Определение ГНК

Последнее сообщение
Selena 104 3
Фев 20

Какими методами возможно определить ГНК в открытом стволе в скважине бурящейся на УВ растворе? Прочла упоминание о такой возможности в одной книге. Подробностей нигде не могу найти.

Рушан 692 14
Фев 20 #1

Разве не 1 из разновидностей нейтронного метода

Selena 104 3
Фев 20 #2

Рушан пишет:

Разве не 1 из разновидностей нейтронного метода


Знаю о методе большого и малого нейтронных зондов. Но в нем не говорится о связи с раствором.

Selena 104 3
Фев 20 #3

Есть амплитуда затухания продольной волны. Есть 2 нейтронных зонда. По ним ничего не выделяется. Но по соседней скважине из пласта получили нефть с газовым фактором 64 м3/сут. Начальство думает что там газовая шапка. А я не вижу никаких признаков. Вот и думаю может еще какие методы есть о которых я не знаю...

Рушан 692 14
Фев 20 #4

Вроде не ахти какой фактор(не 500-3000), сколько же ГФ должен быть по PVT.

Петя Ботев 841 8
Фев 20 #5

вариант замеров пластовых давлений (или как говорят в российской практике ГДК) во время бурения возможен?
по собственной практике - всякие сигмы и акустики очень редко дают однозначные результаты.

Selena 104 3
Фев 20 #6

Рушан пишет:

Вроде не ахти какой фактор(не 500-3000), сколько же ГФ должен быть по PVT.


Вот и я так думаю...

Selena 104 3
Фев 20 #7

Петя Ботев пишет:
вариант замеров пластовых давлений (или как говорят в российской практике ГДК) во время бурения возможен?
по собственной практике - всякие сигмы и акустики очень редко дают однозначные результаты.

Да, ГИС методы конечно не истина последней инстанции. Насколько я знаю пластовое давление там не измеряют. Да и от нас не ждут однозначного ответа. Главное продукт в пласте есть. Дальше пусть испытывают. Это так, для себя, размышления на свободную тему.

Петя Ботев 841 8
Фев 20 #8

Selena пишет:
Петя Ботев пишет:
вариант замеров пластовых давлений (или как говорят в российской практике ГДК) во время бурения возможен? по собственной практике - всякие сигмы и акустики очень редко дают однозначные результаты.
Да, ГИС методы конечно не истина последней инстанции. Насколько я знаю пластовое давление там не измеряют. Да и от нас не ждут однозначного ответа. Главное продукт в пласте есть. Дальше пусть испытывают. Это так, для себя, размышления на свободную тему.

 

ну стандартные методы выделения газовых коллекторов - neu/den, sigma, dtc/dts....  можно на газовый каротаж посмотреть..но всё очень индивидуально и где то работает, а где то нет...   В общем только испытания)))

GRR 573 4
Фев 20 #9

Петя Ботев пишет:

Selena пишет:
Петя Ботев пишет:
вариант замеров пластовых давлений (или как говорят в российской практике ГДК) во время бурения возможен? по собственной практике - всякие сигмы и акустики очень редко дают однозначные результаты.
Да, ГИС методы конечно не истина последней инстанции. Насколько я знаю пластовое давление там не измеряют. Да и от нас не ждут однозначного ответа. Главное продукт в пласте есть. Дальше пусть испытывают. Это так, для себя, размышления на свободную тему.

ну стандартные методы выделения газовых коллекторов - neu/den, sigma, dtc/dts....  можно на газовый каротаж посмотреть..но всё очень индивидуально и где то работает, а где то нет...   В общем только испытания)))

Особенно забавно получается, когда по принятому ГНК проектируешь скважину, а там в ГШ перф интервалы работают по факту нефтью..

Рушан 692 14
Фев 20 #10

Так то в открытом стволе вроде можно выполнить MDT, но сам я воочию не встречал таких результатов, в основном для ВНК. Может у кого опыть есть кто видел газовый градиент.

Петя Ботев 841 8
Фев 20 #11

Рушан пишет:

Так то в открытом стволе вроде можно выполнить MDT, но сам я воочию не встречал таких результатов, в основном для ВНК. Может у кого опыть есть кто видел газовый градиент.

я видел))))  вот прям как в учебнике, разделение на газовую и нефтяную часть, с совпадением градиентов по плотности с  PVT моделью отобранных здесь же образцов + с свечение керна и др.   И да..думаю речь все таки не о MDT как таковом...эти приборы все таки немного для другого предназначены.

pevgen 427 11
Фев 20 #12

Selena пишет:
Есть амплитуда затухания продольной волны. Есть 2 нейтронных зонда. По ним ничего не выделяется. Но по соседней скважине из пласта получили нефть с газовым фактором 64 м3/сут. Начальство думает что там газовая шапка. А я не вижу никаких признаков. Вот и думаю может еще какие методы есть о которых я не знаю...

По соседней скважине ИД писали? Или есть возможность записать?

При отработке на разных режимах измеряем отдельно дебит нефти и дебит газа, потом строим в осях Qн-Qг. Если линия прямая, значит имеем только растворенный газ и ГШ искать не надо.

Если гнется в сторону Qг, значит свободный газ присутствует и надо искать ГНК.

Selena 104 3
Фев 20 #13

pevgen пишет:

Selena пишет:
Есть амплитуда затухания продольной волны. Есть 2 нейтронных зонда. По ним ничего не выделяется. Но по соседней скважине из пласта получили нефть с газовым фактором 64 м3/сут. Начальство думает что там газовая шапка. А я не вижу никаких признаков. Вот и думаю может еще какие методы есть о которых я не знаю...

По соседней скважине ИД писали? Или есть возможность записать?

При отработке на разных режимах измеряем отдельно дебит нефти и дебит газа, потом строим в осях Qн-Qг. Если линия прямая, значит имеем только растворенный газ и ГШ искать не надо.

Если гнется в сторону Qг, значит свободный газ присутствует и надо искать ГНК.

Соседней скважине 50 лет... даже если что то по ней тогда и писали. У нас этой информации нет.

Петя Ботев 841 8
Фев 20 #14

pevgen пишет:

Selena пишет:
Есть амплитуда затухания продольной волны. Есть 2 нейтронных зонда. По ним ничего не выделяется. Но по соседней скважине из пласта получили нефть с газовым фактором 64 м3/сут. Начальство думает что там газовая шапка. А я не вижу никаких признаков. Вот и думаю может еще какие методы есть о которых я не знаю...

По соседней скважине ИД писали? Или есть возможность записать?

При отработке на разных режимах измеряем отдельно дебит нефти и дебит газа, потом строим в осях Qн-Qг. Если линия прямая, значит имеем только растворенный газ и ГШ искать не надо.

Если гнется в сторону Qг, значит свободный газ присутствует и надо искать ГНК.

что то новое))   а ИД что такое? 

voron4m 375 11
Фев 20 #15

В открытом стволе гоняли стетоскоп после бурения (он дешевле был в 2-3 раза по сравнению с MDT), но основная цель была выявление промытых зон от ППД через градиенты, + пластовое давление по участкам ГС. На тот момент работало.

pevgen 427 11
Фев 20 #16

Петя Ботев пишет:

pevgen пишет:

Selena пишет:
Есть амплитуда затухания продольной волны. Есть 2 нейтронных зонда. По ним ничего не выделяется. Но по соседней скважине из пласта получили нефть с газовым фактором 64 м3/сут. Начальство думает что там газовая шапка. А я не вижу никаких признаков. Вот и думаю может еще какие методы есть о которых я не знаю...

По соседней скважине ИД писали? Или есть возможность записать?

При отработке на разных режимах измеряем отдельно дебит нефти и дебит газа, потом строим в осях Qн-Qг. Если линия прямая, значит имеем только растворенный газ и ГШ искать не надо.

Если гнется в сторону Qг, значит свободный газ присутствует и надо искать ГНК.

что то новое))   а ИД что такое? 

Индикаторная диаграмма.

vaque 380 12
Июн 20 #17

Selena пишет:
Какими методами возможно определить ГНК в открытом стволе в скважине бурящейся на УВ растворе? Прочла упоминание о такой возможности в одной книге. Подробностей нигде не могу найти.

а вас какой коллектор? терригенный или карбонатный?

во время бурения гис были или только на трубах?  единственная скважина на промысле?

по факту кроме mdt вам ничего точно не даст, но  по мдт можно понять по наличию большой доли легких УВ С1, С2.так как в РУО их нет. градиет -да работает, я видел его рузельта, но его обычно делают XPT. (прижимной зонд). 

также плотность очень сильно будет садится, - можно с углями спутать, но тут надо быть увереннным это нет каверн. 

по остальным методам, надо настраивать алгоритмы, в чистом виде они не один даст 100% уверенности.  ещё Керн не отбирался? на него тоже можно вглянуть, иногда хорошо помагает:)

vktr 134 7
6 дн. #18

При использвании XPT и MDT тоде надо быть осторожным, особенно если ведется активная разработка. Но при использовании оптических анализаторов шансы на успех возрастают, как истоимость.

При использовании каротажа во время бурения, Петя Ботев все правильно сказал Neu/Den, Dt-Vp/vs, Если EcoScope то можно и сигму посмотреть. 

В случае использования газокаротажа необходим хороший газохроматограф и ГТИшники.

Go to top