Июл 12
Есть залежь без ППД, разработка с 80-х годов, текущий КИН правда мал, но и строение сложное карбонаты. С начала разработки давление ниже Р нас, хотя по балансу свободного газа нет, но фактически имеется газовая шапка. Начальная газонасыщенность 300 м3/т. Есть план по ГДИ, снимаем КВД, КВУ силами своих операторов. Обработка данных силами сервисной организации. Сняли-обработали-подшили. Хорошо! Собственно вопрос, а что можно реально увидеть по результатам КВД при закрытии на устье по такому фонду?
Опубликовано
27 Июл 2012
Активность
66
ответов
8619
просмотров
8
участников
0
Рейтинг
300 кубов/т - это уже летучая нефть. Это означает, что при снижение ниже насыщения, выделяется большое количество газа. И Даже если свободного газа не было в залежи вначале, может образоваться техногенная газовая шапка, с прорывами и всем сопутствующим хозяйством. В таких системах как только мы опустились ниже Ps можно забыть о качественных пробах, любых.
Можно конечно погонять скважину на 5-6 режимах (не менее суток на каждом с замером дебита через 1 час) и посмотреть будет ли где стабилизация. Но что это сильно даст я не понимаю. Всё - на полку пылиться.
А КВД, ну получишь текущее давление. Что ещё? Можно прописать в историю добычи при ГДМ ))
Тоесть заключения с ФЕС в топку? А границы, газовую шапку реально увидеть, или фантастика?
Текущее есть прямые замеры по контрольному фонду, стоит-ли терять тонны.
Почему в топку? Достоверность результатов по КВУ (Кпрод, скин, проницаемость) в таких условиях будет под вопросом, а по КВД проблемы, скорее всего, будут некритическими.
Как правило, при повышении содержания свободного газа в пласте повышается коэффициент ВСС (и, соответственно, необходимое время для регистрации КВД), ухудшаются показания по скин-фактору и проницаемости по жидкости за счет фазовых проницаемостей. В конечном счете достоверность по ФЕС зависит от того, есть ли участок радиального течения на диагностическом графике.
Газовую шапку увидеть реально, на КВД она будет отображаться как стабилизация давления до некой постоянной величины.
Если ствол закрывает ПЗП, то реального скина и по КВД наверно не будет? Последние годы все скважины с отрицательным скином. Должен радоваться, а что-то грустно
Не вижу кнопочки вставить файл, когда создавал тему была. Кто стащил, признавайтесь.
Основные затраты времени на КВУ это начальный участок, но по опыту скважина шумит часов 5-8. А оператор бъёт уровень через 5-10 мин. Мартышкин труд? Или что-то с этого интерпретация вытягивает? Задачу исследователя, а сам сомневаюсь в целесообразности. На других месторождениях уровень как в колодце, бей в любой момент. Пусть начальство не переубедишь, но иногда людей нет, разорвись. Пусть даже ТМС, эти скачки давления что-то говорят?
Что-то я совсем это предложение не понял. Растолкуйте, пожалуйста.
Пара примеров с КВД и диагностическими графиками тоже бы не помешали.
картинку хотите вставить? http://www.petroleumengineers.ru/user
там file browser
Извиняюсь, проблемы с входом.
<quote>Что-то я совсем это предложение не понял<quote>
Я геолог промысла, мне небезразлично, чем мой оператор по исследованию занимается, если ВСС не даёт возможности интерпретации я займу его на это время чем-то более полезным. Почему упомянул о КВУ, просто их больше, мех.фонд.
Пытаюсь вставить, может где инструкция имеется?
Замер по глубинному высокоточному датчику, скважина стояла месяца три в ОТРС. Почему такой скин?
Отбивать уровень каждые 5-10 минут имеет смысл первые 2 часа регистрации КВУ, следующие 2 часа замеры д/б через каждые полчаса, далее можно отбивать уровни через час или даже реже (хотя это не рекомендуется).
Причин может быть много, но, скорее всего, ошибка при интерпретации. Можете привести диагностический билогарифмический график?
Нет, это всё что выдали.
А может эта ошибка зависеть именно от посаженного давления? Если параметры системы взяли для начального состояния.
не там взяли радиальный режим. требуйте билогарифмический график, на нем четко будет видно.
Спасибо за совет. Сначала надо разобраться, чему верить, а что проверить. Добыче ведь что надо, коэффициент продуктивности и скин-фактор. Говорят сними индикаторную кривую. Но если ниже Р нас, точки не лягут на прямую. Обработка будет корректна?
если дебиты замерите правильно, то корректны (с поправкой Вогеля). На прямую не лягут, лягут на кривую. No problem.
только опять же КВУ.... такое Гэ. Вот если глубинный КВД, то лучше.
с КВУ получите пластовое +-15% от реального - если такая точность устроит...
опять же если дебиты будут в точности ваши, если же суют непонятно как подсчитанные дебиты - значит тупо подгоняют под тех режим
Дайте посмотреть диагностический график. Как видно из пописания модель двойной пористости (пока такого чуда в реале не встречала). Даже интересно=)) Добавлю, что сама работаю с карбонатами, но двойной пористости на диагностике не вижу.. Возможно, что перекрывается ранним периодом. А возможно, что это все происки барабашки=))
Плюс граница постоянного давления по периметру (расстояние 138 м)... Никого не смущает? ППД нет, как сказано выше. Модель выбрана некорректно.
То есть на диагностике (возможно.. так как диагностику никто не показал) видна граница постоянного давления (падение производной), но модель выбрали неправильно. Надо было ГШ брать.
Вам вешают лапшу на уши.
если дебиты замерите правильно, то корректны (с поправкой Вогеля).
[/quote]
Так ещё и установившийся режим требуется, если не ошибаюсь. Поскольку 95% фонда работает в периодике, время исследования набегает приличное.
Вот обработал в екселе данные по этой скважине. Фактические замеры через 1 час, пришлось половину отфильтровать, а то объём, считает долго.
Увы, но думаю не только нам.
Увы, да. Но=)) Я стараюсь искоренять лапшу всеми доступными способами=))
Такую КВД, по моему мнению, следует обрабатывать по модели переменного ВСС в однородном бесконечном пласте. Переменное ВСС в скважинах с легкой нефтью проявляется довольно часто, для КВД с ТМС помимо прочего может быть связано с неточным пересчетом давления на забой (по постоянному во времени перепаду давления). КВД недовосстановленная, радиального течения на диагностическом графике нет.
Касательная при интерпретации проведена по верхнему участку горба, отсюда и скин под -6. Модель можно подобрать и с нулевым скином, в таком случае участок радиального течения будет в районе 10000 часов.
Такие КВД сложно обрабатывать, поэтому каждый выкручивается как умеет.
Речь идёт о горизонтальной скважине? Так?
А по графику что-то можно?
Вот вроде что-то реальное. Помощь зала. Спасибо,Чайная чашка!
Извиняюсь, сдублировал. Вот мечта о трещине не сбылась. Но для такой интерпретации можно уже постараться с первичкой.
Извиняюсь, сдублировал. Вот мечта о трещине не сбылась. Но для такой интерпретации можно уже постараться с первичкой.
а если взять на конце выше, то скин отрицательный будет, и мечты о трещине воплотятся. Та самая погрешность 1000%, о которой я говорил. Не люблю я радиально-композитный. Можно много обмана в нем утаить. Кончик вниз длится 1\3 лог цикла, в учет не берем, помехи может какие.
четкой полки радиального течения после ствола нет, с чего вы взяли что она там? В полу-логе где находится полка, что в двойном? (линия - > регрессия)
Если это КВУ, то можете даже не отвечать, уже все ясно
Нет, это продолжение по вышеприведённому заключению. К сожалению, детализация только через час, но датчик высокоточный. По поводу недовосстановленого, стояла 3 месяца, больше нереально.
Товарищи, не будем забывать о главном правиле: ГДИС - это дышло, куда повернёшь, туда и вышло. Однозначного решения нет.
Пардонте, "кончик" длится почти 1000 часов. Какие уж там помехи.
Как уже сказано шаг - 1 час, поэтоу так и выделен радиальнй режим.
Нарисовать-то можно, чо угодно. Хоть трещину. Только адекватно ли это? Соответствует геологии и реально проведенным мероприятиям по улучшению ПЗП? Моделей 100500. Выбирай любую.
Смысл в том, что товарищи, проинтерпретировавшие эти данные (см. предыдущие посты valer-a), в именно находили наклон на семилоге, по периоду, где явно не было радиально притока... единичный там наклон, 1/2.. не суть важно... Важно, что не нулевой.Ну и кто тут кого дурит? И где тут погрешность 1000%?
Выскажу свое имхо.
Пластовое давление явно завышено, т.к. нет совмещения на конечном участке. Если рассматривать пласт, ограниченный 4-мя непроницаемыми границами, то давление д/б близким к конечному давлению на КВД, как и в случае границ с постоянным давлением.
Коэффициенты М и D под 200 и 800 трудно поддаются объяснению. 10-15 ещё куда ни шло, но свыше 200 - нонсенс.
Вот, пока пауза, ещё со скином -3.
Я напомню, тема о достоверности при Р ниже Р нас. Если это систематическая ошибка при интерпретации, то Ваш совет, что требовать с исполнителя? Если наш косяк, то где напрячся?
Не поняла, почему это давление, в случае замкнутого пласта, без ППД последнее заничени при КВД должно быть близко к начальному пластовому давлению?..
Мне показалось, что тема о достоверности ГДИС при Р ниже Р насыщения.
Я ж говорю, что смотря как обрабатывать, смотря какую модель брать. ТО, что данные могут быть недостоверны, в данном случае, скорее от того, что неправильно проинтерпретировано, а не от того, что Р ниже Рь.
Снова вам выдали семилог, а где диагностика? Диагностика для того и строится, чтобы как можно корректно выбрать плато и потом на семилоге провести касательную и найти всё остальное. Опять же отрицательный скин или положительный на диагностике видно даже на глаз.
Требуйте полную информацию. Пусть выдают диагностический график. Пусть обосновывают, почему именно здесь проведена касательная.
Если получают отрицательный скин там, где его быть не может, то пусть объясняют, почему так.
Ответ "так Сапфир (Пансистем, профессор Попов по графику Хонера) постояил/получил" - не принимается.
В том же сапфире есть такой замечальный модуль "KIWI", который, используя пододящие математические модели постоит всё, что угодно, но ведь надо понимать, что возможно в природе и в пределах данной залежи, а что нет.
Совершенно верно, именно самих ГДИС. Тоесть методика проведения самого исследования не будет меняться в зависимости от степени падения Р плас относительно Р нас?
А чем можно объяснить перелом в середине графика? Построил график производной, извиняюсь, что в екселе.
Зависимость давления от времени нормальная? Нет никаких скачков не наблюдалось? Шум какой-то... Может быть из-за того, что уровень жидкости опустился ниже манометра.
По поводу методики проведения. Вряд ли вы будете на забое закрыавать. И надо ли оно?.. ПИшите КВД и интерпретируете.
Может, более опытные товарищи предложат какие-то изыски.
Похоже что-то поступает, греется. Брак замера?
вроде все нормально, обрабатывать можно. Похоже на трещину. Трещина раскупорилась, производная вверх скакнула, потом успокоилась
Джамшуд стену ударил и трещина пошёл пошёл пошёл производный вверх и вниз и трещин закрылся, начальника
жесткий стёб:) только не пойму над кем
слишком резкий скачок и на логарифмическом графике угол резкий. что-то с замерами не в порядке.
Такова особенность обработки КВД по модели замкнутого пласта. Если производная давления пошла вниз, то забойное давление стабилизируется до средневзвешенного пластового давления (не начального Рпл).
Скачки давления соответствуют скачкам температуры. Такое поведение КВД характерно для перетоков или при негерметичности скважины на устье.
По первому графику:Скорее замкнутая система, чем трещина. Во первых это легко отслеживается по уровню проницаемости (я надеюсь примерную проницаемость по этому объекту вы знаете?). В моделе с трещиной она будет на порядок ниже.К тому же линейный режим в моделях с трещиной никогда не вылезает выше 1/2. Ниже ( к билинейному или эллиптике) всегда пожалуйста. А на этом графике он зашкаливает.По второму Log-Log-у (с горбом):В предыдущих постах много было по этому поводу.Это эффект так называемого позднего перераспределения жидкости: приток из пласта, скорее всего по диагностике нефти и газа, и следующее за этим перераспределение жидкости в стволе скважины.
А можно пояснить, каким образом перераспределение вызывает рост давления. Если предположить, что отделяется вода из нефти, обводнённость около 15%, то скорее будет снижение тренда. А здесь рост. График не еденичный, есть ещё такие-же. Негерметичность на устье, не знаю. Во первых, скважина с высоким устьевым, за арматурой следим. Пропуски легко увидеть по обмерзанию, потению задвижки. А во вторых, стравливая устьевое, сложно увеличить забойное. Кратковременно, при резком открытии и подтягивании воды, да, встречаются пички. Но в статике?
Причём такая ступень может продолжаться неделю. Нефть маловязкая, 1,5 сП. И ведь не на всех КВДшках такое.
По поводу замкнутой системы да, давление в районе скважины ниже среднего по залежи.
ключевое слово "приток из пласта". И рост не давления, а производной (скорости роста давления). Вот и думайте, почему у вас через сутки скорость роста скачкообразно повысилась, а потом вернулась. Я ж говорю, какая-то незадействованная каверна включилась, дала прирост давления (помогла росту). Обрабатывать, думаю, можно
Страницы