Похоже, что вырос скин в ПЗП.
А уж почему - надо смотреть. Может каналы перфорации порушились, либо шняга какая из нефти выпала в ПЗП.

- Неустановившийся режим?

- Неопределенность по ГДИ приличная (проницаемость в 5 раз).. Значит и оценка дебита сильно разная (соотв-но -- какой насос спускать). А если поиграться с интерпретацией и точнее оценить k (хотя бы +- 50%)?

- Насос спустили адекватный или "на типоразмер побольше" ? Тогда и каналы м.б. разрушены. А квч растет?

- ппд сформировано в окружении?

Zorg пишет:

Господа, возникла интересная ситуация. Новое месторождение. Западная Сибирь. Скважина пробурена на мел (Б10). Начальное Рпл 228 атм. Мощность пласта 8 м. Проницаемость по ГДИ 6-30 мд (разные интерпретации). Вязкость нефти в пластовых условиях 1.1 сп, объемный коэф. 1.119. Начальный скин либо 0, либо -1 (две разных интерпретации ГДИ). Перфорация предаторами (радиус канала 10 мм, глубина проникновения 1000 мм), 16 отв/м.

Так вот. После спуска насоса начальный дебит жидкости (=нефти) 150 м3/сут, в течение буквально 10 сут снижается до 30 м3/сут, где стабилизируется. Забойное давление при этом не увеличивается, т.е. на насос не спишешь. С чем по вашему мнению это может быть связано?

1. Ограниченный объем коллектора (линза, разломы). Маловероятно, по сейсмике ближайший разлом более чем в 500 м.
2. Разрушение перфорационных каналов. Предполагаю, что именно это и произошло, т.к. судя по керну, песчаник слабосцементированный. И в дальнейшем фильтрация нефти через поврежденную область в ПЗП, из-за чего скин увеличивается.
3. Интенсивный вынос песка и пересыпание интервала перфорации. Маловероятно, т.к. зумпф 200 м.

Сталкивались ли вы с чем-нибудь подобным?

Вы имеете дело с упруго-водонапорным режимом. Основным признаком этого режима является значительное падение пластового давления в начальный период. Дальнейшая эксплуатация скважины приведет к незначительному падению дебита. Упругие свойства пласта и насыщающих его жидкостей проявляются в том, что всякое изменение давления в любой точке пласта передается по пласту не мгновенно, а с некоторой скоростью. Эта скорость определяется пьезопроводностью. В формуле определения коэффициента пьезопроводности в числителе стоит проницаемость.
Можно посоветовать организовать закачку и повысить пластовое давление. Можно посоветовать перестрелять пласт (16 дыр маловато) или произвести ГРП и затем организовать закачку.

Zorg такая же ситуация была у нас на карбонатном пласте, стартовый дебит около 120 м3/сут, за неделю упал до 60, потом за месяц еще до 30... уровень при этом был неизменным.
Возможные причины - смыкание трещин и, как следствие, снижение продуктивности.
и второе, выпадение всякой гадости в призабойной зоне - нефть достаточно вязкая, асфальтены+смолы (12%)

В вашем случае, я больше склоняюсь к скину за счет разрушения каналов в этой пресловутой перфорации...

V. Volkov пишет:

Zorg такая же ситуация была у нас на карбонатном пласте, стартовый дебит около 120 м3/сут, за неделю упал до 60, потом за месяц еще до 30... уровень при этом был неизменным.
Возможные причины - смыкание трещин и, как следствие, снижение продуктивности.
и второе, выпадение всякой гадости в призабойной зоне - нефть достаточно вязкая, асфальтены+смолы (12%)

Примерно такая же ситуация была и моей практике. С карбонатного трещиноватого коллектора скважина в начальный период фонтаном на 6 мм штуцере давала порядка 200 кубов чистой нефти, при буферном давлении около 250 атм. Решили увеличить добычу и поменяли штуцер на 8 мм. Скважина, немного поработала и заглохла. Закрыли скважину. Очень быстро поднимается буферное давление. При стравливании идет не только газ, но, в основном, и нефть. Затем снова глохнет. Поставили рядом со скважиной резервуар, обвязали к нему скважину и открыли. Скважина стала периодически работать в резервуар. Фыркнет и заглохнет, фыркнет и заглохнет. Чем больше штуцер, тем меньше времени работает скважина. С 8 миллиметрового штуцера ушли на 1 миллиметровый. На 1 мм. штуцере скважина стала работать в постоянном режиме при буферном давлении 10 - 15 атм. с дебитом, порядка, 10 кубов. Пластовое давление, замеренное глубинным манометром, было первоначальным, а это значит, что чем больше депрессия, тем меньше дебит. Выходит, что скважина работала при условии, когда при неком забойном давлении раскрывались трещины коллектора.
С тех пор, я знаю, как заставить работать трещиноватый коллектор, но не знаю, как это сделать без ГРП. Как сделать так, что бы одновременно давить на пласт и дренировать его. Может быть, надо бурить скважины на трещиноватые коллектора на большой репрессии с добавками в полимерный раствор мелкого пропанта? Подумайте, и может быть, кто то получит нобелевскую.

Zorg пишет:

2. Разрушение перфорационных каналов. Предполагаю, что именно это и произошло, т.к. судя по керну, песчаник слабосцементированный. И в дальнейшем фильтрация нефти через поврежденную область в ПЗП, из-за чего скин увеличивается.

Любое разрушение, хоть сильно-, хоть слабосцементированного песчаника только увеличит его пористость и проницаемость. Сами же перфорационные каналы становятся больше по внутренней площади.
Нужно конкретно смотреть месторождение, но склоняюсь в пользу линзовидного строения пласта.

Zorg пишет:

Господа, возникла интересная ситуация. Новое месторождение. Западная Сибирь. Скважина пробурена на мел (Б10). Начальное Рпл 228 атм. Мощность пласта 8 м. Проницаемость по ГДИ 6-30 мд (разные интерпретации). Вязкость нефти в пластовых условиях 1.1 сп, объемный коэф. 1.119. Начальный скин либо 0, либо -1 (две разных интерпретации ГДИ). Перфорация предаторами (радиус канала 10 мм, глубина проникновения 1000 мм), 16 отв/м.

Так вот. После спуска насоса начальный дебит жидкости (=нефти) 150 м3/сут, в течение буквально 10 сут снижается до 30 м3/сут, где стабилизируется. Забойное давление при этом не увеличивается, т.е. на насос не спишешь. С чем по вашему мнению это может быть связано?

1. Ограниченный объем коллектора (линза, разломы). Маловероятно, по сейсмике ближайший разлом более чем в 500 м.
2. Разрушение перфорационных каналов. Предполагаю, что именно это и произошло, т.к. судя по керну, песчаник слабосцементированный. И в дальнейшем фильтрация нефти через поврежденную область в ПЗП, из-за чего скин увеличивается.
3. Интенсивный вынос песка и пересыпание интервала перфорации. Маловероятно, т.к. зумпф 200 м.

Сталкивались ли вы с чем-нибудь подобным?

А что если попробовать посчитать по твоим параметрам время транзишн периода. Tdss. Потом после него идет длинный деплишен период. Возможно это о чем то скажет.

Мамонт пишет:

Примерно такая же ситуация была и моей практике. С карбонатного трещиноватого коллектора скважина в начальный период фонтаном на 6 мм штуцере давала порядка 200 кубов чистой нефти, при буферном давлении около 250 атм. Решили увеличить добычу и поменяли штуцер на 8 мм. Скважина, немного поработала и заглохла. Закрыли скважину. Очень быстро поднимается буферное давление. При стравливании идет не только газ, но, в основном, и нефть. Затем снова глохнет. Поставили рядом со скважиной резервуар, обвязали к нему скважину и открыли. Скважина стала периодически работать в резервуар. Фыркнет и заглохнет, фыркнет и заглохнет. Чем больше штуцер, тем меньше времени работает скважина. С 8 миллиметрового штуцера ушли на 1 миллиметровый. На 1 мм. штуцере скважина стала работать в постоянном режиме при буферном давлении 10 - 15 атм. с дебитом, порядка, 10 кубов. Пластовое давление, замеренное глубинным манометром, было первоначальным, а это значит, что чем больше депрессия, тем меньше дебит. Выходит, что скважина работала при условии, когда при неком забойном давлении раскрывались трещины коллектора.
С тех пор, я знаю, как заставить работать трещиноватый коллектор, но не знаю, как это сделать без ГРП. Как сделать так, что бы одновременно давить на пласт и дренировать его. Может быть, надо бурить скважины на трещиноватые коллектора на большой репрессии с добавками в полимерный раствор мелкого пропанта? Подумайте, и может быть, кто то получит нобелевскую.

Начальник,
Обычно на репрессии бурят на ойл или сунтетиках. Такие растворы не называют полимерными. Пропант, типа песок туда не добавляют, потому что он сточит все что есть в магистралях и будет осаждаться везде. Вместо пропанта, обязательно составная часть это калматант, обычно карбонат кальция разных фракций, подбирают под коллектор, а потом если вообще есть комплишен в конторе вымывают кислотками либо органическими растворителями. Это по части растворов. А по Вашей практике мне кажется у Вас Газ энвелоп. Т.е. газ выделился еще в пзп недоходя до самой скважины, снизил фазовую по нефти до нельзя и оттеснил нефть. Дальнейшее снижение забойного усугубляла дело. Выход уменьшить депрессию и потихоньку вывод на режим. Такое я встречал на Талинке, на Расташинском. Возможно так.

Jfk пишет:

Начальник,
Обычно на репрессии бурят на ойл или сунтетиках. Такие растворы не называют полимерными. Пропант, типа песок туда не добавляют, потому что он сточит все что есть в магистралях и будет осаждаться везде. Вместо пропанта, обязательно составная часть это калматант, обычно карбонат кальция разных фракций, подбирают под коллектор, а потом если вообще есть комплишен в конторе вымывают кислотками либо органическими растворителями. Это по части растворов. А по Вашей практике мне кажется у Вас Газ энвелоп. Т.е. газ выделился еще в пзп недоходя до самой скважины, снизил фазовую по нефти до нельзя и оттеснил нефть. Дальнейшее снижение забойного усугубляла дело. Выход уменьшить депрессию и потихоньку вывод на режим. Такое я встречал на Талинке, на Расташинском. Возможно так.

Я не большой спец по части буровых растворов. На буровой мне всего лишь немного довелось поработать у АКБ и в люльке, сделать несколько раз «вира-майна», затарить цементом несколько смесителей (особый кайф), ну и все такое, что относится к обязанностям помбура. Но этих знаний (и других) мне бы хватило, чтобы понять, что пропант сточит все, что есть в магистралях. Абсурдность мысли заключается в другом, а именно, как раскрыть трещины и эксплуатировать пласт, не давая сомкнуться трещинам (без специальной операции по ГРП). Выше, я предложил раскрывать трещины во время бурения и крепить их (не знаю чем). Может это уже делается, и я немного отстал. Может быть, у нас уже добывают нефть в процессе бурения горизонтальных скважин (бурение на депрессии), что я наблюдал в Канаде. Если это так, то я действительно отстал от прогресса.
Что касается выделения газа в призабойной зоне и снижения фазовой по нефти. Согласен, может быть такое. Но, дело в том, что в моем случае, забойное давление выше давления насыщения.
Jfk, для чего добавляют в раствор калматант, какую роль он играет? Если это средство от поглощения – это одно, если это средство для крепления раскрытых от репрессии трещин – это то, что надо.
Да, речь идет только о карбонатных трещиноватых коллекторах.

хех вот вы, теоретики, заморочились. пласт один в один как на моем месторождении, только пластовка повыше - у меня 247 атмосфер. в таком коллекторе даже при перфорации зарядами ПКТ нефить прет не перестовая. а проблема знаете в чем??? просто насос здох, как бывает обычно в свежей скважине, а в цеху геолог, чтобы не подставлять технолога, рисует вам уровня по 1500. вы мне покажите хоть один насос, который при тех же равных условиях, даже с самым крутым частотником, будет давать 150 и 30 м3/сут ))) а пластовка так быстро не сядет, чтобы дебит в 5 раз упал. Насчет бурения на депрессии скажу, что это полная фигня, стволы засыпает еще в процессе проводки. конечно если в целику попадут, то дебита больше чем при на репрессии, но снижаются быстрее, и в итоге меньше. еще пробывали стрелять на депрессии, но толка тоже не много, недавно простреляли так скважинку - до перфорации приток 9м3/сут, после - 10 с уровня 1400 )) вот так вот. . . а такие вот теоретики сказали спускать туда тридцатку с напором 1850, а мы выводи как хотишь, а потом еще и сами же периодику не согласуют . . . ну ничего , по телемеханике будет все вери вел

Карбонатные коллектора - это уже объекты, в которых очень вероятна трещиноватость, причем установить эту трещиноватость очень сложно. Только что по ГДИ, и то не выработано на данный момент единого мнения как. Можно также попробовать глянуть на карты, нет ли поблизости зон неодноростей, нарушений, разломов, сдвигов и т.д., то есть тех мест, где когда-то были созданы большие напряжения, что могло привести к возникновению сети трещин. Если коллектор имеет порово-трещинный тип, то велика вероятность системы с двойной пористой и двойной проницаемостью. То есть, другими словами с большими дебитами сначала была выработана нефть из трещин, а потом уже началась выработка нефти из самого коллектора уже с той скоростью, с которой он успевает подпитывать трещины.

mtv пишет:

... просто насос здох, как бывает обычно в свежей скважине, а в цеху геолог, чтобы не подставлять технолога, рисует вам уровня по 1500. вы мне покажите хоть один насос, который при тех же равных условиях, даже с самым крутым частотником, будет давать 150 и 30 м3/сут ))) а пластовка так быстро не сядет, чтобы дебит в 5 раз упал...

Считаю эту версию имеющей место быть.

Автор указал,что забойка осталась постоянной с отбором 150 и 30 кубов, в подтверждение же снижения подачи насоса уровень должен был вырасти.
Были случаи, что создали большую депрессионную воронку, а пьезопроводность не позволяла давлению восстанавливаться, скока насосов погорело =(

А чем представлен коллектор? У нас сейчас чем-то похожий случай: коллектор плотный трещиноватый терриген(кыновско-пашийский горизонт). Полтора месяца скважина давала 35 кубов безводной нефти при динамике 550-600 м, верхний интервал перфорации 1583м. ШВН спустили на 1100 м. Месяц уровень держался на 550-600м. Решили что вывели на режим и начали отбивать раз в неделю - по закону западла за сутки перед отбивкой уровня по графику сорвало подачу. Когда отбили уровень оказалось ниже насоса. Запороли насос. Пока меняли насос, думали начнёт переливать, а нифига. Скважина сдохла. Когда считали МТГ, оказалось, что пластовое со 125атм. за полтора месяца упала до 25 атм. Мы считаем, что произошло смыкание трещин, что ещё может быть?

А что мешает провести ГДИС? Чем гадать на кофейной гуще, лучше собрать побольше информации. Рекомендую КВД с закрытием на забое посредством струйника. При подозрениях на трещиноватость рекомендую увеличить радиус исследования. Если нужна помощь в этих впросах буду рад помочь.

Конечно немного поздновато-с, но это мне понравилось. Сразу чувствуется - коллега с цеха добычи

mtv пишет:

хех вот вы, теоретики, заморочились. пласт один в один как на моем месторождении, только пластовка повыше - у меня 247 атмосфер. в таком коллекторе даже при перфорации зарядами ПКТ нефить прет не перестовая. а проблема знаете в чем??? просто насос здох, как бывает обычно в свежей скважине, а в цеху геолог, чтобы не подставлять технолога, рисует вам уровня по 1500. вы мне покажите хоть один насос, который при тех же равных условиях, даже с самым крутым частотником, будет давать 150 и 30 м3/сут ))) а пластовка так быстро не сядет, чтобы дебит в 5 раз упал. Насчет бурения на депрессии скажу, что это полная фигня, стволы засыпает еще в процессе проводки. конечно если в целику попадут, то дебита больше чем при на репрессии, но снижаются быстрее, и в итоге меньше. еще пробывали стрелять на депрессии, но толка тоже не много, недавно простреляли так скважинку - до перфорации приток 9м3/сут, после - 10 с уровня 1400 )) вот так вот. . . а такие вот теоретики сказали спускать туда тридцатку с напором 1850, а мы выводи как хотишь, а потом еще и сами же периодику не согласуют . . . ну ничего , по телемеханике будет все вери вел

Это я про mtv

А водички не появилось или заколонки?

Zorg пишет:

Новое месторождение. Западная Сибирь. Скважина пробурена на мел (Б10).

Б10 в Западной Сибири очень разный, но в данном случае средней паршивости. Из такого пласта 150 м3/сут для наклонки - это очень неплохой результат на старте и, возможно, пласт посыпался. Я бы предложил не гадать на кофейной гуще, а поднять насос и все как следует изучить. Если это действительно НОВОЕ месторождение и бурение в начальной стадии, то полученная информация будет стоить намного больше, чем потеря в добыче.

Мел тоже у нас есть такой, только все валиться после ГРП при освоении, а не просто перфорации (т.е. скин исключаем). Забои традиционно при деоптимизации отбиваем - все в норме(пресыпание исключаем). Потом вводим рядом ППД начинает лучше работать. В моем случае это Рпл. 

Для справки пласты Б9 и Б12 на разных месторождениях.

Если снижение, как в топике, за 10 сут со 150 на 30 - это выход на режим, скважина "врабатывается". Проницаемость невысокая, пъезопроводность низкая. Это естественное снижение дебита, верно. Как там было, задача о пуске скважины в бесконечном пласте :)

Я бы сказал типичный случай на всех новых месторождениях, здесь даже думать не надо, если вас устраивает текущий дебит 30 кубов, то оставляйте все как есть. Я так понимаю компенсация по данном региону полностью отсутствует? То что забойное не меняется не говорит о том что с насосом все в порядке, при одинаковом забойном и снижение дебита это так же проблема насоса, а конкретно засорение, просто его не так заметно, попробуйте провести газосодержание (МГС) с интервалом 2 недели и посмотрите как меняется забойное. И были ли остановки ЭЦНа и по какой причине, скорее всего там 125 или 160 спущена? И каким образом вы ее эксплуатируется вообще, явно не в постоянном режиме?

Коллеги, такой у нас случай на днях произшел, ломаем голову над возможным диагнозом 3-й день.

Скважина работает с конца июня, установившийся дебит по жидкости 45-50м3/сут, дебит по нефти плавно снижался с 25 до 13,5 м3/сут при соответствующем росте обводненности с 52% до 69%. Насос - PCP, работал при постоянном RPM 350об/мин, при этом дин.уровень плавно снижался. С 16-окт на 17-окт дебит по нефти скачкообразно упал с 15 до 13,5м3/сут, а затем с 18-окт на 19-окт - с 13,5 сразу до 10м3/сут. При этом дебит по воде вообще не изменился, т.е. дебит по жид-ти упал ровно настолько, насколько упал дебит по нефти.

Глубина спуска насоса 1547м, ГФ 23,8 м3/м3. 

Режим на м/р - упруго-водонапорный, резервуар приразломный, ППД нет, рядом (400м) есть наблюдательная скважина, где стат.уровень с июня упал только на 21м, т.е. есть все основания думать, что значительной просадки Рпл нет (начальное - 218атм).

 

Графики изменения уровня жидкости и ее дебита напоминают КСД при выводе скважины на режим. Там, где расход жидкости вышел на полку по-всей видимости стабилизация, можете пересчитать уровни в забойные давления и обработать кривую в том же Сапфире - это позволит несколько прояснить ситуацию. 

Падение расхода на конце, по всей видимости связано со снижением уровня до уровня подвески насоса, возможно срыв подачи по газу.

Не рановато ли еще бить тревогу
Может банально что-то с замерами обводненности?

ГФ 23,8 м3/м3. Это замер?

Врядли, скорее взято по PVT, либо по первичным исследованиям.

Негермет может себя так проявить?

kochichiro пишет:

Падение расхода на конце, по всей видимости связано со снижением уровня до уровня подвески насоса, возможно срыв подачи по газу.

Тоже одна из основных версий, но контраргумент геолога - есть же у нас скважины на других м/р, где ГФ близкий и скважины работают с дин.уровнями почти на насосе. Данное явление обратимо? Снизили обороты до RPM 300 об/мин - уровень потихоньку пополз вверх, сейчас на 70м поднялся (замеры каждый день), а дебиты ни нефти, ни воды вообще не изменились (+-0,3м3/сут) - на значениях 10,3 и 35 соотв-но. ГФ как верно ниже заметили, взят по первичным исследованиям (по соседней скважине, 460м до нее), которые были в 86 году, после этого м/р эксплуатировали с окт-2000 по ноя-2008, затем в консервации, сейчас вот эту скважину пробурили на основании данных новой 3Д сейсмы. Сначала порадовались успеху, а она вот так быстро стала "сдавать".

volvlad пишет:

Не рановато ли еще бить тревогу
Может банально что-то с замерами обводненности?

Не, с замерами проблем нет. По керну (вынос 100%) есть вояднистый пропласток (Sw=98%), но на скважине именно дебит нефти завалился, вода константа около 35м3/сут.

Сейчас пока решили искать оптимальный режим работы РСР, потом при ближайшем ремонте будем ставить ШГН.

Такое возможно при бесконтрольном снижении забойного давления ниже давления насыщения. Добыча воды не меняется, добыча нефти снижается. Я этот случай пытаюсь отсечь. Вы выше Pнас?

beliyYAR пишет:

kochichiro пишет:

Падение расхода на конце, по всей видимости связано со снижением уровня до уровня подвески насоса, возможно срыв подачи по газу.

Тоже одна из основных версий, но контраргумент геолога - есть же у нас скважины на других м/р, где ГФ близкий и скважины работают с дин.уровнями почти на насосе. Данное явление обратимо? Снизили обороты до RPM 300 об/мин - уровень потихоньку пополз вверх, сейчас на 70м поднялся (замеры каждый день), а дебиты ни нефти, ни воды вообще не изменились (+-0,3м3/сут) - на значениях 10,3 и 35 соотв-но. ГФ как верно ниже заметили, взят по первичным исследованиям (по соседней скважине, 460м до нее), которые были в 86 году, после этого м/р эксплуатировали с окт-2000 по ноя-2008, затем в консервации, сейчас вот эту скважину пробурили на основании данных новой 3Д сейсмы. Сначала порадовались успеху, а она вот так быстро стала "сдавать".

volvlad пишет:

Не рановато ли еще бить тревогу
Может банально что-то с замерами обводненности?

Не, с замерами проблем нет. По керну (вынос 100%) есть вояднистый пропласток (Sw=98%), но на скважине именно дебит нефти завалился, вода константа около 35м3/сут.

Сейчас пока решили искать оптимальный режим работы РСР, потом при ближайшем ремонте будем ставить ШГН.

Судя по твоим графикам (концевые точки) положительный эффект от роста уровня все-таки есть. Есть три вещи которые можно попробовать:

- долить нефти или дизеля в затруб метров на 200 выше текущего уровня и попробовать на небольших оборотах по-работать, чтобы посмотреть как изменится соотношение нефти и воды в пользу нефти;

- если будет эффект от первого мероприятия и если позволяет глубина можно попробовать доспустить насос метров так на 100-200;

- третий вариант, если как ты говоришь, что в наблюдательной скважине небольшая просадка по пластовому давлению - перевод скважины в периодику. Остановите ее на неделю и посмотрите как будет набираться уровень.

RomanK. пишет:

Вы выше Pнас?

Да, выше. Минимальное забойное, которое было в процессе работы скважины 52атм, сейчас 55-57атм, Рнас = 38атм.

kochichiro пишет:

- долить нефти или дизеля в затруб метров на 200 выше текущего уровня и попробовать на небольших оборотах по-работать, чтобы посмотреть как изменится соотношение нефти и воды в пользу нефти;

- если будет эффект от первого мероприятия и если позволяет глубина можно попробовать доспустить насос метров так на 100-200;

Так и делаем - обороты снизили до 300 (было 350), но ничего не доливали, уровень поднялся на 70м, сейчас после обеда новый замер уровня сделаем.

Этот тип насоса (РСР) в данной скважине ниже не спустить (инклинометрия не позвоялет), после ремонта скорее всего будем ставить ШГН, там можно будет пониже сделать как раз метров на 200, ну и сам по себе он более предсказуемый и простой.

Есть еще два доп. предположения по поводу резкого падения дебита. 1. Воронка депрессии в разрабатываемом пласте дошла до разлома(ов) и дебит нефти упал, а вода не среагировала, т.к. имеет отдельную подпитку - скорее всего имеем вертикальную трещиноватость (подтверждается на керне и есть несогласованности на сейсмике, которые могут быть приняты за трещины). 2. Возможен скин в результате солеотложений на лайнере (скважина суб-горизонтальная, в пласте 85градусов 30м по пласту) или даже в ПЗП - вода у нас 1120кг/м3, 200000ррм, так что солей в ней сколько угодно много; и был похожий эффект на соседнем м/р - когда подняли компоновку, на НКТ аж "холестириновые бляшки" были из солей :), но против этого два варианта момента - почему именно резко скакнул дебит и почему только по нефти.

Насчет скина я тебе и говорю попробуй вот эти накопленные замеры уровней обработать как КСД, там скин и проницаемость можно будет вытянуть.

Для диагностирования же границ, в том числе и разлома, такие замеры не очень подходят из-за колебаний. В этих целях обычно более представительны замеры телеметрией на приеме насоса, причем опять же желательно, чтобы рабочий режим был без значительных колебаний.

Вода может приходить и по какому-нибудь пропластку подхваченному перфорацией, такое не редкость - на новых скважинах, которые по идее вскрыты в "сухом поле" вода идет изначально, а на уровне подвески глубинного прибора показания влагомера около 100 %.