Май 12
Ребята, помогите пожалуйста.Коллектор поровый, залежь тектонически экранированная.По модели идельно ложится круговая непроницаемая. Практически я не могу ее себе представить, разве что какие -то каверны или зоны метаморфических изменений...В каких случаях можно выбирать тип границ- непроницаемый круг?
| Вложение | Размер |
|---|---|
 границы.JPG | 19.96 КБ |
Опубликовано
23 мая 2012
Активность
33
ответа
5820
просмотров
10
участников
0
Рейтинг
Круговая непроницаемая хорошо работает для таких КВД, когда время отработки меньше чем время восстановления. Радиус в этом случае показывает насколько глубоко мы отработали пласт и собственно к границам отношения не имеет.
В Вашем случае больше похоже на технологию, чем на пласт. Хорошо бы исходную кривую и параметры Вашей модели.
вот
есть правило типа rule of thumb - все, что меньше чем полтора логарифмических цикла, в расчет не берется. у вас похоже это можно не принимать во внимание.
я правильно поняла: раз падение производной (хвост) по времени меньше 1,5 log цикла, можно это явление не брать во внимание?
да, это скорее всего технологические причины - негерметичность пакера или еще что-нить.
Надо выяснить, спасибо за инфу
Если параллельно писали устьевой, то на нем можно посмотреть наличие пинка по скважине, пропуска задвижки и прочие неприятности =)
устьвые левой ногой по вдохновению с образцовых манометров записаны
у меня участок радиального течения не 1.5, а 0.3 цикла. это значит, что данные некорректны? стоит 10 суток, еще 10 надо?
интерес собственно представляет участок после 1.5 лог цикла, считать от конца wbs
я привеле рисунок с цифрами. "считать от конца wbs" - аморфно.
а по существу - это что, получается, все режимы должны быть по 1.5 цикла, значит суммарно 4.5 - 9 циклов должно быть (в идеале)?
IRKin, вот зря Вы не привели картинку целиком, с масштабом. Не видно во-первых сколько скважина отработала, а во-вторых где 100 часов от начала КВД (где производная падает). Есть подозрение, что около 100 часов она как раз и отработала и это значит что из анализа КВД можно смело вырезать все, что дальше 100 часов после остановки.
А скажите, с проницаемостью у Вас все хорошо? KH 0.5 мД*м - это очень печальная печаль. Вязкость и дебиты правильно заданы?
1.5 лог цикла от конца ВСС это начало радиального режима
А влияние пласта 0,5 лог-цикла.
Да, имхо в данном случае падение производной это не влияние пласта
1.5 лог цикла это rule of thumb, то есть если не знаешь что делать руководствуйся этим. а так конечно +-1цикл
вязкость и дебиты от заказчика
что то не получается в масштабе... шкала давлений, видимая часть: максимальная отметка 180, минимальная 100, шаг -20 атм
время на режимах перед КВД-1-110 часов, КВД-1=100 часов, КПД=115 часов, КВД-2=111 часов .Работала фонтаном, как уже говорила
KH 0.5 мД*м - это очень печальная печаль. Вязкость и дебиты правильно заданы?
Режим растворенного газа, но Заказчика интересуют ФЕС пласта по нефти, предоставленная информация и дебиты исключительно по нефти
Вторую КВД можно обрабатывать только часов 50-70 после остановки, в соответствии со временем КСД перед ней. Дальше на производной мы видим как раз эффект мнимых границ, о котором я говорил выше. Выбрасывайте с легкой душой ваш "хвост" на лог-логе. И посоветуйте заказчику не писать КВД дольше времени отработки.
Спасибо. Ребята, ВСЕМ- ВСЕМ -ВСЕМ спасибо, кто откликнулся!Хорошо, что есть такое место
Отчитывать 1.5 логарифмических цикла надо от конца WBS-Dominated режима, т.е. оттуда где линия единичного наклона расходится с точками замера. И это rule of thumb не более чем графическая интерпретация формулы Рамея.
)) лень было пояснять, что это так называемый "руль оф тумб"
а если это сынтерпретировать как влияние добывающей скважины (если вверх - нагнетательной). И через радиус исследования определить границу этого влияния. - это будет катастрофической ошибкой?
Да.
Вы наверное видели лог-логи с КИИ, когда восстановление обычно намного дольше отработки. На них на всех видны эти "границы". Если по Вашей методике определить расстояние, получится несколько метров/десятков метров. Если это выдать в заключении как границу, заказчика можно удивить.
Производная на конечном участке падает очень быстро. Скорее всего, Вы захватили небольшой участок падения давления.
такой случай: для задирания производной под 45 градусов недостаточно границы в одном экземпляре, хорошо ложится на параллельные, П-образную, а еще лучше на закрытую систему.
уклон 45 градусов, по-хорошему очень похоже либо на параллельные непроницаемые, а еще лучше П-образная или закрытая система.
1 - это реальная непроницаемая граница (но ее мало для достаточного задирания вверх производной)
2 - внешний контур нефтеносности с нагнетальной скважиной в краевой области
3 -то же самое, что 2
4 - линия выклинивания
можно ли считать внешний контур нефтеносности за границу?
(скважина №9)
Добывающие вокруг работают?
Тога вполне могут давать границу. По факту там никакой границы нет, просто принцип суперпозиции в действии.
спасибо, что хоть кто-то читает верку). вы наверное подумали, что я все про старый случай (комментарий 26). это уже другая скважина.
добывающие вокруг работают все.
но ведь добывающая КВД на добывающую если и влияет суперпозиция, то конец производной вниз...
границы, я так понял, по ГДИС стараются не определять, так? и в 90% полученное расстояние L неверно, так?
Назовите другой способ определить границы и я скажу что границы по ГДИС можно не определять.
Границы определяются достаточно точно, в пределах погрешности метода расчета.
Что касается загибания концов от гидродинамических границ, то они гнутся в разные стороны в зависимости от того стоит скважина или работает.
я конечно не специалист, рано еще мне способы вам называть). ну сейсмика, геология, например. Есть мнение, что лучше сейсмикам побольше заплатить в самом начале, чем гидродинамикам потом, где будут влиять соседние скважины. Особенно что касается таких количественных и важных величин, как расстояние. Вы же сами сказали, что можно списать на добывающие, и не граница вовсе возможно задирала.
Разрешающей способности сейсмики не всегда достаточно. Кроме того, проводите исследования сразу после бурения, когда соседки не работают. ОПределенные в этот момент границы и будут геологическими.
Динамическая граница, от соседней скважины, описывает зону дренирования в конкретный момент разработки. Как использовать эту информацию - дело разработчика.