Авг 12
Залежь нефтяная, массивная, коллектор карбонатный, поровый. По всем подсчётам-пересчётам, газ только раствоённый. Фактически имеется ряд скважин работающих чистым газом или переходящих на работу газоконденсатом. Давление насыщения равно первоначальному пластовому, закачки нет.
Собственно вопрос, а можно по ГНК (газонефтяному контакту) в длительно простаивающей скважине определить наличие газовой шапки?
Опубликовано
27 Авг 2012
Активность
27
ответов
5281
просмотр
8
участников
0
Рейтинг
Что-то вопрос странно сформулирован - если ГНК есть (определен в скважине по каротажу), то и шапка есть :)
Если в начальный момент Рпл=Рнас (в кровле видимо - раз первичной шапки не было), то со временем отборов без закачки образовалась вторичная шапка. Все логично.
Месторождение разбурено уже давно, и никаким каротажным материалом газовая шапка не идентифицирована. Но запасы нефти приличные, газонасыщенность начальная более 300 м3, а пластовое текущее 0,7 от давления насыщения. Риф, лагуна, структура облекания, разломы. И вот ещё ГШ, пусть вторичная. Для понимания процессов влияющих на распределение давления по площади хотелось-бы отрисовать контур ГНК. В сводовых скважинах отмечено задавливание жидкости в пласт до интервала перфорации. Вот мысль и появилась, а если отбить уровень жидкости в интервале перфорации и привязать его к коллектору?
Слабо понял тему. Но так лучше не делать :)
Шайтан! =)
Может чего не догоняю. Но видиться так. Имеем гидродинамически единый пласт. Верх газовая шапка, низ нефтяной. Давление в этих частях отличается только на величину гидростатического давления нефти. на границе раздела, ГНК эта разница равна нулю. Система уравновешена. Вскрываем скважиной, что изменилось? Газ заполнил ствол и образовалась свободная поверхность ГНК. Почему она будет отличаться от той, что в пласте? Проблема скорее с точностью отбивки.
Всё :)
PVT, разделение фаз, градиент давления другой - первое что пришло в мозг. Еще капиллярные силы, которых в стволе нет, но это уже мелочь :)
Я кажется понял.
Если перфорация в нефти, то уровень в скважине и пласте будет разный. Одинаковый он будет, если давление в газовой части будет равно давлению в "газовой" части скважины. Теоретически это можно сделать, если создать давление в "газовой" части скважины равным ожидаемому давлению в газовой шапке. Практически я не знаю можно ли сделать такое.
Ну во первых потому, что пласт - это не скважина и не ведро. Во вторых создали вы депрессию в скважину поступило много газа и не поступило нефти. Газовая шапка часто оттесняет оторочку от интервала перфорации. И что? ГНК у вас не будет потому что его нет в скважине? А попадёт нефть в скважину с другим соотношением? А депрессия в скважине больше чем даже в ПЗП, газа выделится больше в скважине. Дальше можно рассуждать ещё. Но не хочется.
Я же написал, в статике идёт отжим нефти, депрессия не приделах.
Валер, я написал почему это не получится.
Если депрессия не "при делах" то флюид из пласта не выходит. А если вы хотите сначала создать депрессию а потом закрыть на КВД, то это не тоже самое что "не при делах". Как-то так.
Всё это теория, и в ней конечно всё будет тип-топ. В практике будет сложно, а точнее невозможно ))
Газосодержание высокое. Шапка техногенная. Берите начальную систему и считайте композиционку и будет вам и шапка и контакт по ГДМ.
Очень просто это сделать. Открытый ствол на весь продуктивный интервал либо вскрытие единым фильтром. А исходя из предположения о равенстве давления в газовой и нефтяной части пласта давление "в газовой части скважины" всегда будет равно давлению в "газовой части пласта".
если пробить полностью то да, это кажется правильным. Тогда давление на устье это давление в гш. Надо почитать про пьезометрические скважины, имеют ли они такую нагрузку
Даже если будут идеальные условия, как вы говорите. Даже если будем считать, что и в пластовом и в скважинном газе градиент давления 0. У нефти, скопившейся на забое скважины, будут PVT отличные от пластовой (более тяжелая нефть). Т.е. надо как минимум отобрать пробу с забоя и пересчитать статический уровень на плотность пластовой нефти.
Вариант с посчитать ГДМ не катит, нет в цехе таких возможностей, только натурный замер. По пересчёту уровня по плотности пластовой нефти оно как-бы так, но где она, та плотность? Все официальные источники аппелируют к результатам опробования на стадии бурения, очень редкие глубинные пробы в период эксплуатации. Но зато имею массу замеров глубинным манометром с КУВ, до сих пор треть скважин фонтанных. Но это опять, не в пласте, а в скважине.
Сегодня исследователи привезли замеры по статическому уровню в 2-х нефтяных сквжинах, в обеих уровень отжат минимум до башмака НКТ.
Пробовать конечно можно всё. ...от плохой жизни может чего и всплывёт.
А чего у вас правда открытый ствол? И сколько метров скважина вскрыла продуктивный пласт?
По залежи пробурено 9 скважин с открытым стволом, в работе 4. Максимальная длина 322 м, скважина работает без воды.
А вообще, вы как представляете выделение ГНК в карбонатах, только по результатам ННК, после расформировывания зоны проникновения?
нашёл расчётные методы, прикинул. Получается, что можно и померять, точность почти как у расчётного.
повторные НКТ пишите. желательно равномерно по площади.
Интересная залежь, летучая нефть в карбонатах, массивная. Люблю такие :) Жаль, что старая. Регион не Прикаспий?
Предуральский прогиб
Все зависит от динамической составляющей в целом по месторождению. Если проницаемости и связанность высокие и газ-нефть быстро гравитационно уравновешиваются то можно определять. Так и делают, например, в трещиноватых коллекторах, останавливают скважину и мерят статический уровень. Редко бывает что контакт идеально плоский по месторождению, но взяв несколько скважин можно получить хорошу картину.
Только-что защитили подсчёт запасов, получили проект, Вы думаете кто-то будет финансировать мои хотелки? Так, для себя. Пока заминка, Surfer надо реанимировать, а то вручную придётся карты строить.
Вот уже что-то обнадёживающее. И вообще, ГНК это условная поверхность.
Ой ли? :)
Первая точка, замер Н стат=2041 м. а.о.-1804,5 м. Перфорация а.о.-1803,5-1835,5 м. Воронка НКТ а.о.-1742,5 м.
Вчера глянул Дейка (спасибо, transmega!), про интервальный опробователь. Получается, проблема с определением ГНК только при давлении выше гидростатического. А если ниже, то точность больше зависит от метода отбивки уровня.
Кстати, работы продолжаем, параллельно уточняем скорости звука. На подходе ещё одна скважина, остановлена для Н ст.