Вообще-то этим занимается отдел разработки, но для общего представления. Исходные данные для расчёта предосталяет Заказчик. 1.Вот порылся в базе, нашёл пористость. Какая она, открытая, эффективная, а может вообще, общая? Основной объём исследований делается для подсчёта запасов и КИН. При бурении эксплуатации керн это редкость. Все данные по пористости это корреляция. Что будет делать интерпретатор, в отчётах так и напишет, пористость.
2.Эффективная мощность, а если нет потокометрии, значит возьмут весь интервал перфорации. Жизненно?
3.Сжимаемость нефти, скелета породы, с этим проще, а вот сжимаемость газа в исходных соответственно и в отчётах отсутствует. Почему?
4.Обводнённость конечно дам устьевую. Кто-то будет пересчитывать на истинную?
5.Газонасыщенность. Тут вообще тёмный лес, при подсчёте принята нолевая. А уже заметили, что при увеличении на 0,1 скин растёт вдвое.
Вопрос, что критично, а что интерпретация сгладит.
Слова все знакомые, а все равно ничего не понятно.
Можете выражаться яснее?
В любом отчёте приведены исходные данные. В том числе объёмный коэффициент для перевода в пластовые условия, вязкость нефти в пластовых условиях. И ни слова о том, что пластовые то условия уже отдичаются от первоначальных, для которых определялись данные параметры. Или Вы пересчитываете на текушее пластовое давление, ищете самые свежие данные?
Сейчас про что речь идет, про интерпретацию ГДИ? Тогда пожалуйста, по-моему в любой программе-интерпретаторе можно задать PVT не константами.
Но об этом должна быть информация в отчёте?
Это вопрос к конкретному подрядчику :)
Белл, Беггс, Стэндинг и прочие исследовали корреляции для своих месторождений каждый (Канада, юг США, ОАЭ и т.д.) у вас есть своя уникальная корреляция, это супер. Даж не знаю что лучше использовать...
Отправьте подрядчику без этого, меньше вопросов будет, не устроит - вставьте
Это графики из подсчёта запасов, отчёт свеженький. Я нахожусь со стороны ленивых Заказчиков. Но как в первом посте сказал, подготовкой данных занимается отдел разработки, до меня доходят только отчёты. Тема для понимания стапени искажения первичной информации.
Если вы собираетесь отвечать за результаты расчета своей модели или результаты интерпретации ГДИ, вы должны проверить как можно больше исходной информации. Спросить у петрофизика, откуда он взял такие толщины и ФЕС. И пусть он вам объяснит, и докажет, что они именно такие. Самостоятельно посмотреть исследования проб, и условия отбора этих проб, и выбрать подходящую модель флюида. Провести контроль качества загруженных данных по работе скважин (или загрузить их самостоятельно). Проверить все, в чем могут быть хоть малейшие сомнения, и тогда вы сможете отвечать за выдаваемый результат. Иначе получится групповая безответственность.
Спасибо всем за консультацию.
Это обводненность по стволу скважины, нужна по большей части для пересчета давления с глубины замера на забой.
"Эта песня хороша, начинай сначала".
Если вы собираетесь отвечать за результаты расчета своей модели или результаты интерпретации ГДИ
Нет, я отвечаю за проведение самого исследования. Хотелось бы ещё о выборе объекта исследования. Имеется достаточно большой простаивающий фонд, причём разово скважины могут выдать какой-то объём, на стабильный режим конечно не выйдут, но импульс будет. Интересуют ФЭС, пластовое и так меряем.
вам помогут экспресс-методы: метод подкачки газа и мгновенного подлива.
Методом подкачки газа - как переливающие, так и непереливающие. Буфер и затруб закрыты, компрессором закачивается газ и оттесняется уровень на пару десятков метров вниз. Цель - получение графиков изменения забойного и объема жидкости в стволе во времени.
Мгновенный подлив. Только непереливающие. Резкое повышение уровня, затем ведутся наблюдения за его снижением до первоначального.
Эти методы кто-то использует на практике? По личному опыту, приёмистость скважины без отработки в линию зачастую очень мала, практически нулевая, при попытке глушения давление зашкаливает. Стоит чуть разрядить скважину и совсем другая картина.
Ну а дальнейшая обработка при удачном проведении, что получим?
на практике не знаю кто использует. Васильевский и Петров пишут, что k, S - все как обычно
маловероятно, что kh и s сможете определить. Когда построите билогарифмический график, то увидите, что на радиальный режим, вероятнее всего, вы не вышли.
РД 153... для малодебитных и периодически работающих скважин рекомендует использовать Маскета и его производные (если не ошибаюсь, там описано 4 метода), но определить возможно только Кпр и Рпл. Если есть Сапфир, можете там попробовать, в последней версии была у них возможность обработки по подъему уровня.
Оценка ФЕС и Кпрод по ГДИС с мгновенным отборами весьма приблизительная, погрешность может превышать 100%.
может, а у вас другие варианты обработки есть? Для себя я сначала строил билогарифм, если есть радиальный участок, можно пытаться вычленить ФЕС, если нет - только Рпл и Кпр и то с большой погрешностью. Статья по теме интерпретации малодебитных скважин совсем недавно попадалась, если интересно, могу поискать
Ну зачем же так про Кпрод? Методом мгновенной депрессии определяется довольно точно, по статистике из 30 скважин +- 10%
Есть нюансы при проведении и расчетах, но в целом результат нормальный
да, если не трудно.
Есть нюансы при проведении и расчетах
Можете поделиться?
На том месторождении где мы работали, информативным являлся участок в первые три часа, средний прирост гидростатики по манометру, деленный на среднюю плотность по стволу давал вполне логичный приток, а разность давлений от первой точки притока до последней была той самой депрессией.
Исследование проводили методом компрессирования со стравливанием газа в линию, предварительно в скважину спускался манометр ниже ИП, чтобы при притоке не подбрасывало.
Если правильно понимаю, это были непереливающие скважины? А при компрессировании получали на устье жидкость или именно сначала чисто задавка в пласт, а затем стравливание давления с затрубного?
http://oillib.org/viewtopic.php?f=46&t=357&sid=6906c3ee30e7add80430d4cfdc08edb8
на второй странице статья по малодебитным скважинам
на второй странице
Зарегестрировался, но всёравно, картина Малевича, чёрный квадрат.
Пробую, но...
Статистика статистике рознь. По моим прикидкам расхождения результатов в среднем 50%, с выбивающими значениями за 100%.
Ошибки связаны как с технологией работ (немгновенная депрессия, наличие предыстории), так и с исходными данными при интерпретации. Коэффициент ВСС (который, по сути, заменяет дебит в методе мгновенной депрессии), рассчитывается с порядочной погрешностью, которая потом напрямую включается в погрешности Кпрод и проницаемости. Для оценочного определения параметров этот метод годится, но не более.
Истории добычи по скважинам почти нет, стоят освоенные с бурения, и много. Основная причина нефонтанный приток. Для предложений ГТМ хоть-что-то надо, поэтому надо подумать. Все скважины с избыточным на устье, если после спуска манометра резко сбрасываем давление, величину притока как вышесказано, по приросту давления. Вот только, чем проверить объективность.
Мы объективность проверяли дебитом после спуска УЭЦН
При компрессировании трубки открыты на кольцо, чтобы в пласт ничего не давить
подскажите пожалуйста, где это написано. сегодня это сказал, попросили источник
В проектном документе должно быть написано. Не прямо эта фраза конечно. Там обосновывается, как надо разрабатывать пласт. Разумные проектанты обычно не предлагают чисто нефтяной пласт просаживать ниже давления насыщения.
А даже если предложат, в госорганах такой проект не пройдет. Т.к. это по сути занижение КИН ради сиюминутной выгоды.
обычно это подводят под нарушение закона о недрах:
Лица, виновные ....., а также в:
Очень категорично. Есть масса примеров, когда проектом предусмотрен именно естественный режим. Экономику никто не отменял. Все вышеприведённые мною данные относятся именно к такому месторождению, достаточно крупное, но естественный режим, никакого ППД.
и у меня... странно, почему так. Нефть менее вязкая, чем вода, коэффициенты M и Ms <1, вытеснение поршневое и устойчивое должно быть, почему не заводняют непонятно...
Естественный режим не означает снижение забойного ниже насыщения. Такие режимы закладывают для залежей с активной законтурной водой. В этом случае природный фактор играет роль ППД. В вашем же случае найдите в проекте обоснование выбора варианта разработки.
А так да, закон о недрах недопускает снижение забойного ниже рационально обоснованного. Часто используется 75% от Pнас (мы так в моделях закладывали на прогнозы), но это тоже надо обосновать, в каком случае снижение продуктивности будет компенсироватся увеличением дебита нефти.
Страницы