Июл 08
Сейчас занимаюсь интерпретацией MDT исследования. Помогите, пожалуйста. :-)
По данным исследования есть точки,которые попали в глину.Как такое возможно? И что делать с такими точками? На градиенте давления они ведь не лежат.
Опубликовано
07 Июл 2008
Активность
16
ответов
10244
просмотра
13
участников
1
Рейтинг
Ничего не делать, если считаешь что некорректны, игнорируй их
А вообще надо понимать что у MDT есть некоторая погрешность привязки по глубине. Плюс есть еще заморочки с LWD vs wireline logs (и были ли это up или down logs). Иногда бывает что не получается взять сампл из кажущегося песка по этой же причине. Хорошо бы еще ответить себе на вопрос почему делались замеры в глине (обычно не делают), может корреляция была другая.
Коллеги, очередной раз возвращаясь к этой теме хотел бы для себя подвести итоги, и услышать ваши комментарии:
1. проведения точечных замеров дает нам градиент давлений по пласту, по нему мы вычисляем гвк/внк. Эти данные являются аргументом обоснования гвк/внк при подсчетах запасов??? как к ним оносятся в ГКЗ?
2. Дебиты, вычисленные по MDT (по наполнению контейнеров через число ходов поршня) кроме как в урну можно ли их куда использовать? опять же равняются ли они стандартным испытаниям которые хотят видеть в ГКЗ?
3. Кривые КВД после отбора проб, используют ли товарищи гидродинамики? или из-за эффекта суперчарджинга и глубокого проникновения фильтрата раствора невозможно получить кондиционные результаты? проницаемость полученная для зоны в 10 см кому нужна?
4. Сэмплы, получаемые при MDT, при отборе туда обязательно отбирается и фильтрат... и разгазирование зачастую происходит. потому что при проектных депрессиях приходится стоять по 5-10 часов, это и работа насоса дорого выходит и прихват труб возможен. поэтому депрессию увеличивают заведомо получая своего рода некондицию
5. Не проще ли провести стандартные испытания.. когда после такого супердорого метода повявляется больше проблем, чем их решений?
1. Не уверен, как к этим данным относится ГКЗ, но по стандартам SEC и SPE - можно. Надо заметить, что определение контакта по MDT несколько сложнее, чем просто проведение прямых линий через точки. Некоторое количество погрешностей также должны быть приняты во внимание. К сожалению, сейчас я уже не помню точную спецификацию погрешности измерений MDT при единичном замере, но при проведении замеров с разными quartz gauges, допустимая аккуратность замера +/-2.2psi+0.01% измеряемого давления. Т.е., как следствие: предроложим, мы меряем один и тот же градиент в 2-х скважинах двумя разными сенсорами. Давление, скажем 5,000 psi. Сравнение полученных измерений может вполне разбегаться на 5 psi и это будет в пределах нормы. Если к этому добавить ошибку по вычислению TVD, ошибку по определению глубины и т.д., то для меня разброс в 10 psi вполне допустим. Разброс значительно увеличится, если замер делается на semi-sub. Если ввести в уравнение еще одну переменную - ебланство персонала (как-то, не введенная поправка по глубине, угол и т.д.), то и 50 psi может быть мало.
2.5. Использовать можно, но смотря для чего. Для запасов - вряд ли, если только ты не в Мексиканском Заливе.
3. Крвые КВД использовать можно. Если вышеозначенные эффекты не доминируют, и в 99% только в случае straddle packer.
нет времени дописывать, если есть вопросы - PM
2. Сколько я не смотрел зависимость между MDT и проницаемостью очень плохая. Можно только говорить о качественной корреляции.
3. Количественно интерпретировать можно только результаты с двойным пакером что уже не есть стандартное MDT.
4. Есть разные условия, но как правило, чем меньше проницаемость тем сложнее отобрать хорошую пробу. (Большой сегмент MDT это офшор с хорошими проницаемостями). Обычно больше проблем с фильтратом чем с разгазированием.
5. Стандартным методом не получить градиента. Если у тебя 5 пластов стандартно отобрать пробы из каждого из них не так то просто. Для условий офшор отобрать пробы стандартно не всегда есть возможность.
в ГКЗ использовать можно для обоснования контактов
не равняются, все таки для ГКЗ для С1 в первую очередь нужна перфорация
так.. из всегогуслышанного я понял что все понимают что этот метод по сути то и не нужен на обычных месторождениях кроме "мексиканского залива"?? :) ну может еще исключения с каким нибудь отдаленным участком с вертолетным вариантом.. и то..
Почему русские заказчики ведутся на этот многомиллионный развод???? в чем все таки основные преимущества то? где плюсы в отличие от стандартных испытаний с отбором проб (глубинных и поверхностных)?
наверно причины могут быть объективные и субъективные
ну если нетрудно примеры в студию.. а то не очень понятно какие причины то...
метод безусловно нужен для тех, кто хочет действительно понимать что происходит на месторождении и каковы его запасы (сосбенно актуален для карбонатов).
для уточнения петрофизической модели, например, полезны точечные замеры
для гидродинамиков однозначно - только испытания с двухпакерной компоновкой
1. Сначала чуть разделим MDT исследования: есть испытания с прижимным зондом (точечный контакт с пластом), есть испытания с модулем двойного пакера.
Точечный контакт с пластом - зачастую только для замеров давления (объем отбора обычно 5-20 см3). Полученный профиль "подвижности" при большой плотности замеров (каждые 20-30 см) - некий аналог профиля проницаемости по керну.
Испытания с модулем двойного пакера - по сути испытание пласта (откачка больших объемов): позволяет идентифицировать флюид при помощи оптических сенсоров, можно записать и КВД.
Можно и с прижимным зондом качать большие объемы, проводить оптический анализ и отбирать пробы - но это в случае выской проницаемости
Вряд ли ГКЗ будет счастливо обоснованием контакта при помощи градиента, а вот контакт отбитый при помощи оптического анализа - по тому что слышал: вроде как примается довольно благосклонно последнее время (категория С1)..
2. Как вы собрались использовать данный дебит? Когда испытывается часть пласта в открытом стволе (в большинстве случаев предстоит спуск колонны, цементаж и перфорирование - параметры призабойной зоны будут совсем другие). Простое "масштабирование" (если с участка пласта мощностью 1м бежал 1м3\д при депрессии 1 атм, то с 2м будет приток в два раза больше при той же депресии) не работает.
3. После 3-10 часов КВД глубина зоны исследования отнюдь не 10 см - практически ДСТ но с 1-м перфорированным интервалом.
4. Фильтрат в основном "страшен" для смешивающихся жидкостей, в противном случае - это скорее вопрос получения требуемого объема нефти для PVT анализа в лаборатории: заполните два контейнера вместо одного если не хотите ждать очистки от фильтрата, в лаборатории воду успешно отделят от нефти :).
Разгазирование при самом отборе пробы - вопрос проницаемости пласта. А потом это уже вопрос транспортировки: когда пробы могут и по ~полгода путешествовать и непонятно в каких условиях.
5. Обычный ДСТ - как уже сказали не позволяет получить градиент (вернее можно но извращенным способом - попробуйте отдельные интервалы пласта испытать - какая стоимость тогда будет?) немного дополню про градиент: с обычным ДСТ не получить ни градиент давления, ни композиционный градиент (если таковой присутствует).
Хочу рассказать мой опыт работы с двухпакерным RCI (BakerHughes) - аналогMDT. Во первых очень дорогое удовольствие, во вторых мы использовали систему с надувающимися пакерами и пытались качать флюид. Состояние скважины было хорошее, но проницаемость видимо ни к черту, не могли отобрать пробу - постоянно шел раствор. Ушло 3 часа на 1 пробу, по оптическому анализатору сказали что газ и легкая нефть. После 3 часов торчания в скважине на одном месте сдули пакеры и все... НИ назад ни вперед.RCI делали на кабеле . КОроче кабель где-то вверху по разрезу залип. Это выяснилось при ловильных работах. Кабель порезали и начался фишинг. Вытащили RCI - резинки пакеров повреждены.
Долго думаю решили еще раз спуститься и взять пробы single probe. так как им все равно пакеры надо было "переодеть"а бэкапов не было. Ну мы решили на этот раз на одной точке больше 15 минут не проводить, чтобы предотвратить залип кабеля. ТОлько с нащей проницаемостью (или битумом в породе) за 15 минут не возможно оказалось отобрать кондиционные пробы, все время был шел толко раствор. Вроде несколько точек с давлений отобрали, флюид не успели, так как снова встряли. Идея была такая - идем вниз по стволу и сначала берем даления, по быстрому смотрим градиенты и решаем брать ли в этих точках пробу. Но в итоге никакого флюида не отобрали. Еще одни ловильные работы.
Что имеем:
Счет на полмиллиона долларов,
В единственной отобранной вроде как нормальной пробе оказался бур раствор и чуток газа. Хваленый оптический анализатор мягко говоря ошибся.
Простой из-за ловильных работ
данные по давлениям показали полную чушь.
А еще оказалось что Бекеры для пакеров использовали резинки большего диаметра чем для 8.5 инчевой скважины. Предполагем что даже если бы у нас не было залипания, то мы бы второй раз в скважине пакер надуть не смогли, Прни сдувании после первого использования резинка болталась и перейдя на дргую точку не повредив ее было бы наверное нереально. Хотя Бекеры обещали что 4 (точно не помню) раза пакер без проблем должен надуваться=сдуваться.
КОроче как вариант можно использовать этот RCI не на кабеле а на трубах, но на тот момент приспособление позволяющее это сделать было занято. Наверное лучше на кабеле такое не проводить, чтобы не рисковать. МОжет кому пригодится такой опыт.
У нас есть конторы, в которых до сих пор по ПСке определяют пористость и эффективные толщины. Вопросов нет, мы и так сможем нефть качать. Но надо стремиться к лучшему!)
А начинать надо с правильного подхода к планированию работы, т.е. знать, что вы хотите получить, и хотя бы немного представлять, что вы можете получить. Все же знают как работает ПС или ГК, но мало кто понимает принцип работы МДТ.
При отборе проб с МДТ, как правило, количесто фильтрата БР - меньше 5% от общего объема пробы. Иногда бывают случаи, что вследсвие низкой проницаемости из пласта идет смесь фильтрата БР и УВ, а дольше стоять на точке нельзя из-за риска прихвата. Но даже в этом случае удается отобрать пробу УВ с содержанием фильтара <5%.
П.с.: работать двойным пакером на кабеле - это авантюра. Фишинг 99%. Исключение - вертикалки, хорошая проницаемость и неистощенный коллектор, идеальный ствол.
Коллеги, провели мы испытания по типу mdt, но только халибертоновские, получили приток бурового раствора. Халибертон нам по периоду закрытия посчитали подвижность, только выходит, эта подвижность отношения к нефтенасыщенному пласту не имеет, т к фильтровался-то буровой раствор. А пластовое давление имеет отношение к пласту или нет? Ведь по сути испытание не представительное - приток нефти-то не получен, хотя пласты нефтенасыщенные (видать, сильно загадили во время бурения, бурили ещё на достаточно тяжелых растворах).
Каспер, у тебя точки(сколько их?) ложатся ли на прямую градиента или нет?
По опыту работы с результатами исследований проб с MDT скажу, что для смешивающихся растворов (на нефтяной основе) практически всегда наблюдается загрязнение и часто больше 5%. Множество факторов может быть причиной. Но нельзя однозначно предполагать, что всегда могут быть получены чистые пробы. В некоторых случая и 5% уже значительное загрязнение.
Вопрос депрессии при отборе остается открытым. Да, анализаторы состава потока есть и прокачка есть, но приток чаще всего двухфазный (если говорим об УВ части). Да, депрессию могут снизить перед отбором, но в области притока уже была создана двухфазная область и не известно полученный в итоге флюид подвергся влиянию давления ниже давления насыщения или нет. Газосодержание "на лету" не оценивается. Проблема такая же как и при отборе обычных проб - если давление уронили, то надо получить приток с исходным флюидом, что не всегда возможно. С газоконденсатом, в данном случае, вопрос более серьезный. Содержание конденсата еще более чувствительная к депрессии вещь.
В попытках разобраться в том, насколько измеренное давление имеет отношение к пластовому, можно посмотреть статью: "Capillary Pressure and Rock Wettability Effects on Wireline Formation Tester Measurements" - https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-56712-MS