Сен 16
Доброго времени суток. Не исключено что тема эта уже поднималась, буду тогда признателен за наводку)
Суть проблемы в следующем: в процессе эксплуатации скважины (добыча ведётся из Ю1 (васюганская свита))коэффициент продуктивности снижается в 3 и более раз, примерно за год. Рпл=360+атм (авпд), в процесе эксплуатации давление снижается на 5-10 атм. при этом Рзаб не снижается ниже Рнас.По имеющимся материалам коллектор поровый.
Кто сталкивался с похожей проблемой? может публикации подскажете?
Может ли это быть связано с тем, что коллектор порово-трещинный, и происходит смыкание трениватости в процессе разработки?
Опубликовано
19 Сен 2016
Активность
25
ответов
3667
просмотров
10
участников
2
Рейтинг
Как вы считаете Кпрод?
И предвосхищая ответ - как вы считаете Рпл?
Оба значения получаем по результатам фактических замеров.
Уточню вопрос, о снижении какого коэффициента продуктивности идет речь? по нефти? по жидкости?
Каким методом определили Кпрод? и с какой периодичностью замеряете?
Т.е. вы снимаете КВД при запуске скважины и после снижения на 5-10 атм также есть вторая КВД?
Для трехкратных изменений продуктивности уж больно скромно снижение пластового давления.
За 8 месяцев сдлелали 3 КВД. Изменение Кпрод 0.89=>0.47=>0.25 м3/сут*атм. Замеры 1 и 2 - скважина работала без воды. Замер 3 - обводнённость 7% (фонтан). По конкретно этой скважине (взял за пример, поскольку сделано 3 замера) Рпл снизилось с 350 до 320 атм.
PS 5-10 атм падение по нескольким скважинам данной залежи, при аналогичном снижении Кпрод. Взял для примера вышеописанную скважину, поскольку было сделано 3 замера.
Может имеет место быть длительный период нестационарного режима "изменение Кпрод 0.89=>0.47..."
Выложите картинки совмещенных кривых (все КВД) в декартовых и двойном логе
Я тоже за длительный период работы на неустановившемся режиме с последующим переходом на установившийся. Проверить можно рассчитав теоретическое время работы на разных режимах.
Сомневаюсь. Тогда и пластовое при квд восстанавливалось бы кисло. Если в таких условиях человек его вывел на начальное, значит он применил бы соответствующую модель и вопросов про продуктивность не задавал.
Думаю Ю1 будет длительное время восстанавливатся
"Почему наше внимание так сильно сосредоточено на коэффициенте продуктивности? Потому что это единственный прямым образом определяемый по скважинам параметр, действительно характеризующий их продуктивность; потому что этот параметр обладает устойчивостью при тех или иных изменениях системы разработки нефтяных пластов; потому что при хорошей эксплуатации скважин этот параметр остается неизменным во времени вплоть до начала обводнения, а затем по мере обводнения закономерно изменяется; и его преждевременное снижение означает плохо проводимую эксплуатацию, что надо учитывать как факт, но нельзя считать неизбежностью."
(Разработка нефтяных месторождений- Проектирование и анализ, Лысенко В.Д., Москва, Недра 2003, стр 9)
Хорошие слова. Но сейчас появилось много месторождений, где из-за хреновых ФЕС настолько искореженное поле давления, что без 0.5 и не понять где здесь пластовое, где контур питания.Это даже если не касаться темы про неньютоновское поведение при низких ФЕС. И продуктивностью уже не так просто пользоваться.
и еще вопрос, у вас достаточно высокое пластовое давление... с асфальтенами нет проблем?
Возможно резервуар компакшн? Если есть перманентные манометры, это было бы идеальным способом проверить.
Правильно было бы сравнивать kh а не продуктивность.
Не согласен с Вами.
"Величину к - проницаемость нефтяных пластов можно определить по велечине Кпр- коэффициент продуктивности, но при этом надо учесть величины: h- эффективную толщину нефятных пластнов и м- вязкости нефти в пластовых условиях в зоне рассматриваемой скважины, а также Rк - радиус этой зоны и rс - радиус самой скважины. Все эти величины определяют с теми или иными ошибками, и эти ошибки переходят на искомую величину к - проницаемости. Поэтому без особой нужды лучше не переходить к значениями проницаемости" - Лысенко В.Д., Разработка нефтяных месторождений- Проектирование и анализ, Москва, Недра 2003, стр 10)
У коллеги есть возможность сравнить во времени гидропроводность и скин по трем КВД на одной скважине. Нам нужны либо сапфировские файлы, либо лог-логи, либо таблица результатов :)
Про особую нужду и проницаемость очень смешно сейчас читать, Вы уж простите.
на моей практике выражалось в низкой проницаемости, в высоком скине - нет
С асфальтенами однозначного ответа нет, нужны лаборатоные исследования. Но как правило проблемы с выпадениями асфальтенов как раз возникают в легких и средних нефтях, где высокое пластовое давление, особенно если сильно выше давления насыщения. С другой стороны, возможно это и не ваш случай, т.к. пластовое должно быть очень приличным...
Статей в сети очень много на эту тему.
Если у вас объект с начальным АВПД, снижение Кпрод может быть связано с возникновением пластической деформации скелета породы при снижении пластового давления. Этот процесс в свою очередь ведет за собой снижение пористости и проницаемости. В трещиноватом коллекторе происходит смыкание трещин продуктивного горизонта.
Для того чтобы оценить данный эффект (построить характеристику изменения пористости, и проницаемости пласта в зависимости от депрессии) необходимо привлечь испытание образца породы на установке всестороннего сжатия. Советую поднять керновые исследования, возможно таковые проводились.