Янв 21
Добрый день! подскажите пожалуйста.На скважине провели освоение струйным насосом после ЗБС и перфорации.На графике диагностическом мы видим падение производной вниз и стабилизацию давления на графике общего вида.
Предполагаю,что это граница постоянного давления.
Вопрос-где на диагностическом графике радиальный режим,или он скрыт ВСС?
Если мы не можем отметить радиальный режим,какие параметры можно получить из этой интерпретации? Из явных параметров только давление стабилизации квд,а скин ,проницаемость каким образом получить?
| Вложение | Размер |
|---|---|
 log-log.jpg | 22.27 КБ |
| grafik_obshchego_vida.jpg | 33.01 КБ |
Опубликовано
08 Янв 2021
Активность
16
ответов
5379
просмотров
6
участников
0
Рейтинг
Похоже, что не закрылась на забое ваша скважина. Возможно пакер не сидит.
И стабилизация как-то подозрительно мгновенно наступает. Не гидростатика ли это... И нет ли вероятности что уровень поднялся до устья и пошел излив через затруб.
Если был датчик в затрубе над пакером, или хотя бы на устье - надо его посмотреть.
И не спешите пока делать выводы про скважину и пласт.
Коллеги, поделитесь, пожалуйста, вашим мнением о причинах вида КВД (рост со 2ого по 5ый час) на горизонтальной нефтяной скважине Р1 (обв – 10%).
Наблюдается на всех исследованиях.
Может ли данный вид производной быть связан с большим расстоянием между интервалами перфорации – около 350 м (разрез), т.е сначала видим приток из ближнего интервала, а через 3-5 часов подключается дальний?
Отжим раздела газ/жидкость ниже датчика.
Вот примерно так выглядело бы исследование без этого эффекта.
Можете проверить - возьмите разность забойных плотностей нефти и газа, умножьте на g и на разницу TVD между датчиком и пластом. Должен получиться примерно тот прирост давления, который мы наблюдаем.
Благодарю, Владимир.
Не совсем понял зачем отнимать плотности друг от друга. Судя по давлению на ТМС и устьевому манометру замер производится в нефти.
и с чем может быть связан такой прирост, который наблюдаем постоянно?
Сиреневая это пересчет коричневой?
А зеленая это буфер? Обратный клапан есть?
Отжим будет выглядеть одинаково, но начинаться может в разные моменты времени, в принципе они у вас и не совпадают на картинке со сводным лог-логом.
Сиреневая линия - давление пересчитанные с ТМС на вдп. Оранжевая - давление на ТМС. Зелёная давление в затрубе. Клапан есть.
Расстояние между ТМС и устьеем 1600 м. Давление между ТМС и устьеем 60 атм. Средняя плотность в затрубе около 400 кг/м3.
Да, похоже это не отжим: судя по плотности в затрубе, уровень жидкости поднимается.
Какой-то другой, но тоже явно скважинный эффект. Пласт себя так не ведет, даже если это многопластовая скважина или ГС с распределенными сегментами.
Насос давно не меняли, поэтому остановился на идее с пропуском обратного клапана. Спасибо за помощь.
Здравствуйте! Я студент, пишу диплом на тему интерпретации ГДИС. Возникла проблема.
На КВД скважины 1609 в конце исследования после "полки", говорящей о выходе на радиальный режим, наблюдается сначала резкое падение (примерно с 70 часа), затем резкий рост производной. Чем такое поведение может быть обусловлено? На скважине в 2020 году проведен ГРП, сама скважина наклонно-направленная, коллектор терригенный, слабопроницаемый - единицы мД. Кривая давления записана с помощью ТМС - в забойное давление пока не пересчитывал.
Есть нескролько версий происходящего:
1) Рост производной обусловлен отдавливанием столба жидкости газом, выделяющимся из нефти, под ТМС. Спасибо данному сайту, иначе о таом явлении не узнал бы никогда. Давление насыщения нефти по проектному документу на месторождение (2018 г) - 14,7 МПа, однако у меня есть интерпретация данного исследования уже готовая, там сказано, что двление насыщения 8,36 МПа (конечно, можно было бы передрать готовенькое для диплома и не париться, но все же хочется сделать самому и разобраться). Кстати говоря, в готовой интерпретации этот проблемный участок вовсе вырезан.
Данных по давлению затрубному, буферному, плотности флюида в затрубе нет. На всякий случай прикрепляю данные по глубинам для данной скважины в виде картинки.
Однако, если это явление происходит, тогда почему производная сперва падает? Чем это может быть обусловлено?
2) Влияние соседних скважин. Тут, возможно, падение производной обусловлено влиянием нагнетательной скважины (граница постоянного давления). Однако возможен ли после проявления такой границы рост производной?
Кстати, сам участок роста встречается на других скважинах - и неподалеку, и вообще в отдалении. Я не связываю рост производной с влиянием соседней добывающей скважины, т.к. есть скважина, для которой также в конце исследвания есть резкий рост производной (1107, прилагаю диагностический график также), но рядом только нагнетательная скважина, границ рядом нет.
3) Нужно выбрать модель двойной проницаемости. Вообще-то и скважина 1609, и 1107 имеет 3 интервала перфорации, сказано, что работает на 2 пласта - какой интервал перфорации к какому пласту принадлежит, сказать не могу. Однако в готовой интерпретации, которую делает предположительно проффесионал, выбрана модель трещины конечной проводимости для скважины 1107 ( на ней тоже был проведен ГРП, тоже в 2020 году). С другой стороны, как я сказал в начале, на 1609 проведен ГРП, но в готовой интерпретации выбрана модель slanted - странно. Однако я все же сомневаюсь в данном решении, т.к. все скважины (у меня всего 6 КВД на руках) имеют более 1 интервала перфорации, но не наблюдается характерного провала производной, характеризующего включение в работу второго пласта.
Из всех 6 исследований КВД, на 4 наблюдается примерно такой же рост производной в конце, резкий. Склоняюсь к версии с отдавливанием жидкости ниже ТМС. Резкое падение производной наблюдается только для 1 скважины - 1609. Хотя, моет оно и не такое резкое, но чем оно вызвано?
P.S. Понимаю, что история работы не особо реалистичная, но есть только такая. И все скважины характеризуются такой историей - по 1440 часов на стабильном дебите, потом КВД. Все прочие КВД характеризуются давлениями на отметке ТМС менее 100 кгс/см2 - ниже давления насыщения (хотя какое онон на самом деле, в проектном документе указано одно, в интерпретации - другое).
Доброго времени суток! Подскажите пожалуйста
Провели освоение скважины струйным насосом, пласт БВ 18,перфорация в июле 2022.
По данным ПГИ работа интервала перфорации пласта БВ 18 не отмечена.,приток идёт с глубины ниже текущего забоя,забой при этом негерметичен. Ниже находится пласт Ю1,на нем ещё делали грп в марте- феврале2022,видимо приток оттуда. То есть мне при интерпретации КВД использовать св- ва для Ю1?( толщина пласта,пористость,сжимаемость воды и породы и тд)?
На диагностическом графике резкое падение производной ,потом восстановление, какую модель мне использовать- модель двойной пористости/ проницаемости или это влияние границы?если это влияние границы, то радиальный режим наступает рано, через 0,1 часа.
Если мы верим ПГИ - то да, свойства берем с Ю1. По диагностике больше всего похоже на трещину со скин-фактором поверх нее. Учитывая вводные про ГРП и про переток через мост - выглядит логично. Жаль только радиалки нет, проницаемость и Xf независимо определить не получится.
Сглаживание уберите. Если распушится хвост, то скорее всего это дрейф датчика. Большая вероятность того, что меряете всяким хламом, он и даёт соответствующие эффекты
Доброго времени суток!
1 подход
пласт Х
ИП 1782-1785
тек.забой 1854
дебит 72 м3/сут
приток вода
1.Проводили освоение скважины струйным насосом.
скважина с сентября 2021 была в простое по причине перевода в добывающий фонд из ППД
Ниже находится пласт У (ИП 2500-2520), на котором в 2017 году был проведен ГРП
При освоении пласт У был изолирован
При интерпретации КВД на диагностическом графике видим
Вопрос- какую модель выбрать для описания- трещины ГРП или композитную?
Если трещина ГРП-после освоения не проводили ПГИ,можно только предположить , что забой негермет и работает пласт У, на котором провели ранее ГРП
Если выбрать радиально-композитную модель, основываясь,что скважина до этого была в ППД, радиальный режим наступает через 0,1 часа.
вопрос остается-какую модель выбрать для описания- трещины ГРП или композитную?
2.далее был второй подход освоения
тот же пласт Х
ИП 1775-1780
тек.забой 1781
приток о
3.далее был третий подход освоения
тот же пласт Х
ИП 1775-1780
ИП 1778-1780
тек.забой 1781
средний дебит в разы меньше, чем при 1 подходе-8 м3/сут
в последние 8 часов освоения приток пропал
ПГИ после подходов не делали.
Главный вопрос-
Вопрос- какую модель выбрать для описания- трещины ГРП или композитную при первом подходе?
Вопрос, зачем выбирать конкретную модель при отсутствии полной информации?
Сделайте вероятностную модель. Определите сколько скважин по месторождению имеют не герметичность. Выявите вероятность. Допустим 7 из 10 скважин не герметичны, вероятность 70% что модель с ГРП остальные 30% вероятности что модель композитная.