Май 12
Доброго всем времени суток!Столкнулась с тем, что результаты интерпретации КВД и КПД на нефт скважине отличаются принципиально.Поделитесь мнениями- насколько велика сходимость результатов и насколько нормальна такая разница в значениях(значения по линии)КПД= (S+K)=-2+0.001mDКВД= (S+K)= 8+0,034.
Графики прилагаю.
| Вложение | Размер |
|---|---|
 5444444444444444444444.jpg | 17.85 КБ |
Опубликовано
21 мая 2012
Активность
21
ответ
5584
просмотра
8
участников
0
Рейтинг
Первый график (КПД) кривой какой-то.
Расскажите, пожалуйста, про исследования поподробнее - чем закрывали, как меряли, какая предыстория? Какая разница по времени между исследованиями, не менялся ли состав притока?
По существу вопроса - разница абсолютно не нормальна. Ваши варианты предполагают совершенно разные решения по ГТМ и разработке вообще. Результатом комплексной интерпретации должна быть единая модель, все изменения от исследования к исследованию нужно обосновать.
Кинь их на один лог-лог через Results->compare с нормализацией, тогда будет более понятно. Ну а так да, радиалка по КПД сомнительная
Скважина из освоения, заработала фонтаном.Работала на емкость.3 режима.2КВД+КПД.Состав притока не менялся.
Проблемное закрытие на КПД, результаты недостоверны.
1) как понять "проблемное закрытие"? не до конца закрыли что-ли?
2) и после ствола ступеньку как вы на добывающей интерпретируете? (у нас на нагнетательных КПД полагают, что это схлопывание трещины)
Как-то странно у Вас выбрано плато на КПД...
Я бы верила КВД, а не КПД, так как оч.сложно выдержать постоянный дебит во время работы скважины (а это обязательное условие для решения уравнения).
Предлагаю посчитать: найдите коэффициенты продуктивночти с этими параметрами и проверьте, что врёт.
При освоении разные скины это нормально, а вот то что не менялся состав притока - в этом я сильно сомневаюсь.
состав притока не менялся после выхода на режим фонтанирования (по документам во всяком случае)
1. Есть предположение, что это связано с технологическими особенностями освоения(железо)
2.Раньше таких ступенек не было, было ровное падение давления после пуска в работу. Поскольку точную причину ступени установить невозможно, под обработку пошли КВД.
Устьевой замер паралельный есть? Можно прикинуть среднюю плотность по стволу, сразу станет ясно про состав притока.
подошла допинфа, буду смотреть, спасибо
да, точно плотность меняется- ровно на порядок(0,6-0,5-0,4)спс!
Обращайтесь))))
интересно. я тоже хочу попробовать так. через скин и проницаемость? а по какой именно формуле считать?
Все отзывчивые, просто пипец). ОНО? -
(из руководства по PanSystem, стр 378)
А чем Кпр=Q/(Pпл-Рзаб) хуже? Для 1 скважины посчитал по 13.1.4, по Кпр=Q/(Pпл-Рзаб) и по Вогелю - примерно одно и то же. Отсюда заключаем, что Кпр=Q/(Pпл-Рзаб) проще
Вы чувствуете разницу между:
I = U/R
и
I = q * n * S?
ну да. I = U/R я могу непосредственно прибором замерить, а I = q * n * S - шайтан-майтан, как мне выгодно повернуть, такое I и будет
не нужно вообще уравнений, самое важное и правильное это просто Q (ку) - легко померить и деньги за него платят.
Хуже тем, что не позволяет учесть изменение дебита при Рзаб < Рнас.
Если вы всегда работаете выше Рнас, то можете использовать более простую формулу