Снижение Кпрод по юрским отложениям

valdemarpb 59 5
Сен 16 #1

Доброго времени суток. Не исключено что тема эта уже поднималась, буду тогда признателен за наводку)

Суть проблемы в следующем: в процессе  эксплуатации скважины (добыча ведётся из Ю1 (васюганская свита))коэффициент продуктивности снижается в 3 и более раз, примерно за год. Рпл=360+атм (авпд), в процесе эксплуатации  давление снижается на 5-10 атм. при этом Рзаб не снижается ниже Рнас.По имеющимся материалам коллектор поровый.

Кто сталкивался с похожей проблемой? может публикации подскажете?

Может ли это быть связано с тем, что коллектор порово-трещинный, и происходит смыкание трениватости в процессе разработки?

RomanK. 2114 9
Сен 16

Как вы считаете Кпрод?

Krichevsky 373 7
Сен 16

И предвосхищая ответ - как вы считаете Рпл?

valdemarpb 59 5
Сен 16

Оба значения получаем по результатам фактических замеров.

volvlad 2010 10
Сен 16

Уточню вопрос, о снижении какого коэффициента продуктивности идет речь? по нефти? по жидкости?

Marchello 9 0
Сен 16

Каким методом определили Кпрод? и с какой периодичностью замеряете?

RomanK. 2114 9
Сен 16

valdemarpb пишет:

Оба значения получаем по результатам фактических замеров.

Т.е. вы снимаете КВД при запуске скважины и после снижения на 5-10 атм также есть вторая КВД?

Для трехкратных изменений продуктивности уж больно скромно снижение пластового давления.

 

valdemarpb 59 5
Сен 16

За 8 месяцев сдлелали 3 КВД. Изменение Кпрод 0.89=>0.47=>0.25 м3/сут*атм. Замеры 1 и 2 - скважина работала без воды. Замер 3 - обводнённость 7% (фонтан). По конкретно этой скважине (взял за пример, поскольку сделано 3 замера) Рпл снизилось с 350 до 320 атм.

PS 5-10 атм падение по нескольким скважинам данной залежи, при аналогичном снижении Кпрод. Взял для примера вышеописанную скважину, поскольку было сделано 3 замера.

welltester 477 9
Сен 16

Может имеет место быть длительный период нестационарного режима "изменение Кпрод 0.89=>0.47..." 

welltester 477 9
Сен 16

Выложите картинки совмещенных кривых (все КВД) в декартовых и двойном логе

Zorg 573 9
Сен 16

Я тоже за длительный период работы на неустановившемся режиме с последующим переходом на установившийся. Проверить можно рассчитав теоретическое время работы на разных режимах.

Krichevsky 373 7
Сен 16

Сомневаюсь. Тогда и пластовое при квд восстанавливалось бы кисло. Если в таких условиях человек его вывел на начальное, значит он применил бы соответствующую модель и вопросов про продуктивность не задавал.

welltester 477 9
Сен 16

Думаю Ю1 будет длительное время восстанавливатся

Marchello 9 0
Сен 16

valdemarpb пишет:

За 8 месяцев сдлелали 3 КВД. Изменение Кпрод 0.89=>0.47=>0.25 м3/сут*атм. Замеры 1 и 2 - скважина работала без воды. Замер 3 - обводнённость 7% (фонтан). По конкретно этой скважине (взял за пример, поскольку сделано 3 замера) Рпл снизилось с 350 до 320 атм.

PS 5-10 атм падение по нескольким скважинам данной залежи, при аналогичном снижении Кпрод. Взял для примера вышеописанную скважину, поскольку было сделано 3 замера.

"Почему наше внимание так сильно сосредоточено на коэффициенте продуктивности? Потому что это единственный прямым образом определяемый по скважинам параметр, действительно характеризующий их продуктивность; потому что этот параметр обладает устойчивостью при тех или иных изменениях системы разработки нефтяных пластов; потому что при хорошей эксплуатации скважин этот параметр остается неизменным во времени вплоть до начала обводнения, а затем по мере обводнения закономерно изменяется; и его преждевременное снижение означает плохо проводимую эксплуатацию, что надо учитывать как факт, но нельзя считать неизбежностью." 

(Разработка нефтяных месторождений- Проектирование и анализ, Лысенко В.Д., Москва, Недра 2003, стр 9)

Krichevsky 373 7
Сен 16

Хорошие слова. Но сейчас появилось много месторождений, где из-за хреновых ФЕС настолько искореженное поле давления, что без 0.5 и не понять где здесь пластовое, где контур питания.Это даже если не касаться темы про неньютоновское поведение при низких ФЕС. И продуктивностью уже не так просто пользоваться.

volvlad 2010 10
Сен 16

и еще вопрос, у вас достаточно высокое пластовое давление... с асфальтенами нет проблем?

PetroleumEng 56 0
Сен 16

Возможно резервуар компакшн? Если есть перманентные манометры, это было бы идеальным способом проверить.

Правильно было бы сравнивать kh а не продуктивность.

Marchello 9 0
Сен 16

PetroleumEng пишет:

Возможно резервуар компакшн? Если есть перманентные манометры, это было бы идеальным способом проверить.

Правильно было бы сравнивать kh а не продуктивность.

Не согласен с Вами.

"Величину к - проницаемость нефтяных пластов можно определить по велечине Кпр- коэффициент продуктивности, но при этом надо учесть величины: h- эффективную толщину нефятных пластнов и м- вязкости нефти в пластовых условиях в зоне рассматриваемой скважины, а также Rк - радиус этой зоны и rс - радиус самой скважины. Все эти величины определяют с теми или иными ошибками, и эти ошибки переходят на искомую величину к - проницаемости. Поэтому без особой нужды лучше не переходить к значениями проницаемости" - Лысенко В.Д., Разработка нефтяных месторождений- Проектирование и анализ, Москва, Недра 2003, стр 10)

ilu6ka1534 77 7
Сен 16

У коллеги есть возможность сравнить во времени гидропроводность и скин по трем КВД на одной скважине. Нам нужны либо сапфировские файлы, либо лог-логи, либо таблица результатов :)

Krichevsky 373 7
Сен 16

Про особую нужду и проницаемость очень смешно сейчас читать, Вы уж простите.

PetroleumEng 56 0
Сен 16

volvlad пишет:

и еще вопрос, у вас достаточно высокое пластовое давление... с асфальтенами нет проблем?

Очень интересное предположение. Не приходилось особо сталкиваться с выпадением асфальтенов в пласте кроме как выражения в высоком скине. Есть примеры из жизни или статьи? Предпалагаю что в случае уменьшенья продуктивности образуется кольцообразный барьер выпавшего асфальтена вокруг скважины как это бывает с конденсатом в газовых месторождениях?

PetroleumEng 56 0
Сен 16

Krichevsky пишет:

Про особую нужду и проницаемость очень смешно сейчас читать, Вы уж простите.

Предлагаю kh/u сравнивать.

welltester 477 9
Сен 16

PetroleumEng пишет:

volvlad пишет:

и еще вопрос, у вас достаточно высокое пластовое давление... с асфальтенами нет проблем?

Очень интересное предположение. Не приходилось особо сталкиваться с выпадением асфальтенов в пласте кроме как выражения в высоком скине. Есть примеры из жизни или статьи? Предпалагаю что в случае уменьшенья продуктивности образуется кольцообразный барьер выпавшего асфальтена вокруг скважины как это бывает с конденсатом в газовых месторождениях?

на моей практике выражалось в низкой проницаемости, в высоком скине - нет

volvlad 2010 10
Сен 16

PetroleumEng пишет:

Очень интересное предположение. Не приходилось особо сталкиваться с выпадением асфальтенов в пласте кроме как выражения в высоком скине. Есть примеры из жизни или статьи? Предпалагаю что в случае уменьшенья продуктивности образуется кольцообразный барьер выпавшего асфальтена вокруг скважины как это бывает с конденсатом в газовых месторождениях?

С асфальтенами однозначного ответа нет, нужны лаборатоные исследования. Но как правило проблемы с выпадениями асфальтенов как раз возникают в легких и средних нефтях, где высокое пластовое давление, особенно если сильно выше давления насыщения. С другой стороны, возможно это и не ваш случай, т.к. пластовое должно быть очень приличным...

Статей в сети очень много на эту тему.

Александр Трофимчук 1 2
Сен 16

Если у вас объект с начальным АВПД, снижение Кпрод может быть связано с возникновением пластической деформации скелета породы при снижении пластового давления. Этот процесс в свою очередь ведет за собой снижение пористости и проницаемости. В трещиноватом коллекторе происходит смыкание трещин продуктивного горизонта.

Для того чтобы оценить данный эффект (построить характеристику изменения пористости, и проницаемости пласта в зависимости от депрессии) необходимо привлечь испытание образца породы на установке всестороннего сжатия. Советую поднять керновые исследования, возможно таковые проводились.

 

PetroleumEng 56 0
Сен 16

welltester пишет:

PetroleumEng пишет:

volvlad пишет:

и еще вопрос, у вас достаточно высокое пластовое давление... с асфальтенами нет проблем?

Очень интересное предположение. Не приходилось особо сталкиваться с выпадением асфальтенов в пласте кроме как выражения в высоком скине. Есть примеры из жизни или статьи? Предпалагаю что в случае уменьшенья продуктивности образуется кольцообразный барьер выпавшего асфальтена вокруг скважины как это бывает с конденсатом в газовых месторождениях?

на моей практике выражалось в низкой проницаемости, в высоком скине - нет

Высокий скин доходил до 100 - 250, коллектор трещиноватый. Интересно слушать реальные кейсы с примерами расчетов и обоснования которые можно воиспроизвести на других месторождениях/скважинах.

Go to top