Resumen

Algunos yacimientos de gas en aguas profundas con alta temperatura y presión tienen un efecto evidente de sensibilidad a las tensiones que dificulta la interpretación de las pruebas de pozos. La influencia del efecto de sensibilidad a la tensión en la prueba de pozo de reducción de presión se discute en muchos artículos. Sin embargo, la influencia en la prueba de pozo de acumulación de presión apenas se discute. En las prácticas de los yacimientos petrolíferos, la calidad de los datos de presión de la fase de descenso de la prueba de pozos es pobre debido a la influencia de la fluctuación de la producción. Por lo tanto, en la mayoría de los casos se utilizan los datos de presión de la etapa de acumulación para interpretar las pruebas de pozos. Con el fin de analizar la influencia del efecto de sensibilidad a la tensión en la prueba de pozo de acumulación de presión, este documento establece un modelo de prueba de pozo de acumulación de presión de yacimiento de gas compuesto que considera el efecto de sensibilidad a la tensión y el efecto de histéresis. Las soluciones numéricas de los modelos de prueba de pozos de reducción y aumento de presión se obtienen mediante el método de diferenciación numérica. Las soluciones numéricas se verifican comparándolas con las soluciones analíticas y con la solución de la prueba de pozo del yacimiento de gas homogéneo. A continuación, se comparan las diferencias entre las curvas de prueba de pozos de reducción de presión y de acumulación teniendo en cuenta el efecto de sensibilidad a la tensión. Se realiza el análisis de sensibilidad de los parámetros. En comparación con la curva de la prueba de pozo convencional, la curva de derivación de presión de la prueba de pozo de reducción de presión considerando el efecto de sensibilidad a la tensión se desvía hacia arriba de la línea horizontal 0,5 en la etapa de flujo radial de la zona interior, mientras que se desvía hacia arriba de la línea horizontal M/2 (relación de movilidad/2) en la etapa de flujo radial de la zona exterior. Sin embargo, para la curva de prueba de pozo de acumulación de presión considerando el efecto de sensibilidad a la tensión, la curva derivada de presión desciende gradualmente a la línea horizontal 0,5 en la etapa de flujo radial de la zona interior, mientras que desciende a la línea horizontal M/2 (relación de movilidad/2) en la etapa de flujo radial de la zona exterior. La curva de derivación de presión de la prueba de pozo de acumulación de presión considerando el efecto de histéresis es mayor que la curva sin considerar el efecto de histéresis, porque la permeabilidad no puede recuperarse a su valor original en la etapa de acumulación después de considerar el efecto de histéresis. Por otra parte, el factor de piel y la relación de movilidad tienen efectos diferentes en las curvas de prueba de pozos de reducción de presión y de acumulación. Basándose en el modelo, se estudia un caso de interpretación de prueba de pozo de un yacimiento de gas en aguas profundas con alta temperatura y presión. El resultado indica que la precisión de la interpretación se mejora después de considerar el efecto de sensibilidad a la tensión, y el factor de piel será exagerado sin considerar el efecto de sensibilidad a la tensión.

• Materias:Dióxido de carbono Perforación de pozos de minas Yacimientos minerales Minería Minas y minería Geofluidos
• Subjects:Carbon dioxide Shaft sinking Mineral deposits Mining Mines and mining Geofluids
• Palabras claves:efectos de sensibilidad a la tensión, etapa de flujo radial, disminución de la presión, efectos de histéresis, aumento de la presión, línea horizontal, curva de prueba, depósito de gas en aguas profundas, influencia de la tensión, curva de presión
• Keywords:stress sensitivity effects, radial flow stage, pressure drawdown, hysteresis effects, pressure buildup, horizontal line, test curve, deepwater gas reservoir, influence of stress, curve of pressure