КВД ГС провал производной - ваше мнение?

Последнее сообщение
Westeast 5 0
3 нед.

Коллеги, добрый день!

Необходимо стороннее мнение. Горизонтальная скважина с ICD (поэтому сферическое течение, а не линейное). Эксплуатируется фонтанным способом. В скважине стационарный манометр на 1 м в а.о. выше глубины проводки ГС. Начальное пластовое равно давлению насыщения, есть газовая шапка. В скважине наблюдается прорыв газа из ГШ. Соседние скважины режим работы не меняли.

Остановочные параметры в 2018г: штуцер 100%, обв 40%, нефти+конд 670 м3/сут, газа 695 тыс. м3/сут

Остановочные параметры в 2019г: штуцер 11%, обв 40%, нефти+конд 300 м3/сут, газа 600 тыс. м3/сут

Чем вызван схожий провал производной в последних двух исследованиях?

P.S. Заранее спасибо всем откликнувшимся

 

ВложениеРазмер
Иконка изображения kvd_log-log.jpg58.63 КБ
Krichevsky 525 10
3 нед. #1

Какой-то скважинный эффект. Если интересно все-таки разобраться - надо бы посмотреть сами давления в декартовом масштабе в этом интервале.

Кстати по идее течение после сферического дожно стать линейным все равно.

Jfk 400 12
3 нед. #2

может быть связано с сегрегацией жидкости и газового пузыря в скважине. газовый пузырь на 100 часах сжался, железо в скважине тоже может влиять, по достижению какого то давления, что то срабатывает.

Westeast 5 0
3 нед. #3

Krichevsky пишет:

Какой-то скважинный эффект. Если интересно все-таки разобраться - надо бы посмотреть сами давления в декартовом масштабе в этом интервале.

Кстати по идее течение после сферического дожно стать линейным все равно.

Krichevsky, в остановленной скважине есть только глубинное давление. Вложила, синхронизировав для наглядности. Крестиком отмечено место начала падения производной. По температуре в обоих случаях ничего не видно. С радостью выслушу ваше мнение.

Вложение: 
Westeast 5 0
2 нед. #4

Krichevsky пишет:

Кстати по идее течение после сферического дожно стать линейным все равно.

Не совсем понимаю откуда он появится, если продукция из ГС попадает в скважину через "единичные дырки". Поделитесь, пожалуйста, реальным примером, если есть. На наших скважинах с хорошими ФЕС линейный режим не был замечен ни на одной скважине.

Krichevsky 525 10
2 нед. #5

Но дырки же выстроены в линию? Сначала сферический, потом возможно суммарный радиальный (к каждой дырке) в зависимости от расстояния между ними, потом линейный (когда радиальные к каждой дырке сольются), ну и потом псевдорадиальный ко всей скважине. Смоделируйте если сомневаетесь - в каппе вместо ICD задайте fractured horizontal с очень маленькими трещинами маленькой высоты.

PetroleumEng 200 3
2 нед. #6

Почему вы говорите что у вас нет радиального тока? На кривой 2018 года после 30 ч. идет IARF. 

У вас идет прорыв газа с газовой шапки в 2019 году, тогда как в 2018 газовой шапки даже не видно после 100 ч.

Скорее всего в следствии истощения пласта ГНК опустилось и вы теперь видете эфект газовой шапки (или она появилась в следствии истощения пласта). В любом случае это не должно быть из за перераспределения фаз, так как перераспределение фаз не должно длиться 10 ч. и тем более что у вас датчик стоит ближе к перфорации и наверняка закрыт пакерами. Тут про это уже было сказано.

Рядом нагнетательные скважины есть? 

Westeast 5 0
2 нед. #7

PetroleumEng пишет:

Почему вы говорите что у вас нет радиального тока? На кривой 2018 года после 30 ч. идет IARF. 

У вас идет прорыв газа с газовой шапки в 2019 году, тогда как в 2018 газовой шапки даже не видно после 100 ч.

Скорее всего в следствии истощения пласта ГНК опустилось и вы теперь видете эфект газовой шапки (или она появилась в следствии истощения пласта). В любом случае это не должно быть из за перераспределения фаз, так как перераспределение фаз не должно длиться 10 ч. и тем более что у вас датчик стоит ближе к перфорации и наверняка закрыт пакерами. Тут про это уже было сказано.

Рядом нагнетательные скважины есть? 

Добрый день! Про радиалку речи не шло. Обсуждалось отсутствие линейного режима на горизонтальной скважине, оборудованной ICD.Текущее пластовое ниже первоначального на 10%. Есть газонагнетательные скважины, ближайшие в 3-4 км от исследуемой скважине, до ближайших добывающих по 400 м. Смущает, что в двух исследованиях похожее поведение, настолько повторить работу нагнетательного фонда надо еще умудриться. Вариант с нагнетательным фондом рассматривается, но большой надежды на него нет.

Видела на практике случаи в скважинах, где были 2 фазы: газ и нефть и спустя десятки часов мы фиксировали последствия перераспределения фаз в виде смены тренда восстановления давления ввиду падения уровня жидкости ниже глубины установки датчика и это там было подтверждено. Поэтому перераспределение фаз понятие растяжимое. В этом же случае три фазы, и я не исключаю, что подобное поведение обусловлено движением уровня раздела фаз относительно глубины спуска датчика, но у меня есть только глубинный замер давления.

 

 

Вложение: 
Westeast 5 0
2 нед. #8

Krichevsky пишет:

Но дырки же выстроены в линию? Сначала сферический, потом возможно суммарный радиальный (к каждой дырке) в зависимости от расстояния между ними, потом линейный (когда радиальные к каждой дырке сольются), ну и потом псевдорадиальный ко всей скважине. Смоделируйте если сомневаетесь - в каппе вместо ICD задайте fractured horizontal с очень маленькими трещинами маленькой высоты.

Сама модель трещины подразумевает линейный режим, поэтому не считаю, что это хороший вариант для доказательства. Вы же в вертикальной скважине модель неполного вскрытия не замените маленькой трещиной? Насколько я понимаю это все же две разные картины.  

PetroleumEng 200 3
2 нед. #9

Westeast пишет:

PetroleumEng пишет:

Почему вы говорите что у вас нет радиального тока? На кривой 2018 года после 30 ч. идет IARF. 

У вас идет прорыв газа с газовой шапки в 2019 году, тогда как в 2018 газовой шапки даже не видно после 100 ч.

Скорее всего в следствии истощения пласта ГНК опустилось и вы теперь видите эффект газовой шапки (или она появилась в следствии истощения пласта). В любом случае это не должно быть из за перераспределения фаз, так как перераспределение фаз не должно длиться 10 ч. и тем более что у вас датчик стоит ближе к перфорации и наверняка закрыт пакерами. Тут про это уже было сказано.

Рядом нагнетательные скважины есть? 

Добрый день! Про радиалку речи не шло. Обсуждалось отсутствие линейного режима на горизонтальной скважине, оборудованной ICD.Текущее пластовое ниже первоначального на 10%. Есть газонагнетательные скважины, ближайшие в 3-4 км от исследуемой скважине, до ближайших добывающих по 400 м. Смущает, что в двух исследованиях похожее поведение, настолько повторить работу нагнетательного фонда надо еще умудриться. Вариант с нагнетательным фондом рассматривается, но большой надежды на него нет.

Видела на практике случаи в скважинах, где были 2 фазы: газ и нефть и спустя десятки часов мы фиксировали последствия перераспределения фаз в виде смены тренда восстановления давления ввиду падения уровня жидкости ниже глубины установки датчика и это там было подтверждено. Поэтому перераспределение фаз понятие растяжимое. В этом же случае три фазы, и я не исключаю, что подобное поведение обусловлено движением уровня раздела фаз относительно глубины спуска датчика, но у меня есть только глубинный замер давления.

Все понятно теперь. Линейного тока нет наверное из за того что у вас доминирует только один интервал (наверное более половины добычи дает) и скорее всего это тот интервал где прорвал газ.

 Наводящий вопрос: почему в 2019 году вы не видите газовую шапку? Хотя довольно долго держали скважину.

У вас ГФ увеличился в 2 раза, как вы представляет это произошло? Разгазирование? Образование конуса?

Вы сравнивали kh 2019 года и 2018 года? Если есть уменьшение то наверняка у вас ГНК опустился за счет истощения. 

Krichevsky 525 10
2 нед. #10

Westeast пишет:

Krichevsky пишет:

Но дырки же выстроены в линию? Сначала сферический, потом возможно суммарный радиальный (к каждой дырке) в зависимости от расстояния между ними, потом линейный (когда радиальные к каждой дырке сольются), ну и потом псевдорадиальный ко всей скважине. Смоделируйте если сомневаетесь - в каппе вместо ICD задайте fractured horizontal с очень маленькими трещинами маленькой высоты.

Сама модель трещины подразумевает линейный режим, поэтому не считаю, что это хороший вариант для доказательства. Вы же в вертикальной скважине модель неполного вскрытия не замените маленькой трещиной? Насколько я понимаю это все же две разные картины.  

Мне кажется можно отличить линейный режим к трещине полудлиной 0.5 м от линейного режима к группе ICD длиной 1000 м. И да, частичное вскрытие тоже можно очень короткой трещиной заменить, если модель корректно работает. Но если хочется кристальной честности - попробуйте в ГДМ посчитать.

Хотя мне казалось очевидным, что на определенном времени будет линейная симметрии притока к группе дырок, расположенных в линию.

Я думаю что правильно вам подсказывают - если вы не видите линейного там где он должен быть, то вполне возможно далеко не все ICD у вас работают или есть существенный перекос в их вкладе.

PetroleumEng 200 3
1 нед. #11

Westeast пишет:

PetroleumEng пишет:

Почему вы говорите что у вас нет радиального тока? На кривой 2018 года после 30 ч. идет IARF. 

У вас идет прорыв газа с газовой шапки в 2019 году, тогда как в 2018 газовой шапки даже не видно после 100 ч.

Скорее всего в следствии истощения пласта ГНК опустилось и вы теперь видете эфект газовой шапки (или она появилась в следствии истощения пласта). В любом случае это не должно быть из за перераспределения фаз, так как перераспределение фаз не должно длиться 10 ч. и тем более что у вас датчик стоит ближе к перфорации и наверняка закрыт пакерами. Тут про это уже было сказано.

Рядом нагнетательные скважины есть? 

Добрый день! Про радиалку речи не шло. Обсуждалось отсутствие линейного режима на горизонтальной скважине, оборудованной ICD.Текущее пластовое ниже первоначального на 10%. Есть газонагнетательные скважины, ближайшие в 3-4 км от исследуемой скважине, до ближайших добывающих по 400 м. Смущает, что в двух исследованиях похожее поведение, настолько повторить работу нагнетательного фонда надо еще умудриться. Вариант с нагнетательным фондом рассматривается, но большой надежды на него нет.

Видела на практике случаи в скважинах, где были 2 фазы: газ и нефть и спустя десятки часов мы фиксировали последствия перераспределения фаз в виде смены тренда восстановления давления ввиду падения уровня жидкости ниже глубины установки датчика и это там было подтверждено. Поэтому перераспределение фаз понятие растяжимое. В этом же случае три фазы, и я не исключаю, что подобное поведение обусловлено движением уровня раздела фаз относительно глубины спуска датчика, но у меня есть только глубинный замер давления.

 

 

Так к чему пришли? Какое заключение дали? Или как обычно все грехи повесили на перераспределение фаз? 

К стати в 2018 году при такой же обводненности 40% почему то перераспределение фаз не подействовало. Если отдадут на ревизию эксперту это он точно сразу заметит, и забракует работу. Мой совет, пишите в заключении, что у вас появилась искуственная локальная газовая шапка и ICD не работает против газа.

voron4m 341 10
1 нед. #12

Перераспределение фаз на глубине манометра после 50 часов исследование подтверждается изменением производной (сброс вниз с возвращением на прежний уровень) и поведением давления (изменение тренда на понижающий после 15130): увеличение плотности жидкости. Если по скважине % воды 40%, а манометр практически спущен в интервал перфорации, то можно предположить сегрегацию столба жидкости после остановки скважины и постепенный предъём уровня воды. В следующее исследование желательно поднять манометр повыше. Если спускали 2 манометра для исследование, то по разнице давлений между ними легко рассчитать и показать изменение плотности.

По самому КВД, отсутствие линейного притока и сферический приток в горизонтальной скважине может говорить о работе одного порта/интервала. Похожие КВД были в скважинах близко расположенных к ГШ. Сравнивайте полученные Kh с соседними скважинами или петрофизикой. Если в разы выше, то это газ. Ранее эта зона начиналась после 30 часов, теперь после 20 часов. Происходит расширение этой зоны? Или приближение ГШ к скважине?

Для сравнения КВД применяйте нормализацию (есть в Kappe). А то сразу возникает вопрос по корректности занесенного дебита перед остановкой.

Go to top