воды в скважину, всего было отобрано 2,0 тыс.т.
РИГИС по скважине приведены в таблице 7. Данные из карточки скважины – в таблице 8.
Таблица №7
РИГИС скважины №129Р
Интервал коллектора
Пласт
hистин,
aпс
rкБК,
rп,
kпр,
Характер насыщения по ГИС
кровля
подошва
кровля
подошва
м
а.о., м
м
от.ед.
Ом м
Ом м
мД
3319.9
3320.8
3033.22
3034.12
БТ60
0.9
0.54
16.44
Неясен
3322.1
3035.42
3036.32
БТ60
0.9
0.36
10.55
Неясен
3326.7
3327.1
3040.02
3040.42
БТ6
0.4
0.36
43.7
Продукт
3327.7
3330.6
3041.02
3043.92
БТ6
2.9
0.59
78.2
2.16
Продукт
3331.9
3045.22
3047.32
БТ6
2.1
0.66
7.46
Продукт
3334.4
3047.72
3050.32
БТ6
2.6
0.64
1.7
Продукт
3339.5
3050.32
3052.82
БТ6
2.5
0.53
99.6
Продукт
3340.8
3342.8
3054.12
3056.12
БТ6
2
0.42
145.2
Продукт
3344.7
3345.3
3058.02
3058.62
БТ6
0.6
0.33
60.51
Продукт
3346.6
3059.32
3059.92
БТ6
0.6
0.38
46.5
7.46
Продукт
3347.3
3350.3
3060.62
3063.62
БТ6
3
0.55
16.44
Продукт
Продолжение таблицы №7
3351.4
3352.8
3064.72
3066.12
БТ6
1.4
0.49
11.52
Продукт
3354.4
3355.8
3067.72
3069.12
БТ6
1.4
0.63
72.3
2.15
Продукт
3355.8
3359.2
3069.12
3072.52
БТ6
3.4
0.69
0.86
Продукт
3360.8
3073.32
3074.12
БТ6
0.8
0.57
0.8
Продукт
3362.8
3363.7
3076.12
3077.02
БТ6
0.9
0.51
26.1
34.19
Неясен
3376.2
3377.4
3089.51
3090.71
БТ7-8
1.2
0.35
21.53
Продукт
3379.8
3092.31
3093.11
БТ7-8
0.8
0.33
40.4
25.9
Продукт
3379.8
3381.4
3093.11
3094.71
БТ7-8
1.6
0.39
19.69
Продукт
3382.9
3386.3
3096.21
3099.61
БТ7-8
3.4
0.55
3.8
Продукт
3386.3
3389.9
3099.61
3103.21
БТ7-8
3.6
0.63
34.19
Продукт
3389.9
3391.5
3103.21
3104.81
БТ7-8
1.6
0.55
58.2
4.49
Продукт
3391.5
3392.9
3104.81
3106.21
БТ7-8
1.4
0.53
4.88
Продукт
3393.8
3397.8
3107.11
3111.11
БТ7-8
4
0.51
55.5
6.29
Продукт
3398.6
3399.4
3111.91
3112.71
БТ7-8
0.8
0.47
65.5
7.46
Продукт
3400.1
3400.9
3113.41
3114.21
БТ7-8
0.8
0.32
2.53
Продукт
3402.1
3407.5
3115.41
3120.81
БТ7-8
5.4
0.53
85.5
6.85
Продукт
3407.5
3410.7
3120.81
3124.01
БТ7-8
3.2
0.46
94.5
13.75
Продукт
3411.9
3412.9
3125.21
3126.21
БТ7-8
1
0.51
31.15
Продукт
3412.9
3414.6
3126.21
3127.91
БТ7-8
1.7
0.6
2.74
Продукт
3415.2
3416.2
3128.51
3129.51
БТ7-8
1
0.6
56.3
2.53
Продукт
3416.2
3129.51
3132.31
БТ7-8
2.8
0.56
2.74
Продукт
3424.8
3132.31
3138.11
БТ7-8
5.8
0.59
2.74
Продукт
3425.9
3427.7
3139.21
3141.01
БТ7-8
1.8
0.64
44.7
10.55
Продукт
3431.4
3142.31
3144.71
БТ7-8
2.4
0.68
80.65
Продукт+Вода
3432.5
3433.9
3145.81
3147.21
БТ7-8
1.4
0.68
30.1
49.8
Вода
3434.8
3436.2
3148.11
3149.51
БТ7-8
1.4
0.62
26.1
4.86
Вода
3444.6
3150.31
3157.91
БТ7-8
7.6
0.66
26.4
4.13
Вода
3444.6
3448.4
3157.91
3161.71
БТ7-8
3.8
0.62
23.2
10.55
Вода
3451.6
3452.4
3164.91
3165.71
БТ7-8
0.8
0.36
22.9
107.8
Вода
3510.4
3223.71
3224.31
БТ10
0.6
0.57
69.41
Продукт
3511.5
3515.4
3224.81
3228.71
БТ10
3.9
0.86
Продукт
3516.6
3518.8
3229.91
3232.11
БТ10
2.2
0.94
Продукт
3518.8
3232.11
3234.31
БТ10
2.2
0.91
Продукт
3523.6
3235.31
3236.91
БТ10
1.6
0.93
Продукт
3523.6
3525.8
3236.91
3239.11
БТ10
2.2
0.98
26.8
Продукт+Вода
3526.2
3527.4
3239.51
3240.71
БТ10
1.2
0.95
Неясен
Окончание таблицы №7
3527.8
3530.2
3241.11
3243.51
БТ10
2.4
0.93
20.8
29.68
Вода
3530.2
3531.2
3243.51
3244.51
БТ10
1
0.85
20.1
40.55
Вода
3535.2
3246.31
3248.51
БТ10
2.2
0.88
22.8
Вода
3535.6
3536.2
3248.91
3249.51
БТ10
0.6
0.72
28.4
0.87
Вода
3538.6
3541.5
3251.91
3254.81
БТ10
2.9
0.81
31.9
0.81
Вода
3542.2
3542.8
3255.51
3256.11
БТ10
0.6
0.51
29.5
7.69
Вода
3543.8
3544.4
3257.11
3257.71
БТ10
0.6
0.45
31.3
12.21
Вода
3551.6
3552.4
3264.91
3265.71
БТ10
0.8
0.34
28.8
7.03
Вода
3554.7
3555.5
3268.01
3268.81
БТ10
0.8
0.38
30.6
4.95
Вода
3578.6
3579.4
3291.91
3292.71
БТ110
0.8
0.48
32.8
36.51
Вода
3579.8
3580.4
3293.11
3293.71
БТ110
0.6
0.38
31.6
7.69
Вода
3601.1
3314.4
3315.3
БТ11
0.9
0.65
7.69
Неясен
3602.5
3603.7
3315.8
3317
БТ11
1.2
0.76
48.2
2.37
Неясен
3318.3
3319.3
БТ11
1
0.65
7.69
Неясен
3606.7
3607.5
3320
3320.8
БТ11
0.8
0.58
3.26
Неясен
3608.9
3609.5
3322.2
3322.8
БТ11
0.6
0.34
0.5
Неясен
3610.5
3611.3
3323.8
3324.6
БТ11
0.8
0.31
45.3
0.93
Неясен
Таблица №8
Карточка скважины №129Р
Дата
Дебит сух.газа, тыс.м3/сут
Добыча сух.газа,
тыс. м3
Накопл. добыча сух.газа,
тыс. м3
Дебит воды, т/сут
Добыча воды,
т
Накопл. добыча воды,
т
Кэкспл газ.скв,. д.е.
01.05.2003
219.88
6816.3
47305.5
0.99
30.6
154.8
0.69
01.06.2003
286.44
8593.3
55898.8
0.99
29.6
184.4
0.85
01.07.2003
211.36
6552.1
62450.9
0.76
23.7
208.1
0.7
01.08.2003
363.48
11267.9
73718.8
1.5
46.5
254.6
01.09.2003
364.39
10931.7
84650.5
1.5
299.6
01.10.2003
358.67
11118.8
95769.3
1.48
45.9
345.5
0.99
01.11.2003
362.65
10879.5
106648.8
1.47
44.2
389.7
01.12.2003
362.97
11252.2
1.52
436.7
01.01.2004
370.9
11497.9
129398.9
1.5
46.5
483.2
01.02.2004
369.7
10721.3
140120.2
1.5
43.5
526.7
01.03.2004
367.97
11406.9
151527.2
1.5
46.5
573.2
01.04.2004
368.05
11041.6
162568.8
1.5
618.2
01.05.2004
370.24
11477.4
174046.2
1.5
46.5
664.7
Окончание таблицы №8
01.06.2004
335.73
10071.9
184118.1
1.02
30.7
695.4
0.88
01.07.2004
389.12
12062.8
196180.9
0.8
24.8
720.2
01.08.2004
389.55
12076.1
0.8
24.8
01.09.2004
388.9
0.8
01.10.2004
389.68
12080.2
232004.2
0.82
25.5
794.5
01.11.2004
388.15
11644.6
243648.8
1.41
42.3
836.8
01.12.2004
387.74
12019.9
255668.7
1.41
43.7
880.5
01.01.2005
389.08
12061.6
267730.2
1.4
43.4
923.9
01.02.2005
388.34
10873.5
278603.8
1.4
39.2
963.1
01.03.2005
347.39
10769.2
1.84
1020.1
0.92
01.04.2005
347.95
10438.4
299811.3
2.23
66.9
0.99
01.05.2005
334.42
310178.3
2.18
67.6
1154.6
0.95
01.06.2005
342.89
10286.8
320465.1
2.2
1220.6
01.07.2005
340.84
10566.1
331031.1
2.2
68.1
1288.7
01.08.2005
322.29
9991.1
341022.2
2.07
64.1
1352.8
0.94
01.09.2005
315.96
9478.8
350501.1
1.97
1411.8
0.92
01.10.2005
219.12
6792.8
357293.9
1.36
42.1
1453.9
0.76
01.11.2005
337.9
10136.9
367430.8
2.18
65.5
1519.4
0.99
01.12.2005
347.18
10762.5
378193.3
2.2
68.2
1587.6
01.01.2006
346.38
8067.7
1.41
32.9
1620.5
0.75
01.02.2006
350.71
9571.6
395832.6
2.26
61.6
1682.1
0.97
01.03.2006
348.91
10728.9
406561.4
2.22
68.2
1750.3
0.99
01.04.2006
350.16
10504.9
417066.3
2.2
1816.3
01.05.2006
349.07
7795.9
424862.2
2.22
49.5
1865.8
0.72
01.06.2006
367.94
432880.2
1.96
42.8
1908.6
0.73
Вариант 3
Скважина №20Р окончена бурением в декабре 1991 года, фактическая глубина 3365 м. Скважина введена в пробную эксплуатацию 17.10.2003 года на газоконденсатные залежи пластов БТ6 (интервал перфорации 3082-3122 м) и БТ7-8 (интервал перфорации 3147-3161.2 м) с целью изучения добывных возможностей пластов. На протяжении всего периода эксплуатации также отмечалось поступление воды в скважину, всего было отобрано 3,6 тыс.т.
РИГИС по скважине приведены в таблице 9. Данные из карточки скважины – в таблице 10.
