Метод индикаторных кривых.
На скважине проводили исследования МУО. Почему довольно часто получается так, что при интерпретации методом индикаторной кривой, аппроксимирующая прямая, проходящая через начало координат, плохо коррелирует с данными, см рис. 1.
R2 корреляции равен 0,666.
А если аппроксимирующий линейный тренд в Excel-е проводить не через начало координат, то тогда квадрат корреляции будет уже равен 0,999, см. рис. 2.
В моем понимании причина плохой корреляции в 1 случае(рис.1) кроется в ошибке при подсчете пластового давления или забойных давлений.
Обычно определяют продуктивность скважины по первому методу(рис.1) – грубый подсчет средней продуктивности. Но если депрессия будет не 56 атм., а скажем в 2 раза больше: 112 атм, то расчет дебит скважины в этом случае будет 75 м3/сут. Как я себе представляю, более реально описывать дебит скважины будет тренд, рассчитанный на рис.2, по которому выходит, что дебит скважины будет 50 м3/сут. Разница результатов методов составляет 50%!
По какому тогда методу будет более правильно определять продуктивность скважины? 
Исходные данные исследования представлены в таблице:
Сдается мне, что маловато тут точек для нормальной индикаторной. Хорошо бы еще 3мм и 5мм прогнать, чтоб убедиться, что у вас индикаторная к оси давлений не загнется. Такое бывает, когда с увеличением депрессии дополнительный пропласток подключается. Ну, или пластовое на самом деле выше, чем вы берете... Как-то так.
Вот это я понимаю хорошая постановка вопроса, не то что напишите формулу Дарси и все что знаете рядом.
Ну, как правильно было замечено, индикаторная не прямая из-за ошибки в депрессии, соответсвенно я бы использовал второй метод.
Ты строишь индик.диаграмму на рисунке 2...Вот подумай теперь: как может быть приток в скважине при нулевой депрессии! Теперь ещё совет! Построй диаграмму Q-Рзабойное - при Q=0 забойное давление будет ориентировочно равно пластовому. Сам увидишь. что твое Рпластовое в табличке конкретно занижено. Откуда ты взял 226 атм? Проверь его ещё раз. Построишь диаграмму Q-Рзаб - получишь при нулевом дебите Рзаб=Рпл=288,83 атм (интересно ещё, какая глубина интервала перфорации... Хотя, может, быть, по КВД другое давление....).После это либо сразу по этой диаграмме вычисляй продуктивность, либо пересчитай депрессии, строй новую диаграмму и, опять же, считай продуктивность.
Yengineer, а давление насыщения какое?
Возможно, все или часть режимов работы скважины характеризуются Рзаб < Рнас, в этом случае точки режимов не обязательно лягут на одну прямую. Для анализа исследования тогда необходимо использовать методики для многофазного потока: Вогель, Феткович, Стандинг и др.
А постановка вопроса, конечно, очень качественная.
Спасибо, всем за ценные замечания!
Вообще я сейчас занимаюсь переинтерпретацией МУО.
. А пластовое давление по ней 230 атм. - это скорее всего правда. Давление насыщения равно 100 атм. - забойники все выше его, так что Вогель и иже с ними пока могут не напрягаться
.
Нашел КВД-шку и другую доп. информацию по этой скважине, оказывается скважина фонтанирует нефтью и газом
Да я бы тоже не против прогнать на 3мм и 5 мм - но я работаю в компании, которая оторвана от производства, и поэтому работаю только с теми данными которыми у меня есть.
Получается 2 вариант правильный! (раз скважина фонтанирует)
Спасибо, старался задать качественно вопрос, чтобы мне дали качественные советы!
Теперь я более глубоко разобрался по данному вопросу!
скважина на один пласт работает? вертикальная проницаемость какая? нет ли непроницаемых перемычек в пласте? - а то фактически как несколько коллекторов с разными пластовыми могут быть..
Исправление чужих косяков с другой стороны учить более глубоко разбираться в теме
2601-2614 м. (горизонт Ю-1);
2641-2646 м, 2655-2662 м (горизонт Ю-2)
Поэтому индикаторная кривая как раз может и не быть в виде прямой линии.
Но по тем данным какие есть - мне видится правильнее аппроксимировать индикаторную кривую прямой не через начало координат(скважина фонтанирует нефтью и газом), тем более, что эти три точки лежат на прямой.
При интерпретации исследований есть хорошее правило: если есть несколько вариантов интерпретации (моделей) одинаково хорошо описывающих полученные результаты - бери самую простую.
Т.е. в данном случае при отсутствии другой информации логичнее всего предположить неправильное пластовое давление (кто его знает откуда его взяли)
36 часов КВД для юры это мало. Надо хотя бы 100.
Надо уточнять, мало - для чего? Радиального притока? Или границ?
Уместно формулу вспомнить для "радиуса исследования" R_inv:
R_inv ~ (Perm*t/(Poro*Visc*Ctotal^2))^0.5
Хотя само это понятие спорно и вызывает много дискуссий, но примерно понять "сколько ждать?" все же можно.
А есть ли у кого нибудь программы (экселевские) для интерпретации гидродинамических, газодинамических исследований?? так, чисто для первичной промысловой обработки? поделитесь плиз
Изделие не мое - кто-то несколько лет назад развлекался...
У СИАМ есть очень простой способ доказательства своей интерпретации ИК: берут сравнивают фактическую и модельную кривую по с
ы
нтерпретированным данным иговорят мол, расхождение меньше 30% -значит все пучково. смешно. отчеты штампуются как нефиг делать. есть кто -нибудь из СИАМ? добраться бы до вас, молодчики! вроде бы опыт обработки исследований очень большой, а анализ делать до сих пор не научились, хотя все данные по месторожениям получают.
По КВД отражаются признаки трещины или что-то ещё? Любопытно бы глянуть на билогарифмический график по КВД.
Если обрабатывалась в Pan System или Saphir, как общее совмещение по истории?