aver пишет:

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)??

1. Фазовые проницаемости
2. Фазовые проницаемости
3. Фазовые проницаемости

aver пишет:

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)??

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.

aver пишет:

Сережа красафчег... фазухи рулят
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

Чё-то я не понял, как % воды может быть стабилен при падении дебита нефти и стабильности или даже росте дебита воды?

aver пишет:

хмммм.....
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

В Татарстане подобная ситуация (продолжающаяся уже много лет) навела далеко не последних людей из мира нефтянки на мысль о "подпитке" залежей из фундамента, причём не в геологическом, а в нашем масштабе времени...

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

aver пишет:

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)??

1. Гемммморрррой
2. Гемммморрррой
3. Гемммморрррой

Как ни крутись...

aver пишет:

звучит как приговор просто... эээхххх пойти штоли на рынак шыкаладам таргавать..

был тут один... петролеум инженер... шоколадками уходил торговать...
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.

PankoFF пишет:

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.

VIT пишет:

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?

VIT пишет:

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.

Проведите КВД, если покажет двухпластовую систему, значит закалонка... Успешные примеры имеются...

Pwl пишет:

Проведите КВД, если покажет двухпластовую систему, значит закалонка... Успешные примеры имеются...

Вот это задумка Т.е. вместо того чтобы достать насос и прописать термометр предлагается достать насос, свабировать (компрессировать), потом закрыть на КВД и надеятся что он что нибудь покажет. Представляю выпученные глаза людей из добычи если им представить такой план. Может имелось ввиду КВУ - например с помощью судос-а или Echometer - это попроще будет, но скорее всего результатов с хорошей степенью надежности не покажет ибо WBS все забьет.

Иногда определить заколонку помогает 6-ти компонентный анализ

Cheater пишет:

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.