sniper пишет:

Привет КОЛЛЕГИ!
Нарисовалась задачка для ума - вот хочу поделиться со всеми
Скважина нагнетательная, качают около 250 кубов, коллектор терригенный, ГРП не было, эффективная толщина около 5 метров, пористость 15-20%, сверху-снизу "толстые" перемычки, тектоническое нарушение дааалеко на востоке, глубина 2500 м, вязкость воды=вязкости нефти, работает долго.
Причем, подобные КПД получены по ряду нагнеталок в разных частях залежи.
И выполненные две КПД на одних и тех-же скважинах (через пару месяцев) формой производной повторяют друг-друга.
Кстати, на некоторых из них было ГРП.
Скин везде ОТРИЦАТЕЛЬНЫЙ

У кого какие мнения?

Больше 100 % улучшение притока быть не должно, если у тебя нет модели горизонтальной скважины и трещины ГРП. Посему по-пробуй поставить модели изменяющегося коэффициента влияния по Хегемену, Ci/Cf будет где-то в районе 1.5-4, это тебе позволит смоделировать небольшой горбик в начале и чуть уменьшит скин. Насчет физичности изменяющегося коэффициента - температура закачиваемой воды на поверхности меньше, а на забое больше. Кстати этим можно попробовать объяснить отрицательный скин, по-идее закачиваемая холодная вода попадая на забой при больших скоростях может приводить к термическому растрескиванию породы. У америкосов много статей на эту тему, по-пробуй по-гуглить Thermal fracturing.

На конце, где у тебя задирается производная, попробуй поставить таки радиально-композитный коллектор. Не факт, что при равных вязкостях у тебя будет одинаковая пористость и сжимаемость коллектора по пласту, опять же вязкость воды мало изменяется в пластовых условиях по-сравнению с поверхностными, а вот для нефти сам знаешь изменение может быть достаточно большим.

sniper пишет:

У кого какие мнения?

В результате длительной закачки вблизи скважины образовалась зона (промытая), в которой подвижность больше чем в отдаленной. Можно проверить оценивая ее радиус по двум исследованиям. Обычно он становится больше, что наверное подтверждает эту теорию.

sniper пишет:

Привет КОЛЛЕГИ!
Нарисовалась задачка для ума - вот хочу поделиться со всеми
Скважина нагнетательная, качают около 250 кубов, коллектор терригенный, ГРП не было, эффективная толщина около 5 метров, пористость 15-20%, сверху-снизу "толстые" перемычки, тектоническое нарушение дааалеко на востоке, глубина 2500 м, вязкость воды=вязкости нефти, работает долго.
Причем, подобные КПД получены по ряду нагнеталок в разных частях залежи.
И выполненные две КПД на одних и тех-же скважинах (через пару месяцев) формой производной повторяют друг-друга.
Кстати, на некоторых из них было ГРП.
Скин везде ОТРИЦАТЕЛЬНЫЙ
У кого какие мнения?

Очень похоже на трещиноватый коллектор. У меня практически все нагнетательные имеют такую форму. По некоторым скважинам есть тендеция к увеличению длины трещин или увеличение проницаемости со временем.
Для "профилактики" посмотри КПД поближе к началу закачки или непосредственно после освоения. А так же их динамику по времени.
Немного страновато видеть изменяющийся коэффициент WBS для нагнетательной скважины и его высокое значение 0.6. Более похоже на добывающюю скважину.
А почему сразу не прогнал FFC case? Сразу было бы видно по perm (что там геологи говорят?) и длине трещины правда или нет. II бъётся с режимами?

имхо здесь влияние трещины АвтоГРП, судя по графику репрессия на пласт составляет более 150 атм, с учетом термального воздействия вполне достаточно для возникновения трещины.
ВСС нормальный 0,06 м3/атм.
Рост производной в конце не может быть влиянием соседних добывающих скважин?

sniper пишет:

В конкретном случае трещину с конечной проводимостью пока не юзал. Блин, они все (КПД) одинаковые!

ну и ничего странного. у меня таких штук 30 было.
трещина с конечной проводимостью, меняющийся вэлбор сторидж. и это логично.

Guzel пишет:

ну и ничего странного. у меня таких штук 30 было.
трещина с конечной проводимостью, меняющийся вэлбор сторидж. и это логично.

А можно поподробней о переменном WBS в нагнеталках? Please!

как вариант предлагаю рассмотреть проницаемость, зависящую от давления. Это даст и отрицательный скин и загиб производной. Для проверки нужна индикаторная диаграмма

sniper пишет:

Привет КОЛЛЕГИ!
Нарисовалась задачка для ума - вот хочу поделиться со всеми
Скважина нагнетательная, качают около 250 кубов, коллектор терригенный, ГРП не было, эффективная толщина около 5 метров, пористость 15-20%, сверху-снизу "толстые" перемычки, тектоническое нарушение дааалеко на востоке, глубина 2500 м, вязкость воды=вязкости нефти, работает долго.
Причем, подобные КПД получены по ряду нагнеталок в разных частях залежи.
И выполненные две КПД на одних и тех-же скважинах (через пару месяцев) формой производной повторяют друг-друга.
Кстати, на некоторых из них было ГРП.
Скин везде ОТРИЦАТЕЛЬНЫЙ

У кого какие мнения?

Похоже на автогрп, скин потому и отрицательный, что трещина в призабойной зоне. В декартовых температура монотонна?
Можно еще график Холла построить, если трещина образовалась не в первые несколько часов, то можно увидеть момент возникновения.

Смущает что не видно стабилизации для радиального притока. Судя по приемистости проницаемость то не маленькая, тест тоже вроде не короткий, соответсвенно вопрос почему ?. Может проблемы с тем как была загружена история работы.

переменный WBS в нагнеталках? имхо трещина просто закрывается.. в самом начале половинный наклон напрашивается

чтобы 250 кубов воды (вязкость 0.5) в сутки закачивать в 5 метровый пласт со средней проницаемостью 20 мД (а из предложенного файла вижу 17.6 мД предполагается) при скине = 0 - репрессия порядка 250 атм нужна..

sniper пишет:

индикаторные в рекомендациях для заказчика, а в Сапфире то как учесть зависимость проницаемости от давления?

попробуйте в Сапфире выбрать нелинейный анализ, там есть опция что-то вроде 'unconsolidated rock properties'. проницаемость можно задавать линейной или экспоненциальной функцией давления.

sniper пишет:

Если честно - не пользовался этим ранее (несцементированной породой). Чё сделать то надо? А то получается только почему то производная как для однородного пласта.

подергать коэффициенты у экспоненты, производная должна загнуться. идея в том, что бы призабойная зона 'задышала' - чем больше репрессия, тем выше проницаемость. получается что-то вроде динамического скина. для большей достоверности нужна индикаторная. На эту тему есть немного информации в справочном руководстве под редакцией Гиматудинова.

sniper пишет:

VIT - история загруженна длительная, предыдущее исследование было в октябре (приемистость и забойное такие-же) - такая-же хрень, между исследованиями скважина по тех.режимам поливала постоянно с практически неизменным давлением закачки и приемистостью.

Может в этом и есть проблема что слишком длинная история. Что если попробовать интерпретацию с закачкой длиной в месяц.

sniper пишет:

pevgen - температура в аттаче, есть резкое положительное изменение монотонности
kazan - индикаторные в рекомендациях для заказчика, а в Сапфире то как учесть зависимость проницаемости от давления?
VIT - история загруженна длительная, предыдущее исследование было в октябре (приемистость и забойное такие-же) - такая-же хрень, между исследованиями скважина по тех.режимам поливала постоянно с практически неизменным давлением закачки и приемистостью.
MAN - примерно так и выходит если пересчитать Кпрод в проницаемость ПЗП, т.е. проницаемость ПЗП (в конкретном случае) равна проницаемости УЗП, а ведь скин получается отрицательным
Cheater - влияние соседок - но не каждый же раз на любой нагнеталке одинаково и с повторами.

Проблема то в том, что не бъется рассчитанная проницаемость ПЗП (по Кпрод) с отрицательным скином
она либо меньше, либо равна полученной проницаемости по Сапфиру.

Судя по графику температуры ваша ПЗП таки живая, в том смысле, что ее "проницаемость" зависит от давления. проницаемость умышленно взята в кавычки, т.к. при раскрытии трещины понятие ПЗП становится расплывчатым на длину трещины.
Процесс может быть достаточно сложным, а именно:
1. Скорость схлопывания трещины равна скорости фильтрации жидкости через стенку трещины. В этом случае дебит на забое нулевой.
2. Скорость схлопывания трещины больше скорости фильтрации жидкости через стенку. В этом случае жидкость возвращается в ствол скважины в объеме трещины, а потом фильтруется в "однородный" пласт, т.е. в течение некоторго времени дебит остается положительным, после чего меняет знак на отрицательный.

Судя по вашему графику температуры, можно предположить первый случай, процесс занял примерно сутки.

у меня немного другая ситуация: производная выглядит вот таким образом (приложение well 1). вроде радиально-композиционная модель напрашивается? в теории аналог такого приводится (прил. theory2)
однако, если делать с композиционной моделью ширина промытой зоны получается не более 60 м.
это как возможно при закачке в 8 месяцев с приемистостью 350 кубов?
наличие трещины видно по индикаторным. но давление раскрытия трещины отличается на атмосфер 10-20 при сравнении с давлением раскрытия по данным ГРП. межу тем на диагностике эффекта ГРП не видно. стоит ли тогда задавать его при интерпретации?..well_1.png

sniper пишет:

1. Сделай переменный ВСС и однородный пласт - должно лечь хорошо.
2. На уклоне производной около 1/2 поищи место и добавь в модель трещину

а почему однородный пласт, если видна композиционная?
параметры будут разные, а при этом обе модели хорошо будут согласовываться с замерами. пробовали уже.