Добрый день, коллеги!
Стали часто приходить КВД , в которых при закрытии скважины падает забойное давление, после чего идет стандартный рост КВД. Например на скважине№1 при закрытии упало забойное давление на 7 атм, после чего рост КВД составил всего 3 атм и темп роста очень медленный 0.1атм/сут. По графику получается пластовое давление ниже забойного.
Во втором случае, так же вначале цикла КВД падение давления. Далее на 150 часах изменение тренда роста давления, возможно связанное с АРД, но пока возвращения к исходному тренду не произошло. темп роста 0.6 атм/сут.
Как интерпретировать такие КВД (случай не единичный)? Где брать забойное давление, до падения забойки в момент остановки(с режима) или по нижней точке? Предполагается, что после закрытия скважины уровень отдавливается ниже датчика ТМС, что значит плотность продукции в работающей и остановленной скважине различна. Есть ли другие мнения на это счет? Можно ли выдавать по такой КВД параметры или пластовое давление? С чем может быть связано изменение тренда роста давления во второй скважине?
Данные по скважине:
1. Скважина1: горизонт с МГРП, обводненность 22%, ГВ~1000м3/м3, Hэф=18м. Нтмс=2716м,Нвдп=3007(по вертикали)
Скважина2: вертикалка без ГРП, обводненность 76%, ГВ~1000м3/м3, Hэф=28м.Нтмс=2590м,Нвдп=2950(по вертикали)
2. Разработка участка осложнена влиянием газовой шапки (прорывы газа вследствие трещинноватости коллектора-карбоната с вышележащих газоносных пропластков).
| Вложение | Размер |
|---|---|
 скв1 Обзорный | 22.91 КБ |
| скв1 Лог | 17.53 КБ |
| скв2 Обзорный | 20.2 КБ |
| скв2 Лог | 16.27 КБ |
Да, газ в скважине создает много проблем с исследованиями.
Чаще встречается то, что вы написали - отжим давления ниже датчика во время остановки. Но в этом случае давление должно расти, а не падать (потому что разница между растущим забойным давлением и давлением в точке замера становится меньше - был нефтяной градиент, стал газовый).
Ваш случай встречается реже, но тоже не уникальный - у вас наоборот во время работы под датчиком преимущественно газ, и только во время остановки начинает накапливаться жидкость. Поэтому давление падает, пока уровень не поднимется до датчика.
Я бы интерпретировал это исходя из допущения что у меня от датчика до перфорации во время работы одинаковый градиент и он совпадает с тем что в НКТ. Градиент можно посчитать или по составу (если мы верим замерам ГФ), или заморочиться и посчитать через буферное давление и давление на выкиде насоса (там наверное придется учесть что градиент с глубиной увеличивается и потом взять для расчетов самый нижний). Зная градиент я могу посчитать забойку на режиме на кровлю перфорации. Интервал падения давления придется удалить, а всю остальную кривую пересчитываем на кровлю по жидкости.
Все, можно интерпретировать и все выдавать.
Изменение тренда во второй скважине возможно связано с обратным процессом - через 160 ч газ понемногу отжимает уровень обратно.
Спасибо, Владимир! Без эпюры конечно сложно. Как я поняла забойку пересчитываем по составу исходя, что под датчиком у нас все 3 фазы газ+нефть+вода?
Все верно, на режиме считаем через все фазы, а на остановке только через жидкость. Транзитную зону удаляем, потому что неизвестно с какой скоростью рос уровень.
Владимир, а расчет пластового давления во втором случае тогда берем по модельной кривой без учета изменения тренда (как при АРД) или у нас датчик все еще в жидкости и мы считаем по фактической кривой?
Если наша гипотеза верна, то рост давления означает что уровень спустился под датчик и часть столба под ним - уже газ. Так что после изменения тренда давление придется удалить. В некоторых случаях кстати бывает что уровень отжимается до перфорации и мы возвращаемся на правильный тренд КВД, только выше - тогда эту позднюю часть можно аккуратно пересчитать с газового градиента на жидкостной и пришить к началу. Но тут мы этого не дождались.
Privet vsem. Bila takaya problema v sluchae glusheniya pered KVD. To est v skvazhine rastvor glusheniya pered kvd. V etom sluchaye nachalnaya pryamaya registriruet ves rastvora glusheniya. Pri otkachke rastvora poyavlayetsya svyas s plastom, dalee po klassike.
Спасибо за разъяснения!
Добрый день! У нас скважина стабильно работала без глушения. Там нет АВПД.
Владимир, подскажите, как по составу градиент посчитать?
Ну это некий рабочий процесс. Допустим, на устье нефть и газ.
1. По корреляции Rs смотрим сколько газа в этой нефти при забойном давлении, вычитаем этот газ из общего дебита и получаем сколько его на забое в свободном виде.
2. Смотрим по корреляциям какая плотность нефти и газа при этой забойке.
3. Считаем дебит нефти в забойных условиях - через объемник при Рзаб (опять же по корреляции). Считаем дебит свободного газа в забойных условиях через отношение плотностей.
4. Взвешиваем плотности нефти и газа в забойных условиях на их дебит в забойных условиях - получаем забойную плотность смеси.