Господа, инженеры-нефтяники, интересно ваше мнение по поводу интерпретации КВД.
Дано: карбонатный коллектор, низкие ФЕС, мощность около 15 м.
Скважина горизонтальная с ЭЦН; 2 перфорированных интервала + проведение СКО(100м3). Проведено 2 КВД
Проницаемость по последним точкам 4 мД
Попробовал разные модели от горизонтальной с ГРП до неполного вскрытия. Склоняюсь больше к горизотнальной без ГРП. Смущает длительный ВСС (>130ч) и модель в работе не очень хорошо лежит, но возможно трещина после СКО постепенно уменьшается(можно задать скин-от времени). Однако предпосылки к такому ВСС вроде имеются: Рзатр(60атм) в 2 раза больше Рбуф(30 атм) на КВД -выделяется газ+большой отход скважины от вертикали. Пробовал неполное вскрытие, но получается отрицательный скин-фактор -10.
(Графики нормализованы. )
Что думаете?
| Вложение | Размер |
|---|---|
 buildup2.png | 41.5 КБ |
| comparison.png | 35.34 КБ |
| cross-section.png | 82.99 КБ |
| history_plot.png | 36.09 КБ |
| plain.png | 12.03 КБ |
У вас последний дебит перед основной КВД сильно ниже предыдущих. На давлении есть небольшой рост, но он не описывает такое радикальное падение дебита (почти в 2 раза). Это может здорово испортить вид КВД. Я бы поднял этот дебит на уровень ~90% от предыдущего и нанес оба КВД на один график для контроля.
Второе - вы говорите у вас много газа. Если ГФ больше газосодержания (а это скорее всего так) - я советую пересчитать все фазы в забойные условия и интерпретировать по total downhole rate, а не по жидкости. Разница может быть огромной - например может оказаться что полный дебит в забойных условиях не падает.
Ну и последнее - судя по картинкам, ваша скважина прошла по пласту всего в 4-5 раз больше чем его мощность. Я думаю в такой ситуации правильнее пользоваться моделью slanted. И если вы видите хороший отрицательный скин, который не укладывается этой моделью, то подумать о модели трещины.
Но сначала разобраться с дебитами.
Последний дебит скорее всего не дебит, у суточная добыча. Скважину закрыли на КВД после обеда, вот и получилось 50%. В вопросе по ГС согласен с Владимиром, скважина наклонно-направленная, ГС участка не видно. Может масштаб не соблюдён? Есть сопоставления по проницаемости с ГИС и фазам вода/нефть: 4 мд это по нефти/воде/жидкости? Если есть такая контрастность по фазовой проницаемости, то попробуйте применить модель с композитным пластом: первая радиалка на 90 часов, вторая на 500 и проверьте результаты с "физичностью" пласта - ППД, ВНК, ГНК и прочее.
Благодарю, Владимир, за обратную связь.
Подправил дебит перед КВД-2, накинул модель вертиклальной скважины с трещинной конечной проводимости - удалось положить модель на поздних временах, задав полку ниже радиального режима. Вроде неплохо легла.
Но все же смущает ВСС овер150 часов и понятно, что параметры трещины оценочные, т.к невидно характерных течений, но может ли 100 м3 СКО вызвать трещину полудлиной 8-16м(взависимости от проводимости) !?
Под большим количеством газа, я имел ввиду выделение газа в затрубном пространстве на КВД, на что указывает Рзатр=60 атм и Рбуф=30 атм. В работе Рзатр=Рбуф=20 атм. Это косвенно подтвердило бы сложный ВСС. Однако, все равно, такого длительного ВСС - больше 150 часов я не встречал(если, это ВСС).
ГФ в пределах газосодержания - 100 м3/т. Обычно через Qt берем, если ГФ>300 м3/т.
[quote=Krichevsky]
Спасибо за ваш комментарий, Максим. Проницаемость определеляем по нефти, соответственно задавал дебит нефти. Обводненность-0%. ГФ, как писал выше, в пределах газосодержания. Предпосылок для радиального композита не наблюдается, но да, такую модель я тоже пробовал, однако совмещение с фактом не удалось достичь.
Прикинул объем затруба: если газ под давлением 60 атм занимает 40% его объема, то ВСС получится примерно как у вас, так что я думаю, у вас все правильно.
А вот почему Рзатр в работе 20 атм? Его открывают в линию?
Газ стравливали после КВД в емкость.
Я не уверен, можно ли так брать проницаемость ниже полки. С одной стороны есть полка радиального режима, и там я должен и проводить радиалку. Но с другой стороны, решение обратной задачи - положить модель на факт максимально точно, а этого не удается достичь проводя радиальный режим прямо по участку стабилизации.
По вашей модели радиалка еще не наступила, производная снижается. На фактических данных то же самое, а маленький загиб производной наверх в конце можно игнорировать - он слишком короткий, а если отключить сглаживание, может его и нет.
Да и если честно - разница между пунктиром и кажущейся полкой на фактических данных - процентов 7-10 на глаз.
ВСС у вас должен быть приличный, т.к. в обоих случаях при работе скважины, вы получаете провал по Рзаб с последующим восстановлением. Это указывает на приличную сжимаемость флюида, в предистории работы эффект расширения флюида у вас длится почти 400 часов. Соответственно и сжимается он тоже не быстро, поэтому 150 часов ВСС - это нормально.
Еще я бы пристально посмотрел на геофизику. Насколько интервалы перфорации похожи между собой? Похоже, что они у вас отключаются с разной скоростью, т.е. у вас дебит послепритока будет ступенчато изменяться при отключении одного из интервалов.
Вообще пласты с низкой проницаемостью лучше испытывать на падении давления, тогда мы практически не ограничены временем исследования.
Благодарю Вас за обратную связь.
Ввиду недостатка опыта, я не совсем понял, как и почему Вы связали резкое снижение Рзаб с эффектом расширения флюида.
Такой вид снижения Рзаб ассоциировал с низкой проницаемостью коллектора и ограниченной зоной отбора.
Под падением давления вы подразумеваете RTA и КСД?
Подправил дебиты вначале исследования и прикинул RTA до первого КВД, используя проницаемость по КВД-2. Вроде выглядит неплохо, можно отметить границу и прицениться к запасам по нормальизованному дебиту. Однако, настораживает, что до границ всего 100 м. По КВД радиус исследования уже 200м и границ невидно.
Если 400 часов предыстории - это все эффект расширения флюида, то смысл рассматривать RTA нет?
Linear flow plot: Не совсем понимаю, где нужно "уложить" линейное течение? до 5 "часа" или после? вообще можно ли использовать этот анализ в данном случае?
"Благодарю Вас за обратную связь.
Ввиду недостатка опыта, я не совсем понял, как и почему Вы связали резкое снижение Рзаб с эффектом расширения флюида.
Такой вид снижения Рзаб ассоциировал с низкой проницаемостью коллектора и ограниченной зоной отбора.
Под падением давления вы подразумеваете RTA и КСД?
Подправил дебиты вначале исследования и прикинул RTA до первого КВД, используя проницаемость по КВД-2. Вроде выглядит неплохо, можно отметить границу и прицениться к запасам по нормальизованному дебиту. Однако, настораживает, что до границ всего 100 м. По КВД радиус исследования уже 200м и границ невидно.
Если 400 часов предыстории - это все эффект расширения флюида, то смысл рассматривать RTA нет?
Linear flow plot: Не совсем понимаю, где нужно "уложить" линейное течение? до 5 "часа" или после? вообще можно ли использовать этот анализ в данном случае?"
То что не видно границ может означать либо ошибку в проницаемости, либо то что граница не является флюидоупором.
Коричневая линия - модель. Зеленая -факт.
Есть неопределенность по дебитам в начале испытания.
Значит у вас неправильно задан ВСС
А можно разность модели и факта в начале исследований объяснить тем, что на запуске у нас одна фаза- нефть и это одна сжимаемость, а на КВД выделяется газ в затрубе, сжимаемость другая?
Вы пишете, что количество газа у вас в пределах газосодержания, поэтому по идее все описывается кривой разгазирования. Да и при запуске у вас не просто нефть, а нефть с растворенным газом.