Интерпретация квд горизонталки в карбонатах

Последнее сообщение
Ami 2 0
Мар 18

Доброго времени суток, коллеги.

Может ли кто подсказать, пожалуйста, как можно объяснить поздние времена на LogLog (~1/2 slope), если учесть, что грп не проводилось, и предполагается, что разломы отсутствуют?

ВложениеРазмер
Иконка изображения loglog.jpg37.97 КБ
Иконка изображения history.jpg33.86 КБ
voron4m 329 9
Мар 18 #1

Насколько длина ствола соответствует уровню Kh?

Krichevsky 439 8
Мар 18 #2

1. Насколько достоверна предыстория работы?

2. Что это за отрицательные дебиты во время КВУ? Первый раз вижу такую картинку.

Ami 2 0
Мар 18 #3

Krichevsky пишет:

1. Насколько достоверна предыстория работы?

2. Что это за отрицательные дебиты во время КВУ? Первый раз вижу такую картинку.

1. Предыстория работы достоверна в том плане, что скважина работала стабильно весь год без остановок, со слабоизменяющимся дебитом, поэтому задан усредненный дебит 4,25 м3/сут.
2. Отображены дебиты нагнетательной скважины во время исследования, она на расстоянии 200м и считается что возможно влияния она не имеет. 

PetroleumEng 112 2
Мар 18 #4

Такое наблюдается на сланцевых месторождениях после многостадийного ГРП. Ток никогда не переходит в радиальный режим, сеть трещин постоянно подпитывает и дает линейный ток.

Что то на подобии этого

 

ALY 108 10
Мар 18 #5

PetroleumEng пишет:

Такое наблюдается на сланцевых месторождениях после многостадийного ГРП.

Вниметельно читаем топикстартера - не грп.

А что вообщем-то смущает вас в диагностике. Низкая проницаемость, длинный ствол. Радиального не дождетесь.

Попробуйте смоделировать у вас же параметры скважины и пласта есть. В модели горизонтального ствола, насколько я помню, тоже есть линейное течение - наклон 1/2.

Рушан 491 11
Мар 18 #6

Ami, пробовали ли считать td для этой скважины? На предмет того td  >1-2 или <1-2. Если менее единицы то вроде еще радиального режима не достигло.

Само td вроде будет (Joshi, 1989)

td = 0.001055*k*t/[φ*Ct*μ*L^2], где

k - проницаемость, mD, может быть рассчитана как для equivalent isotropic system

k = [kx*ky*kz]^[1/3]

или как для equivalent horizontal permeability

k = [kx*ky]

φ - пористость, в долях

Ct - общая сжимаемость, psi^[-1]

μ - вязкость жидкости, cP

L - длина горизонтального ствола скважины, ft

GeophysNik 3 2
Мар 18 #7

Как отметил выше уважаемый Кричевский, первый вопрос - предыстория работы. Возможно, "стабильный" режим был не таким стабильным непосредственно перед остановкой на КВД. Тем более, если это ШГН или другой способ эксплуатации предполагающий колебания Рзаб, то стабильность отбора вызывает сомнение без замера дебита непосредственно перед остановкой и без регистрации Рзаб хотя бы в течении 4-6 часов перед остановкой.

Далее уже можно рассматривать непосредственно параметры сисемы скважина-пласт.

1) Если предполагается, что "разломы" отсутсвуют, это не значит что нет нарушений меньшего масштаба. Достаточно относительно небольшой "трещины" (10-15 м), чтобы приток из нее преобладал над остальным стволом при достаточно низкой проницаемости. Такая картина часто встречается на ВУОНГКМ, где эксплуатация ведётся газлифтом (т.е. с периодическими прекращениями подачи), а ГСы почти всегда осложены субвертикалными трещинами.

2) Также не стоит сразу отметать нагнетаклу в качестве виновницы. Так как давление судя по всему и не собирается останавливать набор, то, возможно, связь всё-таки есть. И, возможно, опять же из-за наличия сети естественных трещин среднего масштаба.

Go to top