Я жутко извиняюсь, первый замер был на 200 м выше перфорации. Была возможность, повторил, но уже на уровне перфорации. Что интересно, амплитуда роста давления за первые полчаса в первом случае в 5 раз выше. Это что, разделение фаз?
Это как раз-таки и есть время ВСС, у тебя оно несколько меньше, потому что газовая скважина, у меня больше потому что нефтяная. В плане сколько-нибудь полезной информации интереса особого не представляет. Мою позицию по поводу выуживания из этого участка кривой данных о пласте многие уже знают.
В принципе на твоей кривой можно выставить линию радиального притока, хотя бы и на глазок, при таких низких проницаемостях уже погрешность будет небольшая.
Да примерно там, на моем графике там желтая горизонтальная линия. С давлением должны быть все в порядке проверь еще интерполяцией на полулогарифмическом графике.
Пока нет, но в целом все в порядке: отличный линейный режим. Скважина после фрака или трещиноватый коллетор?
Где-то попадалось в литературе (лично мне такие скважины не попадались), что иногда после фрака невозможно точно определить проницаемость. Т.е. желательно провести исследование до ГРП.
Там могла уже граница проявиться, начиная с 10 часов производная начинает подозрительно приближаться к линейному перепаду. Вообще в Сапфире например можно выставить вручную значение проницаемости, например как у тебя 0.3 мД, и он на билоге выставит линию радиального притока. Т.е. уже можно прикинуть будет соответствовать проницаемость ГДИ керновой или нет и где следует ожидать линию радиального притока.
Еще вариант дождаться 120 часов с момента закрытия скважины, если производная в результате пересечет линейный перепад (красная линия пересечет синию), тогда действительно есть влияние границ. Если же производная (красная линия) стабилизируется параллельно оси времени, то вот он и будет радиальный приток.
ГРП нет, только если трещина естественного происхождения. Коллектор карбонатный, скважина нефтяная (летучая нефть).
Вообще, информация о наличии трещины в данной скважине интересна, поскольку дебит выше , чем в блоке. Но возможно и влияние газовой шапки. Придётся наверно продлить КВД до выхода на радиальный.
не, не похоже на газовую шапку, при наличии оной красная линия вниз должна загибаться (ну если я ничего не путаю конечно), как при наличии границы с постоянным давлением (constant pressure boundary).Тут или непроницаемая(?) граница или трещина.
На диагностическом графике наблюдается переменное ВСС за счет перераспределения фаз (провал на производной на 1 часе). Рост производной в конце КВД (10-100 часов) может быть из-за некорректного учета предыстории. И ещё, если было бы влияние соседней добывающей скважины, то производная пошла бы вниз.
Возможно, но маловероятно. Плохо представляю себе происхождение вертикальной трещины в карбонатном пласте по добывающей скважине, если не было ГТМ.
Мое мнение - трещины нет. Вот Вам пример аналогичного исследования в низкопроницаемом пласте (3 мД):
Здесь модель вертикальной скважины с переменным ВСС в однородном пласте, продолжительность КВД - 20 суток. У Вас продолжительность около 50 часов. Делайте выводы.
Модель увеличивающегося ствола брал по Хегемену или dual-volume (Spivey fissures)? Запость сам коэффициент влияния, скин и перепад давления на скин в процентах от депрессии перед закрытием на КВД. Заценим.
to Valer: через 10 часов у него небольшая сегрегация. Совпадение с радиалкой чисто случайное. В данном случае любая модель имеет право на жизнь, пригодность каждой в итоге будет определять гидродинамическая модель, ну и определенные методы самопроверки.
В данном конкретном случае можно смоделировать и вертикальную трещину, которая подсекает нижележащий водоносный горизонт.
Да, скважина беводная, 0,2-0,3%. Раздел фаз наверно не притянуть.
Одна фаза нефть, другая - газ. Не Вы ли про отжим газом писали? На начальном участке КВД явление gas humping'а, но не особо выраженное. Так что на 1 часе ловить нечего, кроме переменного ВСС.
И это за 10 часов при 3мД скважина выскочила на радиалку??? И совсем нет трещины???
Поведение линий давления и её производной просто кричат о наличиии трещины (и в этом случае и предыдущем).
Это Ваши домыслы про радиальный на 10 часах, смотрите внимательней на график.
Банальная истина, но "быть" и "казаться" не одно и то же. Я уже раньше приводил пример якобы сферического потока на этом форуме. Это, кстати, большая проблема при интерпретации ГДИС, когда выбор модели производиться только на основании характерных признаков каких-либо течений. Тот факт, что уклоны кривых и производных, характерные для тех или иных течений, могут быть вызваны другими обстоятельствами, зачастую игнорируется напрочь.
Я не отрицаю возможность наличия трещины по первому случаю, но считаю это маловероятным исходя из собственного опыта.
Модель увеличивающегося ствола брал по Хегемену или dual-volume (Spivey fissures)? Запость сам коэффициент влияния, скин и перепад давления на скин в процентах от депрессии перед закрытием на КВД. Заценим.
to Valer: через 10 часов у него небольшая сегрегация. Совпадение с радиалкой чисто случайное. В данном случае любая модель имеет право на жизнь, пригодность каждой в итоге будет определять гидродинамическая модель, ну и определенные методы самопроверки.
В данном конкретном случае можно смоделировать и вертикальную трещину, которая подсекает нижележащий водоносный горизонт.
Fair, С=3.3 м3/МПа, Ci/Cf= 0.4. Скин (-2.2), 48% от депрессии.
Вообще, моя скважина работает в периодике, режим работы 30 минут без штуцера. Возможно отклик в районе 1 часа и отражает это?
Как учитывали историю в периодике, как постоянную или переменную? Сколько скважина стоит в накоплении в одном цикле при 30 минутах работы? У меня большие подозрения, что рост производной связан с некорректным учетом предыстории.
Нет, здесь вариант с отжимом нефти не проходит, уровни высокие.
Отжим нефти всё равно происходит, но уровень не падает ниже отметки манометра. Само это явление приводит к переменному ВСС: 1-й период - отжим газом, 2-й - обычный послеприток.
Время накопления 47,5 часов. Поскольку время работы по скважине не меняется, вся история принята в постоянном режиме
В таких случаях стоит задавать переменную историю, в накоплении (47.5 часов) дебит принять нулю, а при отработке (30 мин) использовать мгновенный дебит (отношение добытого объема жидкости за 30 мин к длительности отработки). По предыдущим периодам работы повторить то же самое.
Считаю в простеньком шаблоне, вся история это только время работы.
Трещиноватость возможна, имеется ряд разломов, кроме того работа скважин характерна для модели с перетоком из матрицы в трещины.
Диагностический график с учетом переменной предыстории будет другим. Исследования работающих в периодике скважин, как правило, низкоинформативны. Между моделью одиночной вертикальной трещины (трещины ГРП) и моделью трещиноватого пласта (пласт с двойной пористостью) большая разница, диагностические графики по этим моделям совершенно не схожи между собой.
По этому исследованию абсолютно точно нельзя определить параметры двойной пористости, для этой цели нужна другая технология исследования.
Двойная пористость проявляется в виде "ямки" в начале лог-лога? Здесь полюбому будет закрыто послепритоком. Рядовое месторождение, да ещё с отягощением.
Извините, а можно пример с предысторией? Практически весь фонтанный фонд режимный. Иногда даже небольшая зацепочка может дать ключ к пониманию.
В принципе, по данной скважине хотелось понять. почему она работает, а 3 рядом пробуренных стоят.
Давления по соседкам конечно маловаты, 130 ат на 2000 м (в демонстрируемой 160 ат на той-же глубине). Но объект-то один, залежь массивная, за годы простреляли всё, что рекомендовано. И ЭЦН внедрялся. Но соседки стоят, даже устьевое только 5-10 ат, а эта фонтаном поливает. Но НКТ переспущены, потокометрия не катит. Вот и хочется увидеть что-то по ГДИ.
Мне знаком случай, когда после КВД скважину не могли запустить в работу (в итоге все же получилось). Так там проблема состояла в том, что при работе скважины из нефти при подъеме выделялся газ, который создавал дополнительную подъемную силу, как при газлифте. В остановленной скважине, понятно, такого не было, и запустить её при подсаженном пластовом давлении было непросто.
Это наш случай. В большинстве фонтан за счёт эффекта шампанского. Но сам перепад давления между скважинами тревожит воображение. Уточню, история разработки более 30 лет.
А проницаемости какие? Суперколлекторов не наблюдается? Теоретически-то вполне такое может быть.
трещины?
На Сеномане делали комплекс КВД+ИД 4 режима за 8 часов :)
Все зависит от коллектора, какая гидропроводность для него характерна
Какой там супер, карбонаты, 0,3 мД. А что, трещина ведь скорее удлинит выход на радиальный?
Я жутко извиняюсь, первый замер был на 200 м выше перфорации. Была возможность, повторил, но уже на уровне перфорации. Что интересно, амплитуда роста давления за первые полчаса в первом случае в 5 раз выше. Это что, разделение фаз?
А по графику что-то можно увидеть, кроме ВСС?
Есть вертикальная трещина, на радиалку КВД еще не вышла, в итоге будет график похожий на мой.
А где на графике можно увидеть влияние трещины?
??? А линейный режим тебе ничего не подсказывает?
Там где на твоем графике начинается параллельность синей и красной кривых и на моем, где параллельность зеленой и красной кривых.
Нет, простому геологу в цехе кто что объяснит, кроме конечно уважаемых форумчан;)
Что-то дали почитать, пока туман :(
Ещё, а время до начала линейного режима о чём-то говорит?
Это как раз-таки и есть время ВСС, у тебя оно несколько меньше, потому что газовая скважина, у меня больше потому что нефтяная. В плане сколько-нибудь полезной информации интереса особого не представляет. Мою позицию по поводу выуживания из этого участка кривой данных о пласте многие уже знают.
В принципе на твоей кривой можно выставить линию радиального притока, хотя бы и на глазок, при таких низких проницаемостях уже погрешность будет небольшая.
самый конец, после параллельного участка? Я попробовал прикинуть пластовое, методом произведения, что-то далеко от ожидаемого.
Да примерно там, на моем графике там желтая горизонтальная линия. С давлением должны быть все в порядке проверь еще интерполяцией на полулогарифмическом графике.
Та-же скважина. Уже 48 часов. Радиального нет?
Вот.
Пока нет, но в целом все в порядке: отличный линейный режим. Скважина после фрака или трещиноватый коллетор?
Где-то попадалось в литературе (лично мне такие скважины не попадались), что иногда после фрака невозможно точно определить проницаемость. Т.е. желательно провести исследование до ГРП.
Там могла уже граница проявиться, начиная с 10 часов производная начинает подозрительно приближаться к линейному перепаду. Вообще в Сапфире например можно выставить вручную значение проницаемости, например как у тебя 0.3 мД, и он на билоге выставит линию радиального притока. Т.е. уже можно прикинуть будет соответствовать проницаемость ГДИ керновой или нет и где следует ожидать линию радиального притока.
Еще вариант дождаться 120 часов с момента закрытия скважины, если производная в результате пересечет линейный перепад (красная линия пересечет синию), тогда действительно есть влияние границ. Если же производная (красная линия) стабилизируется параллельно оси времени, то вот он и будет радиальный приток.
а почему именно 120 часов?
А ты на графике мысленно продолжи кривые, они пересекутся где-то в районе 100 часов, даже чуть больше.
ГРП нет, только если трещина естественного происхождения. Коллектор карбонатный, скважина нефтяная (летучая нефть).
Вообще, информация о наличии трещины в данной скважине интересна, поскольку дебит выше , чем в блоке. Но возможно и влияние газовой шапки. Придётся наверно продлить КВД до выхода на радиальный.
ок, понял
не, не похоже на газовую шапку, при наличии оной красная линия вниз должна загибаться (ну если я ничего не путаю конечно), как при наличии границы с постоянным давлением (constant pressure boundary).Тут или непроницаемая(?) граница или трещина.
тоесть возможно уже "видно" контур питания соседней добывающей скважины?
На диагностическом графике наблюдается переменное ВСС за счет перераспределения фаз (провал на производной на 1 часе). Рост производной в конце КВД (10-100 часов) может быть из-за некорректного учета предыстории. И ещё, если было бы влияние соседней добывающей скважины, то производная пошла бы вниз.
Так понимаю, трещины Вы здесь не видите?
Возможно, но маловероятно. Плохо представляю себе происхождение вертикальной трещины в карбонатном пласте по добывающей скважине, если не было ГТМ.
Мое мнение - трещины нет. Вот Вам пример аналогичного исследования в низкопроницаемом пласте (3 мД):
Здесь модель вертикальной скважины с переменным ВСС в однородном пласте, продолжительность КВД - 20 суток. У Вас продолжительность около 50 часов. Делайте выводы.
а ПО КАКОМУ УЧАСТКУ БРАЛСЯ РАДИАЛЬНЫЙ РЕЖИМ?
Вообще, моя скважина работает в периодике, режим работы 30 минут без штуцера. Возможно отклик в районе 1 часа и отражает это?
Да, скважина безводная, 0,2-0,3%. Раздел фаз наверно не притянуть.
И это за 10 часов при 3мД скважина выскочила на радиалку??? И совсем нет трещины???
Поведение линий давления и её производной просто кричат о наличиии трещины (и в этом случае и предыдущем).
То есть провал в районе 10 час у Странника это радиальный режим?
Модель увеличивающегося ствола брал по Хегемену или dual-volume (Spivey fissures)? Запость сам коэффициент влияния, скин и перепад давления на скин в процентах от депрессии перед закрытием на КВД. Заценим.
to Valer: через 10 часов у него небольшая сегрегация. Совпадение с радиалкой чисто случайное. В данном случае любая модель имеет право на жизнь, пригодность каждой в итоге будет определять гидродинамическая модель, ну и определенные методы самопроверки.
В данном конкретном случае можно смоделировать и вертикальную трещину, которая подсекает нижележащий водоносный горизонт.
Радиальный ещё не появился, для этого нужно около 50 суток на КВД.
Одна фаза нефть, другая - газ. Не Вы ли про отжим газом писали? На начальном участке КВД явление gas humping'а, но не особо выраженное. Так что на 1 часе ловить нечего, кроме переменного ВСС.
Это Ваши домыслы про радиальный на 10 часах, смотрите внимательней на график.
Банальная истина, но "быть" и "казаться" не одно и то же. Я уже раньше приводил пример якобы сферического потока на этом форуме. Это, кстати, большая проблема при интерпретации ГДИС, когда выбор модели производиться только на основании характерных признаков каких-либо течений. Тот факт, что уклоны кривых и производных, характерные для тех или иных течений, могут быть вызваны другими обстоятельствами, зачастую игнорируется напрочь.
Я не отрицаю возможность наличия трещины по первому случаю, но считаю это маловероятным исходя из собственного опыта.
Fair, С=3.3 м3/МПа, Ci/Cf= 0.4. Скин (-2.2), 48% от депрессии.
Как учитывали историю в периодике, как постоянную или переменную? Сколько скважина стоит в накоплении в одном цикле при 30 минутах работы? У меня большие подозрения, что рост производной связан с некорректным учетом предыстории.
Нет, здесь вариант с отжимом нефти не проходит, уровни высокие.
Время накопления 47,5 часов. Поскольку время работы по скважине не меняется, вся история принята в постоянном режиме
Отжим нефти всё равно происходит, но уровень не падает ниже отметки манометра. Само это явление приводит к переменному ВСС: 1-й период - отжим газом, 2-й - обычный послеприток.
В таких случаях стоит задавать переменную историю, в накоплении (47.5 часов) дебит принять нулю, а при отработке (30 мин) использовать мгновенный дебит (отношение добытого объема жидкости за 30 мин к длительности отработки). По предыдущим периодам работы повторить то же самое.
Считаю в простеньком шаблоне, вся история это только время работы.
Трещиноватость возможна, имеется ряд разломов, кроме того работа скважин характерна для модели с перетоком из матрицы в трещины.
Диагностический график с учетом переменной предыстории будет другим. Исследования работающих в периодике скважин, как правило, низкоинформативны. Между моделью одиночной вертикальной трещины (трещины ГРП) и моделью трещиноватого пласта (пласт с двойной пористостью) большая разница, диагностические графики по этим моделям совершенно не схожи между собой.
По этому исследованию абсолютно точно нельзя определить параметры двойной пористости, для этой цели нужна другая технология исследования.
Двойная пористость проявляется в виде "ямки" в начале лог-лога? Здесь полюбому будет закрыто послепритоком. Рядовое месторождение, да ещё с отягощением.
Извините, а можно пример с предысторией? Практически весь фонтанный фонд режимный. Иногда даже небольшая зацепочка может дать ключ к пониманию.
В принципе, по данной скважине хотелось понять. почему она работает, а 3 рядом пробуренных стоят.
Стоят, потому что давления недостаточно для фонтанирования или же вскрытый по ним пласт непродуктивный?
Давления по соседкам конечно маловаты, 130 ат на 2000 м (в демонстрируемой 160 ат на той-же глубине). Но объект-то один, залежь массивная, за годы простреляли всё, что рекомендовано. И ЭЦН внедрялся. Но соседки стоят, даже устьевое только 5-10 ат, а эта фонтаном поливает. Но НКТ переспущены, потокометрия не катит. Вот и хочется увидеть что-то по ГДИ.
Мне знаком случай, когда после КВД скважину не могли запустить в работу (в итоге все же получилось). Так там проблема состояла в том, что при работе скважины из нефти при подъеме выделялся газ, который создавал дополнительную подъемную силу, как при газлифте. В остановленной скважине, понятно, такого не было, и запустить её при подсаженном пластовом давлении было непросто.
Это наш случай. В большинстве фонтан за счёт эффекта шампанского. Но сам перепад давления между скважинами тревожит воображение. Уточню, история разработки более 30 лет.
Можете этот шаблон выложить? интересно взглянуть
Вы меня толкаете на нарушение авторского права! Получал при условии нераспространения:)
Шаблон на работе.
Страницы