Проблема с вызовом притока при повторном вскрытии

Последнее сообщение
I_geo 6 0
Янв 18

Всем доброго времени суток, при опробовании продуктивных коллекторов по очереди сверху вниз получили приток нефти без воды. Потом изолировали, переход на верхние объекты. При повторном вскрытии изолированных интервалов - притока нет. Промыли, вызывали компрессором. Молчит. При опрессовке свыше 200 атм. пласты не принимают, низкая проницаемость. По ГИС хорошие параметры насыщения. Более детально дополню позже. Разрез - терригенный, чередование песчаник, плотная глина, алевролиты. Прикаспийский бассейн, подсолевой пермотриас. Какие ГТМ наиболее эффективны Что с пластом может случится? заранее благодарю!

Heavy Oil 64 3
Янв 18 #1

Добрый день,

имеет смысл подготовить дизайн качественной кислотной обработки с правильно подобранным составом пролонгированного действия. Нужны геолого-физические характеристики коллектора, конструкция скважины. Риски возможно снизить за счет экспресс-тестов в лабораторных условиях. 

Рушан 465 11
Янв 18 #2

И Гео, это какой разброс "низких" проницаемостей получается по нижним интервалам. Другой вопрос, вы цементировали при давлении ниже давления разрыва?

serg1c 107 9
Янв 18 #3

Лучше всего найти информацию как интенсифицируются скважины на этом объекте на вашем или соседнем месторождении, если такой информации нет, то лучше начать с кислотной обработки. Перед этим было бы неплохо проверить как кислотный состав на керне сработает, если притока после ОПЗ не будет то ГРП. Так как пласт сейчас не принимает ОПЗ может обеспечить приемистсоть перед проведением ГРП.

Также я бы рекомендовал подробнее изучить как проводили опробование, возможно приток был получен не из этого пласта, особенно учитывая, что шли сверху вниз. Как изолировали верхние интервалы при опробовании нижних? 

I_geo 6 0
Янв 18 #4

Heavy Oil пишет:

Добрый день,

имеет смысл подготовить дизайн качественной кислотной обработки с правильно подобранным составом пролонгированного действия. Нужны геолого-физические характеристики коллектора, конструкция скважины. Риски возможно снизить за счет экспресс-тестов в лабораторных условиях. 

Добрый день, 

вот данные из отчета подсчета: пермотриас разделен на 5 продуктивных горизонтов, пористость в пределах 16,7-19,5%. Граничная пористость 14%. Проницаемость 5.8-13.8 мД.  Граничная Кпр взята по литературе, 1 мД. Тип коллекторов - поровый. Литотип песчаник, глина, алевролит. Кнг граничная 50%.

 

I_geo 6 0
Янв 18 #5

Рушан пишет:

И Гео, это какой разброс "низких" проницаемостей получается по нижним интервалам. Другой вопрос, вы цементировали при давлении ниже давления разрыва?

по лабораторным исследованиям Кпр в коллекторах установлен в пределах 5,8-1,8 мД. К сожалению, не имею данных о давлении при цементации. Отмечу, что я только начинаю работу в сфере разработки, дали задачу возобновить приток. Во многих вопросах разработки пока дилетантка. 

I_geo 6 0
Янв 18 #6

serg1c пишет:

Лучше всего найти информацию как интенсифицируются скважины на этом объекте на вашем или соседнем месторождении, если такой информации нет, то лучше начать с кислотной обработки. Перед этим было бы неплохо проверить как кислотный состав на керне сработает, если притока после ОПЗ не будет то ГРП. Так как пласт сейчас не принимает ОПЗ может обеспечить приемистсоть перед проведением ГРП.

Также я бы рекомендовал подробнее изучить как проводили опробование, возможно приток был получен не из этого пласта, особенно учитывая, что шли сверху вниз. Как изолировали верхние интервалы при опробовании нижних? 

я извинияюсь, шли  снизу вверх, опечатка. Начальный средний дебит 10 тн/сут чистой нефти. Воды вообще не получили за историю скважины. За период 1998 г общий объем нефти 1082 тн. Соседи тоже сейчас работают. 

 

serg1c 107 9
Янв 18 #7

I_geo пишет:

я извинияюсь, шли  снизу вверх, опечатка. Начальный средний дебит 10 тн/сут чистой нефти. Воды вообще не получили за историю скважины. За период 1998 г общий объем нефти 1082 тн. Соседи тоже сейчас работают. 

Тогда самое простое изучить историю скважин, которые сейчас работают, учитывая такие ФЕС их должны были интенсифицировать, с этого же метода и начинайте работу на этой скважине. + может еще раз интервал перестрелять.

И еще, если у вас этот объект интенсивно эксплуатируется оцените энергетику, если Рпл посажено и ППД нет, то тратить деньги на интенсификацию смысла нет, если приток и получите, то ненадолго.

Heavy Oil 64 3
Янв 18 #8

пластовая температура?

Рушан 465 11
Янв 18 #9

Под ГРП указанные нижние интервали не рассматривали еще? А так можно наверное немного рассказать про историю месторождения (что делали в 00-10-ых гг). 

Rustle20 4 1
Янв 18 #10

serg1c пишет:

I_geo пишет:

я извинияюсь, шли  снизу вверх, опечатка. Начальный средний дебит 10 тн/сут чистой нефти. Воды вообще не получили за историю скважины. За период 1998 г общий объем нефти 1082 тн. Соседи тоже сейчас работают. 

Тогда самое простое изучить историю скважин, которые сейчас работают, учитывая такие ФЕС их должны были интенсифицировать, с этого же метода и начинайте работу на этой скважине. + может еще раз интервал перестрелять.

И еще, если у вас этот объект интенсивно эксплуатируется оцените энергетику, если Рпл посажено и ППД нет, то тратить деньги на интенсификацию смысла нет, если приток и получите, то ненадолго.

 

Но чедус ведь не бывает: приток был-после изоляции пласта притока не стало. Ни притока-ни приемистости интервала. Как по мне-так просто задавили "неверняка". Может остались (вряд ли) пробы флюида, то можно отдать на полный анализ нефти, чтобы исключить варианты источника притока. Вот про СКО не знаю-растворяют ли какие химикаты цемент к тому же без приёмистости.

Согласен с Рушаном: запросите акты о изоляции интервала-понятно, что у подрядчика "всё по технологии". Постотрите давление задавки и объём. Посмотрите для сравнения давление опрессоки ЭК при заканчивании скважины.Если бригаду можно поставить, я бы прописал "акустику" (профан в каротажах), по результату может кому-то влететь (подрядчик/НИПИ/цех) за неправильные данные для расчёта/отсутствие контроля. Из акустики увидите глубину проникновения, и либо дострел/либо "1082 тн-это всё, что удасться получить из этого интервала данной скважины".

Ещё один вариант-ошибка в привязке по глубине спуска перформатора. Просто прострелили глины. Такое тоже бывает (залип датчик/технолог).

I_geo 6 0
Янв 18 #11

Начальная пластовая температура в зависимости от горизонтов варьируется от 43,2 до 47 градусов по Цельсию.

Содержание смол силикагенов в нефт от 3,65 до 7 %.

Нач.пластовое давление  15,1-23,6 МПа.

Stim 5 0
Янв 18 #12

Опыта не так много, но такие вопросы в практике встречались. В нашем регионе стандартная процедура в таких ситуациях это: две-три ОПЗ или СКО. Если без эффекта, то реперфорация и т.д. При условии уверенности, конечно, что "стрельнули где надо". При появлении приемистости можно попробовать спиртокислотные составы.(взаимные растворители). нефть достаточно смолистая. Спирт лучше "зайдет" в пласт+ будет и стабилизатором глин.

 

Smarty 32 4
Янв 18 #13

А какой промежуток времени прошел между первым вскрытием и после изоляции?

Zh.maksat 8 2
Фев 18 #14

Проблему решит хороший ГРП

kochichiro 867 10
Фев 18 #15

Иногда читаешь посты да диву даёшься, человек только начинает в разработке разбираться, а уже доверяют ему скважину раскачивать. Ну да ладно - по делу, скорее всего в вашем случае все достаточно прозаично, либо при повторном вскрытии не туда попали, либо задавили цементом. Об этом вам собственно сказали выше. И первое и второе встречалось на практике.
Проверить предположения приложив минимум усилий можно просто, поднимайте акц (оно наверняка будет или первичное или повторное) и смотрите качество цемента, да и саму кривую в целевом интервале.
Поднимайте гк после прострела (если не делали сделать сейчас) чтобы понимать, где находится текущий интервал перфорации, относительно эталонной кривой.
Если не туда попали, то нужно перестрелять, если задавили цементом, то тут уже клиника не поможет и возможно придётся зарезать отвод.
Из более экзотичных вариантов могла иметь место приписка, либо умышленная, либо не умышленная. В этом случае нужно будет поднять результаты первичных испытаний, чтобы понять как испытывался целевой пласт совместно или отдельно, какова была длина испытуемого интервала, если проводилось испытание на трубах.

Сергей Киб 37 2
Фев 18 #16

А при повторном вскрытии, кто нибудь следил за состоянием корпусов? может они вообще не отработали... По каким параметрам  выбирались перфосистемы? Может они "пощекотали" мост? Возьмите dynawell, они вообще прошивают будь здоров!

Go to top