Окт 06
Почему :
1. Растет % воды и падает дебит жидкости??
2. Растет % воды и растет дебит жидкости - прорыв фронта нагнетания??
3. % воды стабильно большой (80-95%), дебит нефти тем не менее падает??
З.Ы как можно выделить ситуацию с отложениями (scale) в призабойке (падение проницаемости)??
Опубликовано
26 Окт 2006
Активность
20
ответов
6913
просмотров
12
участников
0
Рейтинг
1. Фазовые проницаемости
2. Фазовые проницаемости
3. Фазовые проницаемости
1. Падение пластовки или проблемы с призабойкой
2. Да - влияние вязкости и фазовых
3. Жидкость я так понимаю тоже падает. Возможные причины и как проверить:
- падение пластовки (Делать периодические замеры пластовки)
- проблема с лифтом - посмотреть изменение забойного давления
- проблема с призабойной зоной - смотреть давления. Если забойное и пластовое не меняется со временем а дебит падает то скорее всего проблема с забоем.
Просто как 2х2=5 :rolleyes: Может кто еще придумает экзотические варианты.
Сережа красафчег...
фазухи рулят
3. Жидкость я так понимаю тоже падает
в том то и западло что по 3ьему пункту дебит жидкости не падает...
то есть %-воды стабилен, дебит нефти падает, дебит жидкости стабилен и\или растет
хмммм.....
Чё-то я не понял, как % воды может быть стабилен при падении дебита нефти и стабильности или даже росте дебита воды?
ну апшипся.........
ситуевина такая: вода прыгает 85-95%, нефть колышется около 2 тонн а дебит жидкости растет....
я подозреваю что вода идет из одного пропластка а безводная нефть из другого.....
% воды не "СТАБИЛЕН" ...
а "стабильно высокий"
% воды не "СТАБИЛЕН" ...
а "стабильно высокий", тоесть колеблется в пределах неск-х % а не на десятки
ситуевина такая: вода прыгает 85-95%, нефть колышется около 2 тонн а дебит жидкости растет....
я подозреваю что вода идет из одного пропластка а безводная нефть из другого.....
% воды не "СТАБИЛЕН" ...
а "стабильно высокий"
% воды не "СТАБИЛЕН" ...
а "стабильно высокий", тоесть колеблется в пределах неск-х % а не на десятки
Следите за замерами
. Если период колебания процента обводненности совпадает с длинной смены на данном промысле то ответ очевиден. Если замеры делаются в лаборатории, то это пол-беды, а если в бутылочке операторами то см. выше (нефть может не сепарироваться полностью без демуэльгаторов).
Поддерживаю
Нужно устроить контрольный замер: геолога отправить следить за отбором проб. Отобрать 4 пробы с мощной проливкой, добавить демульгаторов, поставить в ведро с горячей водой и тупо померить линейкой... я такой фигней занимался... результат офигенный 
Обводненность перестает прыгать 
2. Гемммморрррой
3. Гемммморрррой
Как ни крутись...
1. Гемммморрррой
2. Гемммморрррой
3. Гемммморрррой
Как ни крутись...
звучит как приговор просто... эээхххх пойти штоли на рынак шыкаладам таргавать..
История всем известна...
1. Есть примеры, когда с ростом обводненности падает дебит жидкости. Если это не на одной скважине, а является закономерностью для месторождения, то причиной является разбухание глин в призабойной зоне. Кольматируется призабойная зона. Нефть как фаза становится менее подвижной.
Решением проблемы может быть кислотная обработка. Но необходимо правильно подобрать состав кислоты. На практике, в России есть примеры успешных работ.
2. Когда все растет - согласен с предыдущими высказываниями. Т.е. обводнение от фронта нагнетания, влияние фазовых проницаемостей. Хотя если дебит за месяц вырос в более чем два раза и обводненность выросла предположим с 20% до 80%, я бы проверил на герметичность эксплуатационной колонны - дыра в колонне или прорыв по цементному кольцу. Надо прописать термометр.
3. Вообще не понял. Если скважина обводнилась - то обводненность по ней может только расти.
Хотя опять же есть примеры когда идут пробы по 90%-95%. При этом проскакивают пробы по 70-80%. Промысловый геолог берет и закрывает месяц с пониженной обводненностью.
В заключении. Вопрос задан по всем возможным случаям. Анализ надо проводить комплексно с учетом сложившейся системы разработки, карты изобар (пусть даже упрощенной) и результатов ПГИ.
Эх не видел я промысловых геологов которые занижают обводненность, скорее наоборот чтобы план скостить :rolleyes:
Насчет негерметичности колонны - часто это видно по возросшей кубатуре, анализ воды (соленость) тоже может помочь. С термометром же надо насос доставать - а это не всегда хочется.
ИМХО, Это подходит только в качестве косвенных признаков. Так как, анализ воды тоже не всегда помогает (нужен контраст между содержанием солей в разных пластах), и данные по нецелевым пластам не всегда есть. Зачастую дебит жидкости растет с обводненность, особенно для вязких нефтей (мобильность системы растет).
Потом же все равно надо будет термометр прописывать, по возросшей кубатуре и соленности где дыра в колонне не определишь, или я что-то путаю?
Вот это задумка
Вот про набухание глин я уже подумывал, и кислотки тоже
и на этой недели как раз попробуем керн детально поизучать на предмет подбора кислотного состава, зподно и % карбонатов и глин посмотрим......
Закавыка в чём - если это фронт заводнения или подстилающий аквифер ну или ниже расположенный отдельный пластик водонасыщенный - по идее с ростом % воды должна кубатура жидкости до небес взлететь....
Да и закачка была большая тока в начале, а потом в 87-90году всё выключили...(а процент не падает и кубатура жидкости большая)
Иногда определить заколонку помогает 6-ти компонентный анализ
Каким образом?
Если нагнетание происходит той же водой, что добываем!
6ти компонентный анализ позволяет определить приток воды по заколонному пространству из-за негерметичности цемента.