Доброго времени сутоК!
Уважаемые гидродинамики нуждаюсь в вашем совете.
В кратце опишу ситуацию: скважина (проперфорирована) работала в течении суток на "Восмерке" (8мм штуцер), средний дебит 220 м3/сут. После чего была закрыта на КВД.
По результатам интерпретации ФЕС хорошо бьются с результатами определения проницаемости по керну и ГИС, но вот значение скин-фактора получается отрицательным (минус 3). Вышестоящее руководоство отказывается в это верить и не хочет принимать результаты работ. Единственный выход из ситации был - сделать положительный скин.
Повысить значение скин-фактора без изменения ФЕС возможно только изменением сжимаемости пластовой системы:
Сжимаемость пластовой системы 1.2*10Е-5 атм = скин (минус 3)
Сжимаемость пластовой системы 1.2*10Е-1 атм = скин пложительный (0,4)
С обоими значениями скин-модель и факт хорошо сходятся...Кто сталкивался с такими проблемами?
| Вложение | Размер |
|---|---|
 Безымянный.jpg | 61.31 КБ |
Типовые значения сжимаемости ct для жидкости 1Е-4 - 2.5Е-4 атм^-1. Сжимаемость 1.2*10Е-1 атм - это уже газ.
Проверь лучше размерности в исходных данных и радиус скважины.
Если скважина наклонная, то может быть отрицательная составляющая скин-фактора из-за геометрии.
когда аномально вязкие нефти скин бывает отрицательным, но считается, что это не истинный скин
Скважина абсолютно вертикальная, ибо разведка. Есть глубинные пробы нефти соседних скважин этого пласта, вязкость 1.5 сПз.
Просто перед отработкой скважины на режиме, ее долго и упорно свабировали - может ли это вызвать снижение скин фактора за счет очищения пзп?
конечно может
Меня терзают смутные сомнения, что свабирование может сделать проницаемость ПЗП больше средней пластовой. Опустить скин до 0 теоретически возможно, но не ниже. Типовые сжимаемости для нефти, AFAIK, имеют порядок 10-4 1/МПа, а у вас атмосфер, может быть здесь собака порылась?
Что-то мало как-то по-моему для нормального КВД.
-4 1/МПа = -5 1/атм
Значения сжимаемости 1.2*10Е-5 типичны. 1*e-4 1/атм может быть для карбонатов, но 1e-1 совсем не то.
газосодержание по глубинным пробам какое? пЛОТНОСТЬ СЕПАРИРОВАННОЙ НЕФТИ ПОСЛЕ СТАНДАРТНОЙ СЕПАРАЦИИ?
P.S. капс лок заклинило)))
У тебя амиго по-моему трещиновато-поровый пласт. Поскольку на участке радиального притока есть небольшая яма характерная для нестационарного перетока между трещинами и матрицей. Скин у тебя может быть отрицательный, но тут он явно не -3. Тут еще на значение скина оказал влияние переменный коэффициент влияния ствола скважины (уменьшение). При автоматчинге если нереалистично задираются параметры переменного влияния ствола скважины может вылезти большой отрицательный скин. Особенно если автоматчинг ты делал по всей группе переменных - скин и параметры переменного влияния ствола скважины. Кидай файл на kochichiro собака mail.ru посмотрим.
Скорее всего, у тебя просто не полностью задана предыстория, добавь дебиты при свабировании. Тогда конечный участок производной на диагноческом графике станет ниже, и, соответственно, скин повысится. Я встречал случаи, когда подрядчики выдавали скин под -6 из-за некорректно малой предыстории.
При такой небольшой ямке параметр омега должен быть больше 0.2, а это уже нереальная величина. Не думаю, что причина в этом.
Для нестационарного перетока уже небольшая ямка имеет значение, естественно если дело в этом.
С исследований газовых скважин и спрос другой.
Для нефтяной скважины с моделью двойной пористостью, где блоки матрицы в виде куба, прогиб должен быть больше.Применение сферы вместо куба в модели двойной пористости уменьшает ямку, только вот как объяснить эту модель заказчику?