The problem of the pressure recovery of a formation fluid

Abstract

A considerable part of natural oil and gas formations are of fractured or fractured porous type. These formations are made up of non-porous or porous block matrices separated by a system of interconnected fractures. Such macroscopic properties of porous blocks and fractures as porosity and permeability differ radically. To analyze the filtration process in fractured porous formations, the linear approaches are usually used, among which is a popular linear model, based on the dual porosity concept. Meanwhile, numerous field observations indicate high non-linear behavior of oil and gas fractured formations under their development. In this case linear models cannot be used to analyze the filtration process. To determine or update macroscopic parameters of formations in oil field practice, pressure recovery processes are often used. Simulation results of pressure recovery in linear formations for Newtonian and non-Newtonian fluids can be found in publications. In the present article a non-linear option of the double porosity concept is used. It is assumed that effective formation porosity and permeability depend heavily both on effective stress tensor and fluid pressure. Fracture porosity decreases when fluid pressure in fractures drops. This approach reflects main features of filtration processes in natural fractured formations. The elastic-plastic mode of the pressure recovery in a non-Newtonian fluid in a deformable fractured porous formation is considered. Field data interpretation is different as compared to linear models. Consequently, the obtained estimate of oil reserves can also differ.

Значительная часть природных нефтяных и газовых пластов относится к трещиноватому или трещиновато-пористому типу. Такие пласты состоят из блоков непористой или пористой матрицы, разделенных системой связанных трещин. Макроскопические свойства пористых блоков и трещин, такие как пористость и проницаемость, существенно различны. Для анализа процессов фильтрации в трещиновато-пористых пластах часто используются линейные подходы. Среди них широко известна линейная модель на основе концепции двойной пористости. Между тем многие промысловые наблюдения свидетельствуют о существенно нелинейном поведении нефтяных и газовых трещиноватых пластов при их разработке. В этом случае линейные модели не могут быть применены для анализа процессов фильтрации. Процессы восстановления давления часто используются в нефтепромысловой практике для определения или уточнения макроскопических параметров пласта. Результаты моделирования восстановления давления в линейных пластах для ньютоновской и неньютоновской жидкостей представлены в литературе. В этой работе используется нелинейный вариант концепции двойной пористости. Предполагается, что эффективные пористость и проницаемость пласта сильно зависят от тензора напряжений и давления жидкости. Пористость трещин снижается при падении давления жидкости в трещинах. Подход отражает основные особенности процессов фильтрации в природных трещиноватых пластах. Рассматривается упругопластический режим восстановления давления неньютоновской жидкости. Интерпретация промысловых данных, по сравнению с линейными моделями, другая, поэтому полученные оценки запасов нефти могут быть другими.