Добрый день, коллеги!
Мне очень нужна Ваша помощь, как людей грамотных, эрудированных и интеллектуальных, по вопросу освоения ПО Saphir пакета Ecrin от Kappa. До этого раньше с этим софтом не сталкивался, но все когда-то начинают. Почитав мануалы от разработчиков, и туеву кучу книг по PTA, начал пытаться тыкаться в Сапфире. Прошу Вас, посомтрите, пожалуйста, прокомментируйте и посоветуйте. Что есть:пги, включая квд, газовая скважина, сеноман Уренгоя. Знаю конструкцию, как работает (после простоя запустили на 4 часа по гфу на депрессии, близкой к рабочей, выполнили комплекс plt, закрыли на восстановление на 12 часов). Знаю физико-химические свойства газа (компонентный состав, критические параметры, сверхсжимаемость). Знаю, что в продукции скважины присутствует вода, ее немного. Вода пластовая. ГВК ниже интервала. Пытаюсь выполнить анализ в сапфире. Самый простой. Первый раз в жизни. Загружаю данные, задаю необходимые свойства (может быть, что-то и упустил). Синхронизирую имеющуюся информацию по дебитам и давлениям. Беру проиводную. Вижу провал. Далее - ступор. Пытаюсь сделать так, как написано в инструкции. Не могу объяснить причину провала и получаю фигню. Пробовал нелинейку, пробовал двойную пористость (которой быть не должно). Вывод- надо учиться у опытных. Просто здесь мне не у кого учиться. Благодарю за внимание.
продолжение
zabey na interpretaciyu tak kak isxodnii dannii @ovno. Davnenie dolzno monotonno rasti, a u tebya provali davleniya imeyutsya - poetomu proizvodnaya stanovitsya nedativnim zna4eniem. Skoreee vsego isledovanie provodilos' s naruweniem proceduri, libo ze vnutriskavazinnii effekti. Imeyutsya kone4no nekotorii algoritmi korektirovki, no tut ne pomozet eto.
Спасибо. Какие есть методики корректировки подобных результатов? Если это косяк аппаратуры - один расклад, а если это скважина? Например, вода стекла с нкт, и ее отжало расширяющимся газом(wellbore storage) в пласт? И еще- Реализована ли в Сапфире возможность пересчитывать давления с устья на забой при известных параметрах скважины? Если да - то как? Или это надо делать мануально? Где я должен учитывать конструкцию скважины (например, глубину спуска нкт, если часть или весь интервал ей перекрыт?) Еще вопрос - пробовал смотреть скважину с двумя объектами в эксплуатации (two layers). Получилась ерунда. Или я не нашел где ему задать параметры (что наиболее вероятно), либо он сам их не учитывает в принципе. Да, производная вела себя как проститутка в этом случае.
Как строить индикаторные, aof - я понял.
Про ту скважину, где два объекта, рисую как положено модель в сапфире, (скважина газовая, сеноман одного из месторождений Надым-Пур-Таза), производная нормально описывается, все данные адекватны, а вот проницаемость какая- то бешеная получается (2000 мД). Лажа какая- то.
Еще вопрос, допустим, у меня есть массив данных P (t), с шагом 1 сек, в течение 12 часов. Мне при экспорте их в Сапфир надо какую- то фильтрацию осуществлять?
Что, перевелись что ли гдишники, или подсказывать западло?
Пересчитываю на забой лично я всегда вручную. Проще всего по E(-s). Не забыть инклинометрию учесть.
Наверное, если в стволе есть вода, это приближение работает хуже, можно попробовать помоделировать в спецсофте. Или уговорить заказчика спускать прибор на забой.
Данные с шагом в секунду это счастье, при такой длительности ничего фильтровать не нужно, если машина при расчетах не тормозит.
2 дарси для сеномана это нормально, бывает и больше.
Есть подозрение, что что-то Вы напутали при загрузке - что это вообще за давление 22 атм? Устьевое что ли? Надо сначала пересчитать. Другой столбец, там где 106 - куда больше похож на забойное давление в сеноманских залежах.
Аналогично считаю "на коленке" по затрубному (если есть), и если знаю, что СКВ сухая и чистая, по формуле Рзт*е^s, с учетом инклинометрии и физ-хим свойств газа. Да, по Уренгою пластовое по сеноману (пк1-пк6), за исключением 2х свежих площадей, НИЖЕ 25 кгс/см^2 (уже давненько), те давления, которые я загружал на примере - в МПа. Так что вот так вот.
2 Дарси на Сеномане Уренгоя - фантастика, абсолютка и та на порядок отличается.
Простой долгий был? Мы считаем, что она с пластового запущена?
Плохо, что нарушена технология где-то, как уже писали выше. Можно было бы попробовать посчитать по конечному участку, где заканчиваюстя пляски давления, но там начинает влиять другое нарушение технологии - слишкой короткий запуск для такой длинной остановки, поэтому производная загибается наверх.
Я бы радиалку провел пониже - там, где первая "полочка" в середине последнего лог-цикла. Ну и посмотрел бы конечно как положение этой полочки от сглаживания зависит. И конечно оговорился что это оценка.
В общем, не лучшее исследование Вы взяли для знакомства с интерпретацией ГДИ. Хотя коненчо если у Вас все будут такие, то деваться некуда.
не, 22 на устье вполне нормально, особенно учитывая дебит всего 60 тыщ. (точно дебит правильный?)
я обычно, для проверки делаю обратный пересчет ) смотрю, насколько бъется расчетный дебит с параметрами получеными по результатам интерпретации.
Дебит правильный, давление - тоже. То, что кривая уе*ищная- либо технология, либо - всс. Ребята, я Уренгой изучал и изучаю на своей жопе в тундре, поэтому знаю, какие где дебиты и давления. Так что за данные я отвечаю. Эта скважина - ушатанная, и у нас таких много. По поводу теоретической базы и сапфира - раньше обрабатывал для себя прямо на месте "на коленке", в основе сначала были Гриценко, Алиев, Зотов и компания, потом перешел на Бурде, Эрлайера, мужика со сложной фамилией , вроде Чаудри и др. Потом под руку попался мануал от Каппа (DFA). Так я пришел к Сапфиру. Все это делается исключительно для собственного развития, чтобы окончательно не отупеть и не деградировать.
Интересует следующий момент: как Сапфир умеет работать со скважинами на несколько объектов? Пытался выполнить интегрировать - пока не получил того, что хотел. Особенно, смутил тот момент, где я якобы могу оценить в % вклад пластов в суммарный дебит (если у меня есть данные plt, например). Как это сделать?!
Завтра приеду с месторождения- покажу скрины, о чем речь.
Мля, ребята, всем вам огромное спасибо! Если б Вы знали, как охота заниматься такими интересными вещами, а не крутить гребаные задвижки, шпильки и трубы.
сапфира под рукой нет, но в случае 2-х пластовой скважины, в модельке можно задать дебит отдельно для каждого пласта.
но, в случае пересчета устьевых параметров на забой, там такая погрешность в итоговых вычислениях будет, что не вижу смысла заморачиваться.
Уважаемый модератор, зачем Вы поменяли первоначальное название темы? Мне кажется, оно эффектнее отражало содержимое (мои идиотские вопросы).
По существу- я вчера научился прогнозировать дебит от давления и наоборот. Работает. Была скважинам с изохронными исследованиями, построил индикаторную + aof, потом обработал квд, и в прогнозе дебита использовал давления, ориентируясь на ид.
Там, где многопластовка - данные глубинки. Так что все нормально. Я покажу. Сапфир предлагает в % оценить вклад того или иного интервала в суммарный дебит на воронке (sandsurface flowrate), который можно рассчитать либо по plt, либо прикинуть по устьевому дебиту на давление на воронке (зная физ-хим свойства смеси). Либо, сапфир предлагает дать ему дебиты по объектам с массива в ASCII.
Да, стояла неделю, считаем, что с пластового. По соседкам - находились в работе без смены режимов.
Могу поменять назад, но "быдло" лучше тогда заменить на "чайник". По смыслу больше подходит)
Райно,
в Ноябрьске есть замечательный дядька, который является гуру Сапфира и Пур-Таза. Если сможешь его уговорить с тобой позаниматься, то научишься вертеть Сапфиру как хочешь и где хочешь.
З.Ы. Коллегам из Ноябрьска - пламенный привет! Я знаю, вы читаете эту ветку :).
Леша, спасибо. Подскажи координаты. Кстати, что о нашем разговоре годичной давности (снгп)?
Добрый день всем.
Вопросы:
1. У меня есть скважина, на ней семь лет подряд делали гдис, предисторию ее работы и каких-либо особенностей поведения я худо- бедно знаю. Скважина газовая, сеноман Пур-Таза. Интерпретирую квд. Потом сравниваю параметры во времени. Пластовое ведет себя адекватно. Проницаемость пляшет, скин пляшет. То падают, то растут. Вроде бы исходные данные при создании модели задаю корректные. Что за ерунда, чего я могу не учесть?
2. Если я задаю пористость каждый раз одну и ту же (а каким образом я могу учесть ее изменение?) фишка - пластовое падоет с 40 кгс/см2 до 12 кгс/см2 за 8 лет, а только литостатического давления болше 200 кгс/см2, полюбому же пористость упадет? Кто- нибудь подобными вещами занимался? Очень любопытно.
И почему всс (C) вариируется туда-сюда на порядок от исследования к исследованию? Попробую попозже скинуть картинки.
3. Как сапфир учитывает фильтрацию газа с особенностями его сверсжимаемости? Если двухфазная фильтрация и я хочу использовать Вогеля?
4. С многопластовыми системами вообще шняга получается, точнее - ничего не получается.
Alexey S,
Леша, я тут краем уха слышал будучи в Тюмени от Владимира Федоровича, что господин Афанасьев покинул Ноябрьск. Так ли это, где он сейчас? Как вообще дела у коллег из Schlum-тестинга?
Rhino,
Я с ними свяжусь и напишу в личку. По поводу СНГП - отправил в личку. По поводу тестинга - не знаю, давно не интересовался. Но процесс шел, объемы тоже были.
1. Смотря в каких пределах и пляшет ли также индекс продуктивности или идет только перераспределение проницаемость-скин
2. Чтобы пористость сильно упала нужна порода с очень высокой сжимаемостью, часто плохо сцементированная. Вряд ли это ваш случай.
3. Там все нормально учтено. Вогель использовать для газовых скважин нельзя.
4. Не надо делать многопластовые залежи, особенно по-началу. К ним можно подогнать почти все что угодно поэтому для понимания в целом это опция не нужна. Сколько помню, в основном использовал многопластовые залежи для проверки насколько они могут исказить результаты когда по интерпретации получается ерунда. Ммногопластовые модели могут быть полезны только в экстремальных случаях типа трещиноватости/кавернозности или когда kh по отдельным пластам примерно одинаковы, но проницаемости отличаются на порядок и больше, еще когда флюиды сильно отличаются.
Почему нельзя использовать закон Вогеля для ГАЗОВЫХ скважин?
Да, или расскажите мне про закон Вогеля. В учебнике H-W ТПУ по ГДИС, который мне привезли чудо- "ынтырпретаторы", которые таки ездили туда на курсы, черным по белому написано, что при двухфазной фильтрации (газ-вода) работает Вогель.
Изначально эта корреляция была придумана для системы нефть-газ при работе пласта на режиме растворенного газа. Соответсвенно параметр давление насыщения необходимый для Вогеля для газовых залежей не применим.
Для скважин с забойным ниже давления насыщения
ребята, газоконденсатные залежи бывают в насыщенном и недонасыщенном состоянии. Для насыщенных - Рпл = Рнач.конд, для недонасыщенных есть запас давления Рпл > Рнач.конд. - в этом случае фазовые превращения происходят в стволе скважины (фильтрацию с пласта можно рассматривать как однофазную). В случае насыщенной залежи конденсация происходит в пласте, фильтрация нефига не однофазная. Не надо из меня урода делать, про Вогеля, давление насыщения и нефть я знаю. Вы просто меня не поняли, прошу прощения.
если конденсат выпадает в пласте, то он там и остается большей частью, я так думаю
Вы заблуждаетесь.
Если интересно - качаем "Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин" (ч1 и ч2). (По мотивам предыдущего творчества уважаемых Алиева, Гриценко, Зотова и компании0 Читаем там про насыщенные и недонасыщенные газоконденсатные системы. Изучаем газоконденсатную характеристику. Красивая такая кривая. Если данная инструкция для Вас - примитив, качаем "Анализ динамических потоков" от Kappa Eng., можно на родном языке, можно на импортном (содержимое соответсвует, проверено). Открываем раздел "фазовое равновесие", читаем то, что уже указал. И больше не говорим подобных глупостей.
надо ж как много грозных названий. глупость сия в книге Крафта и Хокинса также присутствует - "Ниже этого давления (точка росы) из пластовой жидкости начинает конденсироваться влага в виде тумана или росы. Смачивая стенки порового пространства породы коллектора, конденсат теряет свою подвижность".
Уренгойское месторождение. Неоком. Насыщенная газоконденсатная система. Допустим, второй экспл. объект. Допустим, Южный купол. Р пл в окрестностях 75 кгс/см2. начало конденсации для смеси этой системы выше сотки (10 МПа). В среднем, на рабочей депрессии со скважины 120-150 тыс кубов газа, 15-20 кубов С5+ нестабильного, ну и водички кубика полтора (если конденсационная). Это близкие к реальным данные по фонду, подробной информации не имею права давать. Ну и где он (конденсат) теряет свою пдвижность?
да, я этот конденсат и воду своими руками с сепаратора сливал и ведрами мерял.
точка росы - совсем другой параметр. Там на то, что Вы сослались про влагу все правильно написано. Речь идет о влагосодержании насыщенной газоконденсатной системы, насколько я понял. Т.е. конденсационная вода на пластовые условия. Поправьте меня, если я не прав, или научите.
ну если у вас Рпл уже давно ниже точки росы, то насыщение свободной нефти превысило критический уровень и конденсат (нефть) стал подвижен. у вас уже двухфазная система работает. я говорил о выпадении конденсата в начальной стадии.
Вогель это не физический закон двух-фазной фильтрации, а всего лишь корреляция у которой есть область применимости. И как мне кажется газоконденсатные залежи достаточно сильно отличаются от нефтяных чтобы использовать одну и ту же корреляцию. Если это важно можно сделать простую модель в Excel (или в Эклипсе) чтобы оценить возможную поправку за фильтрацию конденсата.
*или я опять что не понял ?
Никогда не понимал, что за извращение оценивать параметры пласта на газовых скважинах по устьевому давлению если на них забой жидкостью заполнен.
Понятно дело, что вёдрами можно сливать и воду и конденсат, но надо только сначало проверить, а вся ли ваша вода с конденсатом с забоя скважины выносится или нет. Критерий Тёрнера всё таки ни кто не отменял.
По поводу скачков скин-фактора можно сказать, чтобы определить скин нужно делать индикаторку, в приложенных файлах я её не увидел.
А проницаемость на сеномане снижается с разработкой легко.
А то что кто то ведрами сливает из сепаратора конденсат и воду, так на то это и сепаратор чтобы отделять жидкость от газа. Коенчно конденсат полностью не теряет свою подвижность, конечно он выносится, но частично остается в ПЗС и от его наличия там может меняться скин опять таки если он выпадает в ПЗС, но он может образовываться и в стволе скважины и в сепараторе. О влиянии выпадения конденсата, если не ошибаюсь, было написано в книге А.И.Гриценко, Р.М.Тер-Саркисова, А.Н.Шандрыгина и В.Г.Подюка: «Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин», Москва, 1997.
Ну если по простому, по КВД определяешь проницаемость, ствол и скин на режиме перед КВД, потом врубаешь Д-фактор, отпускаешь скин, всё остальное закрепляешь и делаешь. Это режимы если совсем плохие. А так можно скин на каждом режиме при закрепленной проницаемости определять.
Со временем приёдет понимание как работает пласт и скин.
В чем интерпретируешь то?
Главное не забывать, что скин должен быть адекватный, а то я видел такие значения порой, диву даёшься)))
а если PanSystem или Saphir выдает S<-5, или S>10, то что теперь делать? В Paint'е рисовать нужный?
И все сходится - проницаемость в нужном месте берется, Pi адекватное. А вот скин бесится.
А вы уверены в исходных данных? Как дебит определялся? и что было на забое скважины от режима к режиму.
http://ifolder.ru/30186891
Сапфир v4.10. Что скажете? Достоверны ли результаты? ГРП не было.
Rhino, проверь личку. Виталию привет передавай :).
Подниму старую тему. чайники в Сапфире еще не перевелись на Руси.
Вопрос такой если имеет горизонтальная газовая скважина, вскрывает два пласта. естессно раздельного учета продукции нет.:) записали КВД (общее для 2х пластов). какой логикой лучше пользоваться в сапфире? стоит ли заморачиваться с мделированием многопластовых объектов или зачастую на практике этим пренебрегают?
второй момент - для занесения коэффицинта сжимаемости породы, что является источником данной информации (керн?) или все оставляют данные по умолчанию?
Если нет раздельного учета газа, то и двухпластовая модель не поможет. Считайте как один пласт, получите средневзвешенные проницаемость и скин.
Вообще в Сапфир заносят общую сжимаемость - это сумма сжимаемости флюида и породы. Но для газовых объектов сжимаемость породы на пару порядков меньше сжимаемости флюида, поэтому можно вообще ей пренебречь. А так вообще ее меряют на кернах.
ок. спасибо.
еще вопрос про водичку. если поставить галочку Water то просит задать плотность (с этим проблем нет) и Водонасыщенность (Sw). насколько я понимаю я беру каротажку и отнимаю среднюю газонасыщенность и получаю данный коэффициент?
момент еще такой. если у меня есть 600 тыс точек, то зачем мне делать фильтрацию при загрузке? это обязательно? вроде как должно быть точнее когда больше значений)
Я с водой не считал никогда, но по смыслу да, водонасыщенность и газонасыщенность в сумме 1.
Сапфир не любит грузить сразу много точек. Загрузите в три приема и будут у вас все 600 тысяч.
Страницы