А какие у Вас дебиты газа?

Возможно в данном случае у вас появится D-фактор, то есть скин-фактор будет зависеть от дебита. Его можно найти по режимам ИД.

Литературы есть много и хорошей, напишите почту я скину вам

Если скважины не супер важные, при ГФ 150-200 все равно использую модель black oil, так как дебиты у меня ограниченные (менее 100 м3/сут на 10м толщины). В этом случае дебит газа составляет первые десятки тысяч м3/сут и турбулентностью можно пренебречь (ИМХО). Проницаемость ПЗП снизится за счет изменения фазовых и закупоривания каналов, появится дополонительный скин-фактор, который может особо и не меняться во время ИД на режимах с бОльшим Рзаб.

Возможна проблема стабильного дебита (well slugging, well surging) при исследовании, и как следствие влияние на Рзаб и сложности при интерпретации. Поэтому исследование лучше проводить с меньшими дебитами, при которых Рзаб>Pнас.

В добавление к вышесказанному при интерпретации будет изменяющийся ВСС.

ALY, с одной стороны да, но какой смысл в этих параметрах, если скважину будут эксплуатировать на давлениях ниже Рнас?

Krichevsky, в зависимости от целей исследования. Определим kh, скин, Рпл и др., если это цель. А смысл в достоверности полученных данных. При Рзаб<Pнас вокруг скважины создадим регион течения двух фаз, вследствие чего на диагностическом графике будет смещение производной по времени вправо и "корректную" полку для определения этих параметров  можем не увидеть. И это надо учитывать при планировании и интерпретации ГДИС.

Согласен, что оценку продуктивности можно определить только при целевом давлении эксплуатации.

70 это просто смешной ГФ. Он вполне может получиться при разгазировании в стволе. Какое у вас газосодержание нефти? Если похожее, то интерпретируйте по нефти и не заморачивайтесь.

Для того, чтобы было двухфазное течение насыщенность коллектора газом должна достигнуть значения подвижной насыщенности, а для этого в свою очередь пластовое давление должно снизиться ниже давления насыщения. В этом случае высчитывают дебит свободного газа и переводят на нефтяной эквивалент по методу Перрин. Далее интерпретацию проводят как обычно, поскольку продолжительность ГДИ в большинстве случаев недостаточна для существенного изменения насыщенностей коллектора. Если же сильно хочется заморочиться можно провести интерпретацию по методу численного моделирования с учетом изменения насыщенностей и фазовых проницаемостей.
В противном случае, если пластовое не снизилось ниже давления насыщения, а на режимах забойное снижается ниже насыщения нет вообще смысла заморачиваться, интерпретация делается по стандартному подходу. На отдельных режимах может быть повышенный скин-фактор, а может и не быть если продолжительность режима не велика, а проницаемость коллектора высока. Вообще работа фонтанных нефтяных скважин с забойным ниже насыщения вполне себе распространенное явление, если только у вас не АВПД или не внедрена система ППД.

А если АВПД, но низкая проницаемость?

Дебит по скважинам садится в несколько раз за полгода-год. При этом, пластовое (АВПД) незначительно ниже начального и значительно ниже давления насыщения. Видимо связано это с формированием в пределах зоны дренирования скважины "газового пузыря"из-за больших отборов и низких ФЕС коллектора (как следствие снижения Рзаб и разгазирования нефти в ПЗП).

Честно говоря, вопрос у меня не по интерпретации даже. Я хотел его задать, но как-то всё не было подходящей темы, так что вы уж извините, если он покажется неуместным. Столкнулся с проблемой, которую описал выше. Какие исследования можно провести и как лучше обосновать (можно ли будет вообще это сделать) необходимость снижения отборов по данной скважине, с целью увеличения в итоге  накопленной добычи? Или какие вообще есть мненияпо этому поводу?

Непонятно написано, у вас таки текущее пластовое больше насыщения или меньше.
В вашем случае если скважина практически непрерывно эксплуатируется в условиях низкой проницаемости в прискважинной зоне, как вы и описали, формируется устойчивая зона газонасыщения. Время остановок скважины, если они имеются, в случае когда пластовое больше насыщения, недостаточно для ее расформирования. Соответственно присутствует большой положительный скин, а на КСД по идее должна выделяться модель зональной неоднородности обусловленная распределением насыщенностей.
В отличие от высокопроницаемых коллекторов исследование на режимах скорее всего не позволит обосновать необходимость уменьшения дебитов, поскольку устойчивая зона газонасыщения уже сформировалась и снижение дебита не будет приводить к существенному снижению скин-фактора. Более того при исследовании на режимах от меньшего дебита к большему все режимы будут скорее всего выглядеть как одна большая КСД.
К сожалению в таких условиях чем-то помочь скважине скорее всего будет проблематично. Для выравнивания профиля насыщенностей потребуется остановка скважины на несколько лет, что скорее всего никто не даст сделать. Можно попробовать сделать ГРП, если он еще не сделан - это позволит несколько повысить дебиты нефти, но кардинально проблему не решит.

valdemarpb, если есть скважина с еще не просаженным пластовым давлением ниже Рнас (после бурения?), можете провести исследование от меньшего дебита к большему. По результатам, если повезет :) можете "увидеть" снижение давления в призабойной зоне. После снижения давления в призабойной зоне ниже Рнас сначала формируется неподвижный газ - будет увеличение скин-фактора, затем он становится подвижным - образуется двухфазный регион вокруг скважины - будет снижение эффективной проницаемости по нефти. Это можно будет увидеть и на КВД (см. в приложении).

С помощью этих данных подтвердите давление насыщения, фазовые. Можете заморочиться с численным моделированием и создать полноценную модель живой нефти и просчитать варианты.

Пластовое давление выше давления насыщения. ГРП не делали и не планируем, поскольку зацепим воду (разрабатывается верхний нефтенасыщенный пропласток, отделённый от водоносного глинистой перемычкой).

Проводили КВД с разницей в полгода (за это время дебит снизился с 85м3/сут до 60м3/сут), скин фактор -1,14/0, Рпл на ВНК 331/319,  Кпрон. 3,15/2,85 мД.

А как Вам вариант для подтверждения данной теории: проведение исследований газового фактора при текущих параметрах, снизить отборы (Рзаб увеличится), и после определённого срока работы на новом режиме снова замер газового фактора. Вопрос только в том, сколько необходимо будет проработать на другом режиме, чтобы получить изменение?

Я так понимаю, что в данный момент (уже после значительных отборов) смысла отбирать глубиннные пробы для определения (скорее подтверждения официальных цифр) давления насыщения и газосодержания нету, поскольку нефть будет уже разгазирована даже в интервале перфорации. Будут ли показательными данные пробы после определённого срока работы скважины с Рзаб выше Рнас (по оф. данным)??? и опять же, возможно как-нибудь расчитать этот срок?

Срок можно рассчитать моделированием в упрощенном симуляторе типа Kappa Rubis или непосредственно в Saphir в модуле численного моделирования. Там можно задать вариант с остановкой и последущим пуском на меньший режим и оценить его влияние на конечную накопленную добычу. Можно также будет определить время простоя необходимое для выравнивания профиля насыщенностей для заданной проницаемости.

Какие нужны входные данные для данного расчёта?

да стандартные для симулятора: ФЕС, фазовые проницаемости, PVT, схема расстановки скважин. История работы скважины с накопленными объемами добычи для настройки модели. В общем все как для стандартного моделирования.

Если все сделано правильно на выходе получите возможность рассчитать несколько вариантов работы скважины - текущий вариант; варианты с остановкой и последующим пуском на режим с меньшим дебитом, различающиеся продолжительностью остановки и дебитом на меньшем режиме. Далее можно сравнить варианты по накопленной добыче и продолжительности остановки и из них выбрать оптимальный.