Ваше мнение, КПД

Последнее сообщение
PetroleumEng 280 4
Фев 18

Добрый день, всем. Хотелось бы узнать ваше мнение.

clipboard-1.png

clipboard-3.pngclipboard-4.pngclipboard-5.png

welltester 553 12
Фев 18 #1

1. Возможное смыкание трещины авто-ГРП

2. Изменяющийся коэффициент ВСС (Рпл<Ргидростат)

3. Композит с границами )

Температуру бы неплохо глянуть с манометра. С закрытием все норм, задвижки держат (вдруг потихоньку травят) ? Режимы на штуцерах писал бы на понижении расхода с уходом на КПД на минимальном штуцере, далее, возврат на исходный режим, отработка и снова КПД .... Но это все утопия )  

welltester 553 12
Фев 18 #2

welltester пишет:

1. Возможное смыкание трещины авто-ГРП

2. Изменяющийся коэффициент ВСС (Рпл<Ргидростат)

3. Композит с границами )

Температуру бы неплохо глянуть с манометра. С закрытием все норм, задвижки держат (вдруг потихоньку травят) ? Режимы на штуцерах писал бы на понижении расхода с уходом на КПД на минимальном штуцере, далее, возврат на исходный режим, отработка и снова КПД .... Но это все утопия )  

2. Изменяющийся коэффициент ВСС (Рпл<Ргидростат), далее линейный поток

Рушан 711 14
Фев 18 #3

Petroleum Eng, у вас какое P гидростатическое? А так можно было картинки с несколько большим разрешением и немного информации по исследуемому пласту (глубина, нач. пластовое). 

welltester 553 12
Фев 18 #4

К вышеперечисленному, в окружении скважины все было более-менее стабильно (не было остановок добывающего фонда, запуска нагнетательных) ?  

PetroleumEng 280 4
Фев 18 #5

welltester пишет:

К вышеперечисленному, в окружении скважины все было более-менее стабильно (не было остановок добывающего фонда, запуска нагнетательных) ?  

Спасибо за рекомендации и советы. К сожалению у меня тоже немного информации. "Мопед не мой..." как говориться, попросили. То что дано это 19% пористости при 2,5 эффективной толщине пласта. Мне кажется такой тонкий пласт заглинизированный низко проницаемый пласт. 19% пористости маловероятно. В основном в постсоветском пространстве практикуют под нагнетания переводят наихудшие скважины. Наверно это такая. Пробовал подобрать модель изменения скина по дебиту, не помогло. Хотя логика сходиться, если посмотреть на картинку заматченую по давлению. Она не добирает, что я предполагаю трещина при низких дебитах уменьшается соответственно давление завышено на практике а на расчетах занижена.

snimok.png

Еще не понятно почему после ВСС угол близок к единице (но не единица) которая говорит о закрытой системе. Я что-то путаю наверное.

Рушан 711 14
Фев 18 #6

Петролеум, не пробовал ли использовать IFO external model(если запустится, сматчить 1-2 участки) для Ecrin - из этой темы:

https://www.petroleumengineers.ru/node/10581

welltester 553 12
Фев 18 #7

Если откинуть все, что ранее перечислял (факторы которые могут повлиять, в той или иной мере, на темп восстановления давления), возможно, скважина с малым периодом закачки (1-3 месяца, в нашем случае (судя по предыстории) не более месяца) т.е. трещина имеет место быть, но даже непродолжительный период остановки позволяет ей полностью сомкнуться, на практике же при значительном объеме прокачанного агента таких эффектов я не наблюдал... Интересно было бы прогнать в PWRI-FRAC. Второй момент, принимая стабилизацию производной в районе 4-5ч и 20-30ч, фазовая по воде оценивается в ~12 и 22 мД соответственно (при hэфф 2.5м), что совсем неплохо....

Вопрос, был ли период отработки на нефть, ПГИ ППР ?  

WHIM 39 11
Фев 18 #8

"Мопед не мой..."

очень похоже на мой мопед)

Действительно присутствует нестабильная трещина. Описать модель переменным скином dS/dQ=const не получится, для каждого цикла закачки будет свой скин-фактор при dS/dQ=var. Мне кажется, на тему нестабильных трещин уже много всего написано, поищите статьи.

В процессе КПД поле давления ведет себя очень сложно. На фоне воронки репрессии, сформировавшейся в присутствии трещины разрыва, наблюдаем процесс исчезновения трещины при снятии "нагрузки" на пласт.

Для подтверждения теории можно попробовать разыскать ПГИ после аналогичных уровней приемистости, построить совместный log-log для всех циклов работы, построить ИД для циклов КСД.

В качестве замечаний: не видно на графиках, какой расход воды - предполагаю,что несколько сотен м3/сут - здравый смысл не позволит закачать в пласт 2,5 м столько воды --> ищите трещину и перетоки в соседние пласты по ней

welltester 553 12
Фев 18 #9

welltester пишет:

Если откинуть все, что ранее перечислял (факторы которые могут повлиять, в той или иной мере, на темп восстановления давления), возможно, скважина с малым периодом закачки (1-3 месяца, в нашем случае (судя по предыстории) не более месяца) т.е. трещина имеет место быть, но даже непродолжительный период остановки позволяет ей полностью сомкнуться, на практике же при значительном объеме прокачанного агента таких эффектов я не наблюдал... Интересно было бы прогнать в PWRI-FRAC. Второй момент, принимая стабилизацию производной в районе 4-5ч и 20-30ч, фазовая по воде оценивается в ~12 и 22 мД соответственно (при hэфф 2.5м), что совсем неплохо....

Вопрос, был ли период отработки на нефть, ПГИ ППР ?  

SPE 26525 «Field application of hydraulic impedance testing for fracture measurement» Paige R.W., Murray L.R. G. Проведены тесты по технологии гидравлического импеданса (более 50). Согласно результатам подтверждается, что на скважинах имеющих достаточно длительную историю нагнетания трещина остается частично открытой при снятии давления, в то время как недавно переведённые под закачку имеют тенденцию к смыканию.

 

welltester 553 12
Фев 18 #10

WHIM пишет:

"Мопед не мой..."

очень похоже на мой мопед)

......

Похоже кто-то взял погонять твой мопед )

Рушан 711 14
Фев 18 #11

Тоже раньше встречал несколько статей по HIT, но пока широкого применения вроде нет. То ли дело в "чистоте" сигнала для интерпретации, то ли в создании условий для годных замеров (пакер, pressure pulse generator и манометр на забое). Может еще в чем-то.

Krichevsky 608 11
Фев 18 #12

PetroleumEng пишет:

...предполагаю трещина при низких дебитах уменьшается соответственно давление завышено на практике а на расчетах занижена...

Эээ... трещина уменьшается по сравнению с остановкой закачки? Не, так не бывает.

Если посмотреть внимательно на приемистости и забойки на ИД, вы увидите, что они неплохо лягут на линию, только покажут пластовое заметно выше, чем по КПД. Вот это "пластовое" - это и есть примерно давление раскрытия. Примечательно, что именно при этом давлении (на глаз во всяком случае) на КПД меняется угол - давление начинает падать медленнее.

На КПД вы видите реакцию одной системы, а потом трещина смыкается и вы видите реакцию уже другой системы, отключенной от того пласта/области пласта, который в основном принимал. Отсюда второй ВСС.

PetroleumEng 280 4
Фев 18 #13

Спасибо всем за ваше мнение и рассуждения. ExternalModule не пробовал использовать. Хотя хотелось бы узнать давление раскрытия трещины.

Совсем не понятно как по построенной фиктивной IPR пластовое давление будет давление раскрытия трещины.

Как то один эксперт говорил что мы оцениваем скин в трещинах не правильно, и как раз он что то говорил про ВСС внутри трещин и движение между трещиной и матрицей. Но что бы это отражалось на производной... сомневаюсь (хотя возможно перевернутый холмик это наверное и есть то). Он говорил только про скин. Хотя я не очень то соображаю в этом деле возможно и быть такое.

Как на счет границ? Там точно угол равен единице.

Пласт принимал перед остановкой примерно 323 м3/сут в течении 565 ч.

Про заглинизированный пласт возможно я не прав. Так как если считать где то 25 md по воде, в абсолютных выражениях может быть и целые 100 мд в зависимости от ОПФ.

PetroleumEng 280 4
Фев 18 #14

Krichevsky пишет:

PetroleumEng пишет:

...предполагаю трещина при низких дебитах уменьшается соответственно давление завышено на практике а на расчетах занижена...

Эээ... трещина уменьшается по сравнению с остановкой закачки? Не, так не бывает.

Если посмотреть внимательно на приемистости и забойки на ИД, вы увидите, что они неплохо лягут на линию, только покажут пластовое заметно выше, чем по КПД. Вот это "пластовое" - это и есть примерно давление раскрытия. Примечательно, что именно при этом давлении (на глаз во всяком случае) на КПД меняется угол - давление начинает падать медленнее.

На КПД вы видите реакцию одной системы, а потом трещина смыкается и вы видите реакцию уже другой системы, отключенной от того пласта/области пласта, который в основном принимал. Отсюда второй ВСС.

Кажется сейчас после долгих раздумий понял. IPR для нагнетательной будет инверсией IPR. Возможно вы правы, перелом в кривой может указывать давление схлопывания трещины, если при этом IPR' тоже указывает на это.

Давление пластовое примерно 99 атм, по интерполяции приемости 176 атм. Не похоже на давления гидроразрыва. Давление при востоновлении не падает так низко. Возможно я не правильно считаю. Если будет разрешение выложу сам сапфировский файл.

welltester 553 12
Фев 18 #15

Если кому интересно, ниже краткое описание альтернативных методов оценки стресса смыкания трещин (гидравлический импеданс и импульсная закачка), в чем-то даже есть некоторая схожесть https://cloud.mail.ru/public/FmdM/PDBSGzxxL

welltester 553 12
Фев 18 #16

PetroleumEng пишет:

Krichevsky пишет:

PetroleumEng пишет:

...предполагаю трещина при низких дебитах уменьшается соответственно давление завышено на практике а на расчетах занижена...

Эээ... трещина уменьшается по сравнению с остановкой закачки? Не, так не бывает.

Если посмотреть внимательно на приемистости и забойки на ИД, вы увидите, что они неплохо лягут на линию, только покажут пластовое заметно выше, чем по КПД. Вот это "пластовое" - это и есть примерно давление раскрытия. Примечательно, что именно при этом давлении (на глаз во всяком случае) на КПД меняется угол - давление начинает падать медленнее.

На КПД вы видите реакцию одной системы, а потом трещина смыкается и вы видите реакцию уже другой системы, отключенной от того пласта/области пласта, который в основном принимал. Отсюда второй ВСС.

Кажется сейчас после долгих раздумий понял. IPR для нагнетательной будет инверсией IPR. Возможно вы правы, перелом в кривой может указывать давление схлопывания трещины, если при этом IPR' тоже указывает на это.

Давление пластовое примерно 99 атм, по интерполяции приемости 176 атм. Не похоже на давления гидроразрыва. Давление при востоновлении не падает так низко. Возможно я не правильно считаю. Если будет разрешение выложу сам сапфировский файл.

Каким макаром пластовое получили под 99 атм ?

Khmelcer 36 0
Май 20 #17

Коллеги, всех с прошедшим праздником Великой победы. Прошу вашей помощи в одном вопросе.

Дано: Исследование КПД на нагнетательной скважине. Коллектор терригенный, проницамости хорошие. Скважина - пологонаправленная 70 градусов (максимум). Трещина Авто-ГРП (вероятно).

1 вариант интерпретации. Короткий период ВСС. Первое снижение производной - смыкание трещины Авто-ГРП, далее со 2ого по 15ый час радиальный режим течения. 2 снижение производной - уход воды от устья скважины.

2 вариант интерпретации. Длительный ВСС аж до 15 часа , снижение производной в следствии уходы воды от устья, а радиальный режим мы либо не видим, либо не дождались.

Вопрос. Как подтвердить или опровергнуть тот или иной вариант?

P.S. Прошу прощения за качество снимка.

welltester 553 12
Май 20 #18

влияние соседок игнорим ?

Khmelcer 36 0
Май 20 #19

welltester пишет:

влияние соседок игнорим ?

Да, почти все добывающие отключены в округе. Плюс, второе снижение производной по времени совпадает с нулевым замером на буфере.

Krichevsky 608 11
Май 20 #20

Между версиями можно определиться довольно легко - берете давления при закачке (можно пересчитать из устьевых) и смотрите, ложится ли на них модель, настроенная на остановку. Если нет - это авто-ГРП.

Второй шаг - строите производную запуска скважины в закачку. Если она отличается только скином, то авто-ГРП только преодолевает загрязненную ПЗП (мехпримеси, набухание глин...), и закачка идет в целевой пласт. Если отличаются гидропроводности (разные уровни IARF), значит трещина цепляет другой пласт.

Важный момент - в последнем случае радиальный режим НЕ показывает гидропроводность целевого пласта, потому что в модели учитывается вся закачка, а ее часть уходит в другой пласт и не участвует в формировании поля давления, расформирование которого мы наблюдаем на КПД. То есть гидропроводность будет завышена во столько раз, во сколько раз целевая закачка меньше общей.

Вот на этом вебинаре: https://www.petroleumengineers.ru/node/13001#comment-97751 я буду это подробно обсуждать.

Khmelcer 36 0
Июн 20 #21

Коллеги, подскажите кто-нибудь наблюдал такой эффект на КПД?вертикальная нагнетательная скважина. 160 м3/сут. Оранжевый- 2019 год. Зелёный - 2020. В 200 метрах от скважины есть зона глинизации, грешу на нее. 

Krichevsky 608 11
Июн 20 #22

Похоже на суточные колебания.

А кстати графики нормализованы?

Khmelcer 36 0
Июн 20 #23

Krichevsky пишет:

Похоже на суточные колебания.

А кстати графики нормализованы?

Да графики нормализованы. По разрезу меняется геология, думаем на производной это и видим по данным исследованиям.

Krichevsky 608 11
Июн 20 #24

Без давлений и лог-логов для закачки точно сказать нельзя, но я где-то на 80% уверен что скважина с авто-ГРП и изменение положения радиального режима говорит о росте доли непроизводительной закачки между исследованиями.

Khmelcer 36 0
Июн 20 #25

Krichevsky пишет:

Без давлений и лог-логов для закачки точно сказать нельзя, но я где-то на 80% уверен что скважина с авто-ГРП и изменение положения радиального режима говорит о росте доли непроизводительной закачки между исследованиями.

Да, есть трещина авто-ГРП. При относительно одинаковом давлении закачки, приёмистость выросла более чем в 2 раза.

Рушан 711 14
Июн 20 #26

Посчитай кстати - выходят ли те колебания на 24 часа или может на какой то другой определенный период - или каждый раз цифры разные. Я сам такого не помню чтобы явно встречалось.

Khmelcer 36 0
Сен 20 #27

Коллеги, прошу экспертного мнения по исследованию. 

КПД нагнетательная вертикальная скважина. Qж=200м3.Рзаб=220  атм.  Мне непонятно, с чем может быть связано такое изменение производной на начальном участке диагностического графика. В 2015 перед исследованием скважина работала 3 месяца с приемистостью 220 м3 и Рзаб 170 атм. 

welltester 553 12
Сен 20 #28

графики нормализованы ?

со временем подзагадилась забойка ?

Khmelcer 36 0
Сен 20 #29

welltester пишет:

графики нормализованы ?

со временем подзагадилась забойка ?

Да, графики нормализованы. Скин вырос до 3. После первого часа наклон вроде как -1/2. Может ли это быть радиальный композит или неполное вскрытие!?

Krichevsky 608 11
Сен 20 #30

Наклон на семи-логе одинаковый, видимо нормализованы. Скважину стимулировали изначально? По картинкам похоже что была трещина, а через 5 лет засорилась настолько, что ее почти не видно, вот забойка и выросла непропорционально пластовому. По наклону модельной коричневой кривой похоже, что вы так и адаптировали.

Khmelcer 36 0
Сен 20 #31

Krichevsky пишет:

Наклон на семи-логе одинаковый, видимо нормализованы. Скважину стимулировали изначально? По картинкам похоже что была трещина, а через 5 лет засорилась настолько, что ее почти не видно, вот забойка и выросла непропорционально пластовому. По наклону модельной коричневой кривой похоже, что вы так и адаптировали.

Благодарю вас, Владимир. Исследование 2015 года интерпретировали с трещиной авто-грп. Стимуляций не проводилось. 

Krichevsky 608 11
Сен 20 #32

Вот это интересно. То есть незакрепленная трещина сформировалась, а потом закрылась/засорилась, хотя репрессия выросла. Ситуация нетипичная. ВПП не качали?

Khmelcer 36 0
Сен 20 #33

Krichevsky пишет:

Вот это интересно. То есть незакрепленная трещина сформировалась, а потом закрылась/засорилась, хотя репрессия выросла. Ситуация нетипичная. ВПП не качали?

Нет, не качали. Из мероприятий только ревизия пакера была в 2018 году. 

Krichevsky 608 11
Сен 20 #34

Интересно посмотреть историю Рбуф / Q за эти 5 лет - плавный там рост или где-то был скачок.

А ПГИ давно делали? Есть еще вариант что ИП пересыпан.

Khmelcer 36 0
Сен 20 #35

Krichevsky пишет:

Интересно посмотреть историю Рбуф / Q за эти 5 лет - плавный там рост или где-то был скачок.

А ПГИ давно делали? Есть еще вариант что ИП пересыпан.

По пги в мае недоход до ВДП 1 метр. 

Krichevsky 608 11
Сен 20 #36

Если пластовое действительно выросло всего на 15 атм за 5 лет, то коэф.приемистости упал в 2.5-3 раза. И падал плавно. Периодически кстати он увеличивается, вот в последние месяцы например.

Остался еще вопрос про трещину на первом исследовании, честно говоря контраст забойное-пластовое не выглядит достаточным для авто-ГРП, тут надо больше знать про месторождение и скважины.

Но пока гипотеза постепенного засорения трещины и возможно ствола выглядит самой правдоподобной.

Khmelcer 36 0
Сен 20 #37

Krichevsky пишет:

Если пластовое действительно выросло всего на 15 атм за 5 лет, то коэф.приемистости упал в 2.5-3 раза. И падал плавно. Периодически кстати он увеличивается, вот в последние месяцы например.

Остался еще вопрос про трещину на первом исследовании, честно говоря контраст забойное-пластовое не выглядит достаточным для авто-ГРП, тут надо больше знать про месторождение и скважины.

Но пока гипотеза постепенного засорения трещины и возможно ствола выглядит самой правдоподобной.

Владимир, благодарю Вас за комментарий по моему вопросу. По поводу трещины, для месторождения характерны авто-грп на нагнетательных скважинах, причем даже при превышении всего на 30 атм от первоначального Рпл наблюдаем. Почти все ИД,  которые снимаем уже с открытой трещиной даже на 2 мм штуцере. Т.е. давления раскрытия как такового не видим.

Go to top