Коллеги, помогите, пожалуйста, с прояснением ситуации по карбонатным коллекторам. Речь идет о следующей проблеме: многие специалисты, изучающие процессы фильтрации в карбонатных коллекторах, считают, что в процессе снижения давления в пласте, происходит смыкание трещин, приводящее к падению коэффициента продуктивности.
Существует методика оценки сжимаемости трещин по данным ГДИС на установившихся отборах: анализируется каждый из режимов по методам интерпретации КВД с целью оценки гидропроводности на каждом из режимов. В итоге, возможно (мы рассматриваем вариант интерпретируемых, не зашумленных режимов; наличие достоверных данных по дебитам в процессе исследования) получить зависимость гидропроводности от забойного давления: с уменьшением последнего имеет место уменьшение гидропроводности системы (трещин).
Известны опытные данные [Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости, А.Бан, А.Ф.Богомолова, В.А.Максимов], показывающие, что проницаемость осадочных горных пород есть экспоненциальная функция давления. Таким образом, возможно, зная тип зависимости и имея экспериментальные данные по гидропроводности/проницаемости забойному давлению, оценить сжимаемость трещин.
Вопрос состоит в следующем: по вашему опыту были ли зафиксированы случаи падения коэффициента продуктивности на карбонатных месторождениях, связанные именно со сжимаемостью трещин (уменьшением раскрытия трещин из-за падения Рпл)? Возможно, у вас имеется положительный опыт применения описанной выше методики для оценки сжимаемости трещин?
Если после образования трещин происходила их гидротермальная проработка (вода не связана солями) то полное закрытие трещин мало вероятно так как в результате выщелачивания меняется форма излома и образуются коверны. Из своего опыта знаем что карбонаты это породы где просто сформировать трещиноватость и ее сохранить.
В Басниеве описана методика определения сжимаемости трещин по площади фигуры под индикаторной кривой. Другое дело чтобы применить такую методику должно быть практически идеальное исследование в идеальных условиях.
Не проще ли и надежнее определить сжимаемость на образце керна?
Большое спасибо за ответы, коллеги!
Kochichiro, спасибо за ссылку на Басниева!
Исследуя образцы керна, мы имеем дело с микротрещиноатостью. Насколько корректно будет распространять свойства (сжимаемость) микротрещин на макротрещины, то есть на всю систему?
Может наиболее корректно ориентироваться на данные ГДИС, так как они характеризуют всю систему полностью, как микро, так и макро уровень интегрально?
Kochichiro , Вы являетесь большим критиком исследований на уст. отборах, выполняемых в России. Интересно Ваше мнение по поводу такого исследования (доб., фонт. скважина). Мне оно видится неплохим.
Есть подозрение, что это горизонт либо трещина. Режимы не выдержаны, краткосрочные...
3 штуцер не смущает ??
welltester, а чой-та Вы проницаемость то так занизили?
да собственно данныхъ то нет исходных, оцифровал с картинки любопытствуя,что представляет производня )
Логично предположить что трещины имеют более высокую сжимаемость чем порода. Однако на практике это очень сложно определить. Практическая проблема здесь в том что самый большой эффект будет где наибольшая трещиноватость и широкие трещины. Но в таких коллекторах трудно создать высокую депрессию из-за высокой продуктивности. Там же где это сделать легко трещины скорее всего малопроводные и матрица низкопроницаемая поэтому гидропроводность ограничена матрицей и уменьшение проводимости трещин мало на что влияет. Попробуйте поискать литературу про курдистанский Киркук или месторождения в Иране, там возможно были такие наблюдения в течение длительного времени. Хотя на новом месторождении в той же области эффект закрытия трещин во время ГДИС мною не наблюдался.
*Кстати если у вас микротрещины то скорее всего модель двойной пористости будет transient и яму на производной искать не надо, и вообще для микротрещин, на мой взгляд, модель двойной пористости не нужна, их можно моделировать просто увеличенной проницаемостью матрицы. Если есть желание учесть падение проницаемости можно сделать керновое исследование, как делают в shale/tight пластах.
Welltester, это не горизонт, скважина вертикальная, пробурена в карбонатном коллекторе, ГРП не было.
Касательно 3-го штуцера: вынужденная остановка смущает, но я до конца не понимаю влияние ее на процессы в скважине-пласте. Чисто технически из-за остановки Рзаб опустится чуть выше в сравнении с вариантом без остановки, что скажется на ИД, но, по-моему, окажется в пределах погрешности метода.
Вы также отметили, что режимы невыдержанные, имея в виду, скорее всего стабилизацию давления на забое. Строгое определение стабилизации давления: dP/dt = const. По моему опыту на карбонатах с присутствием множества непроницаемых разломов (в отсутствие газовой шапки, ППД, активного аквифера и т.д.) стабилизация Рзаб практически не происходит за время проведения ГДИС. А по вашему опыту исследований имеет ли место быть стабилизация Рзаб для карбонатных коллекторов в описанном смысле?
Насчет производной: вы очень близи к истине.
VIT, спасибо за ссылку на Киркук.
“Хотя на новом месторождении в той же области эффект закрытия трещин во время ГДИС мною не наблюдался”.
Скажите, а о каких методах ГДИС и их результатах идет речь (например, проведение ГДИС методом уст. отборов с получением ИД нелинейного характера; а в случае отсутствия эффекта линейные ИД)?
А подскажите название кернового исследования на shale/tight пластах?
У меня есть и микро- и макротрещиноватость. Я тоже склоняюсь к выводу, что исследования сжимаемости микротрещиноватости не дадут мне оценку сжимаемости макротрещин..
Да не надо никаких особенных методов. Если у вас забойное на ваших дебитах не устаканивается, ИД построить все равно не получится. Нужно так организовать исследование, чтобы был разброс по забойному, а потом пытаться уложить его одной моделью. Если есть систематическая ошибка при снижении забойного - это может быть то, что вы ищете.
Нужно только не спутать этот эффект с разгазированием.
Может такое исследование будет кому-то интересно. Нефтяная скважина из консервации, карбонатный коллектор, провели свабирование. На кривой давления видно, что приток жидкости в скважину уменьшается с увеличением депрессии. При свабе газа практически не было.
У вас приток жидкости в скважину уменьшается с увеличением депрессии А МОЖЕТ с увеличением времени А МОЖЕТ с увеличением отбора. Эксперимент не очень чистый. Это может просто хороший пропласток сплюнул то, что накопил за время консервации, а дальше работает остальная низкопроницаемая толща.
И кстати если это смыкание трещин и если этот эффект обратимый, то темп роста давления на КВУ должен увеличиваться, нет?
Вполне возможно, скважина пока не работает, когда запустят в работу все прояснится. Однако, время сваба и отборы незначительны, чтобы существенно повлиять на интенсивность притока. Для интереса закинул в сапфир.
Скорее всего техническая жидкость, темп восстановления при последующих отборах будет не похож на предыдущие пока со скважины не отберут объем глушения...Хотя на первый взгляд, при созерцании обзорника, можно было предположить работу на истощение (дренирование ограниченного объема).... но при отборах свабом это как то смешно, да и к тому 2 лог расставил все на свои места
Время возбуждения мало по сравнению с временем квд, поэтому производная и перепад на конце уходят вверх. Такое исследоаание разве что обработать по методике слаг-теста, может еще будет толк.
adisson, если что интересное получится - поделитесь? а то дисскусия получилась интересная, но опытом так никто и не поделился. Приходилось встречаться с карбонатами на практике, но описываемого эффекта видеть не удавалось, хотя в литературе сплошь и рядом пишут.
На этой неделе будет приниматься решение о спуске ГНО, как появится информация о работе скважины обязательно напишу.
К сожалению решение о спуске ГНО в скважину было отрицательным, но в пользу предположений о сжимаемости трещин могу сказать, что было на этом месторождении испытание еще по одной скважине, она даже проработала некоторое время, эффект от увеличения депрессии был аналогичный, причем дебит по скважине восстанавливался до прежнего значения при увеличении забойного давления (после неудачных попыток оптимизации).
Merian, судя по диагностическому графику, это одна из сложнейших для корректной обработки КВД. Просто под нее подходят самые распространенные модели: скважина с трещиной, наклонная скважина, двойная пористость, композитная модель, модель с несколькими пропластками, модель с непроницаемыми границами и еще ряд других моделей и осложнений. В таких случаях начинают с исключения возможных вариантов. Еще один вопрос, сколько времени стояла скважина, прежде чем началось исследование на штуцерах? Рост производной может быть связан с неполным учетом истории дебитов до начала исследования.
Для оценки сжимаемости пласта могу посоветовать провести гидропрослушивание, чтобы определить пьезопроводность пласта.
По своему опыту, если трещины в карбонатном пласте начнут смыкаться, то коэффициенты продуктивности и гидропроводности заметно снизятся, возможно, в разы. По одному исследованию это не определить, понадобится несколько КВД, разнесенных во времени. Одновременно можно провести анализ добычи за период между КВД, чтобы оценить дренируемый объем.
По теме гидродинамических исследований в карбонатных коллекторах я бы посоветовал почитать статью SPE-158096 "Pressure-Transient Behavior of Continuously and Discretely Fractured Reservoirs" Fikri Kuchuk, Denis Biryukov. Просто чтобы понимать, что при различной конфигурации блоков, трещин и их проводимости диагностический график может быть различным.