Интерпретация КВУ на сапфир

Последнее сообщение
Jovdat 7 0
3 нед.

Здравствуйте.

Вопрос знатокам.

Есть замеры статических уровней и был пересчет под забойное давление. На диагнаостическом графике можно наблюдать "не" выход на радиальный режим, да и графики сильно отличаются от классики. На форуме добрые люди сказали, что необходимо ввести предысторию добычи не менее 10 дней. Попробовал - диагн. кривая не изменилась.

Почему если искусственно подкрутить и добавить забойные давления так (скажем так "дорисовать кривую давления"), то на диагн. кривой не появляется радиальный режим? С чем это может быть? 

ВложениеРазмер
Иконка изображения bezymyannyy.png768.71 КБ
Krichevsky 570 10
3 нед. #1

Если давление пересчитано верно, то похоже у вас проблема с точностью замеров уровня. Это 80% вероятности и в таком случае просто нужно констатировать что уровнемерами работать в таких условиях нельзя (большая глубина, пена, малая депрессия и т.д.), остальные 20% - всякая экзотика вроде суперколлектора и мгновенного влияния соседних скважин.

Но меня вот очень смущает что скважина останавливается со значения 360 атм забойки. Причем с дебитом 2 куба. Проверьте свои расчеты давления. Они должны учитывать Рзатр, уровень, инклинометрию, среднюю плотность жидкости в затрубе.

Jovdat 7 0
3 нед. #2

Krichevsky пишет:

Если давление пересчитано верно, то похоже у вас проблема с точностью замеров уровня. Это 80% вероятности и в таком случае просто нужно констатировать что уровнемерами работать в таких условиях нельзя (большая глубина, пена, малая депрессия и т.д.), остальные 20% - всякая экзотика вроде суперколлектора и мгновенного влияния соседних скважин.

Но меня вот очень смущает что скважина останавливается со значения 360 атм забойки. Причем с дебитом 2 куба. Проверьте свои расчеты давления. Они должны учитывать Рзатр, уровень, инклинометрию, среднюю плотность жидкости в затрубе.

В дебитах небольшой косяк, но он не сильно вляет (эксплуатировали ШГН-ом дебит 1-1,5 м3/сут, обводненность 0,83). Рзатр учитывается. Скв. глубокая - 4900 м.

По поводу плотности тоже не сыграла большую роль при такой обводненности. 

 

Вложение: 
Krichevsky 570 10
3 нед. #3

Ого, 4900 м, ШГН... Ну ок. Если предположить что уровень отбит хорошо, то возможно проблема в следующем - у вас под уровнем столб 4.5 км воды и нефти вперемешку, под давлением от первых атмосфер до 450. Когда на забое давление меняется, уровень реагирует далеко не сразу. Другими словами, посчитать такое по ro*g*h нельзя. Поэтому у вас аномально высокое и к тому же переменное ВСС, а кривая больше похожа на отклик в соседней скважине чем в этой.

Вероятно, даже с такой проблемой можно было бы получить оценку гидропроводности, постояв подольше, но нет гарантии что на таких временах (на глаз - от 10 суток) изменение уровня, которое будет намного медленнее, все еще можно будет измерить достаточно точно чтобы получить хорошую "полку".

Самое дешевое решение - спустить в затруб манометр под уровень ГЖР и прописать новую остановку 10 суток.

Салих 6 11
2 нед. #4

Типичное поведение давления для низкой проницаемости (если сгладить), возможно еще скважина с Рзаб ниже давления насыщения. Шумы однозначно связаны с уровнемером: на такой глубине естественно набирается много влияющих факторов таких как пена, распределение плотностей по стволу скважины.

Khmelcer 19 0
1 нед. #5

Коллеги, подскажите, пожалуйста.

Скважина Вертикальная. Около 100 т в сутки, начала обводнятся в 2019 году. Сейчас процент около 20.

Есть хорошая история исследований по данной скважине. После перевода с фонтана на ЭЦН график производной давления существенно изменился.

БЫЛО:

СТАЛО:

Сравнивая 2 рисунка, можно заметить, что после первого часа угол наклона производной изменился. Если раньше радиальный режим определяли  в районе 3-7 часа, то теперь я вижу 2 варианта интерпретации:

1 вариант - композит: на первых часах - зона с меньшими ФЕС, далее после 40 часов зона с большими ФЕС. В данной теории смущает, что почему на первых исследованиях - это не диагностировалось?

2 вариант: 1ые часы - радиальный режим, далее влияние добывающих скважин. Смущает существенный отрицательный скин (ГРП не было), и угол не такой резкий для влияния.

Прошу вашего экспертного мнения.

 

Krichevsky 570 10
1 нед. #6

Очень сложно так что-то понять. Выберите в каппе compare files, отметьте репрезентативные анализы до/после механизации, нажмите кнопку Normalize и выложите сюда скриншот.

Khmelcer 19 0
1 нед. #7

Krichevsky пишет:

Очень сложно так что-то понять. Выберите в каппе compare files, отметьте репрезентативные анализы до/после механизации, нажмите кнопку Normalize и выложите сюда скриншот.

Прошу прощения, белый и розовый графики до механизации, зелёный и оранжевый после

welltester 551 12
1 нед. #8

Khmelcer,

без ГРП ? 1, 2 пласта вовлечено ?

welltester 551 12
1 нед. #9

welltester пишет:

Khmelcer,

1, 2 пласта вовлечено ?

все, увидел, что ГРП не было... что-то произошло при переходе на мех. добычу, возможно, подзагадили один из вваливающих пропластков

Khmelcer 19 0
1 нед. #10

welltester пишет:

welltester пишет:

Khmelcer,

1, 2 пласта вовлечено ?

все, увидел, что ГРП не было... что-то произошло при переходе на мех. добычу, возможно, подзагадили один из вваливающих пропластков

Чуть ошибся. Такое изменение тренда произошло намного позже перевода на эцн - спустя 2 года. После перевода на мех фонд Кпрод вырос, но не на много. Один момент, на месторождении проблема - солеотложение. Могли соли так поменять проницаемость?

Krichevsky 570 10
5 дн. #11

Видно что контакт стал хуже - уже на самых ранних временах у нас deltaP в 2 раза больше. Также видно, что в некотором радиусе вокруг скважины ухудшились свойства. И граничные условия похоже тоже поменялись.

А как ведет себя газовый фактор? И как соотносятся пластовые/забойки с Рнас на старых/новых исследованиях?

Khmelcer 19 0
4 дн. #12

Krichevsky пишет:

Видно что контакт стал хуже - уже на самых ранних временах у нас deltaP в 2 раза больше. Также видно, что в некотором радиусе вокруг скважины ухудшились свойства. И граничные условия похоже тоже поменялись.

А как ведет себя газовый фактор? И как соотносятся пластовые/забойки с Рнас на старых/новых исследованиях?

Рзаб снижается от исследования к исслдованию с 2013 года по настоящие время уплао со 100 до 55 атм. Рпл падает меньшими темпами 130 -> 110. На месторождении Рнас>=Рпл. ГФ в пределах 50-100 м3\т . Кроме солей не знаю, что еще может быть. Кандидат на ОПЗ?

Еще на последнем исследовании появился некий рост давления после 65 часа. Первое что я предположил - запуск/смена режима соседней нагнетательной скважины, но шахматка данное предположение не подтвердила. На негермет не очень похоже.

Jovdat 7 0
4 дн. #13

Вот тут тоже интересное что-то происходит. Исходные данные есть. С устьем ничего не делали во время КВД. Но на кривой притока видно через 2 часа после начала квд небольшое снижение давления. Что это могло бы быть?

Вложение: 
Krichevsky 570 10
4 дн. #14

Khmelcer пишет:

Рзаб снижается от исследования к исслдованию с 2013 года по настоящие время уплао со 100 до 55 атм. Рпл падает меньшими темпами 130 -> 110. На месторождении Рнас>=Рпл. ГФ в пределах 50-100 м3\т . Кроме солей не знаю, что еще может быть. Кандидат на ОПЗ?

Еще на последнем исследовании появился некий рост давления после 65 часа. Первое что я предположил - запуск/смена режима соседней нагнетательной скважины, но шахматка данное предположение не подтвердила. На негермет не очень похоже.

Самое вероятное - разгазирование. При таком снижении забойки и пластового ниже Рнас сложно поверить в стабильные замеры ГФ, скорее всего меряют плохо или не меряют вообще.

Рост давления тоже может быть связан с газом - такое бывает когда уровень отжимается ниже датчика. Здорово было бы посмотреть замеры на полках на подъеме.

Khmelcer 19 0
4 дн. #15

Jovdat пишет:

Вот тут тоже интересное что-то происходит. Исходные данные есть. С устьем ничего не делали во время КВД. Но на кривой притока видно через 2 часа после начала квд небольшое снижение давления. Что это могло бы быть?

Похоже на газ, как на газ-хампинг, так и на АРД. Только вот плотность жидкости в стволе не очень подтверждает данную теорию.

Krichevsky 570 10
4 дн. #16

Jovdat пишет:

Вот тут тоже интересное что-то происходит. Исходные данные есть. С устьем ничего не делали во время КВД. Но на кривой притока видно через 2 часа после начала квд небольшое снижение давления. Что это могло бы быть?

Обычно такие эффекты связывают с фазовыми превращениями нефть/газ в стволе. Никакой полезной информации это не несет, просто не смотрите на производную до "ямы" и интерпретируйте все остальное.

Khmelcer 19 0
4 дн. #17

Krichevsky пишет:

Khmelcer пишет:

Рзаб снижается от исследования к исслдованию с 2013 года по настоящие время уплао со 100 до 55 атм. Рпл падает меньшими темпами 130 -> 110. На месторождении Рнас>=Рпл. ГФ в пределах 50-100 м3\т . Кроме солей не знаю, что еще может быть. Кандидат на ОПЗ?

Еще на последнем исследовании появился некий рост давления после 65 часа. Первое что я предположил - запуск/смена режима соседней нагнетательной скважины, но шахматка данное предположение не подтвердила. На негермет не очень похоже.

Самое вероятное - разгазирование. При таком снижении забойки и пластового ниже Рнас сложно поверить в стабильные замеры ГФ, скорее всего меряют плохо или не меряют вообще.

Рост давления тоже может быть связан с газом - такое бывает когда уровень отжимается ниже датчика. Здорово было бы посмотреть замеры на полках на подъеме.

В замерах ГФ сомнениний практически нет. ГФ стабилен. Скажину по газу не срывает.

К сожалению, это - ТМС на насосе. Спущен на 150 м выше ВДП. Обычно, когда у нас отжимает уровень ниже датчика, то резко растет давление на устьевом датчике, а на ТМС давление стабильное. В данном примере, ТМС дублирует устьевой датчик.

Krichevsky 570 10
3 дн. #18

Вообще по логике устьевое давление должно расти все время пока уровень идет вниз, а на забойном датчике рост начинается в момент пересечения уровнем его глубины. Ну да ладно, раз они тут зеркальны, то дело похоже не в этом.

Есть одна экзотическая версия - скважина цепляет некую трещинную систему, которая смыкается ниже некоторого давления. Когда на КВД мы достигаем этого давления - она открывается, и мы видим дополнительный приток из этой системы. По этой же причине при запуске скважины с постоянным дебитом давление сначала тормозит около этой отметки, а потом резко падает (трещины сомкнулись) - такое поведение видно на устьевом датчике. Это также объяснило бы отличия в поведении скважины на высокой / низкой забойке. Правда такое можно наверное только в карбонатах предположить.

Khmelcer 19 0
3 дн. #19

Krichevsky пишет:

Вообще по логике устьевое давление должно расти все время пока уровень идет вниз, а на забойном датчике рост начинается в момент пересечения уровнем его глубины. Ну да ладно, раз они тут зеркальны, то дело похоже не в этом.

Есть одна экзотическая версия - скважина цепляет некую трещинную систему, которая смыкается ниже некоторого давления. Когда на КВД мы достигаем этого давления - она открывается, и мы видим дополнительный приток из этой системы. По этой же причине при запуске скважины с постоянным дебитом давление сначала тормозит около этой отметки, а потом резко падает (трещины сомкнулись) - такое поведение видно на устьевом датчике. Это также объяснило бы отличия в поведении скважины на высокой / низкой забойке. Правда такое можно наверное только в карбонатах предположить.

Да, спасибо большое, Владимир. Данный объект хоть и находится в Восточной Сибири, но все же терригенный. Помимо этого, думаю данный эффект мы бы наблюдали на предыдущих исследованиях.  Проанализировал инструментальные графики предыдущих исследований, но не нашел такого же эффекта. С натяжкой можно отнести исследование 2014 года.

Khmelcer 19 0
3 дн. #20

Krichevsky пишет:

Вообще по логике устьевое давление должно расти все время пока уровень идет вниз, а на забойном датчике рост начинается в момент пересечения уровнем его глубины. Ну да ладно, раз они тут зеркальны, то дело похоже не в этом.

Есть одна экзотическая версия - скважина цепляет некую трещинную систему, которая смыкается ниже некоторого давления. Когда на КВД мы достигаем этого давления - она открывается, и мы видим дополнительный приток из этой системы. По этой же причине при запуске скважины с постоянным дебитом давление сначала тормозит около этой отметки, а потом резко падает (трещины сомкнулись) - такое поведение видно на устьевом датчике. Это также объяснило бы отличия в поведении скважины на высокой / низкой забойке. Правда такое можно наверное только в карбонатах предположить.

Кажется все намного проще. Сейчас внимательнее глянул шахматку по соседей нагнеталке. Увидел, что в период остановки КВД приёмистость упала на 50 м3/сут с 500 до 450 . После запуска добывающией вернулась на свои параметры.)

Jovdat 7 0
3 дн. #21

Krichevsky пишет:

Вообще по логике устьевое давление должно расти все время пока уровень идет вниз, а на забойном датчике рост начинается в момент пересечения уровнем его глубины. Ну да ладно, раз они тут зеркальны, то дело похоже не в этом.

Есть одна экзотическая версия - скважина цепляет некую трещинную систему, которая смыкается ниже некоторого давления. Когда на КВД мы достигаем этого давления - она открывается, и мы видим дополнительный приток из этой системы. По этой же причине при запуске скважины с постоянным дебитом давление сначала тормозит около этой отметки, а потом резко падает (трещины сомкнулись) - такое поведение видно на устьевом датчике. Это также объяснило бы отличия в поведении скважины на высокой / низкой забойке. Правда такое можно наверное только в карбонатах предположить.

В случае раскрытия трещин и дополнительного притока жидкости в скв., то на кривой давления скорее всего будет рост давления (из-за дополнительного роста гидростат-го столба жидкости), а не падение. 

Khmelcer 19 0
3 дн. #22

Jovdat пишет:

Krichevsky пишет:

Вообще по логике устьевое давление должно расти все время пока уровень идет вниз, а на забойном датчике рост начинается в момент пересечения уровнем его глубины. Ну да ладно, раз они тут зеркальны, то дело похоже не в этом.

Есть одна экзотическая версия - скважина цепляет некую трещинную систему, которая смыкается ниже некоторого давления. Когда на КВД мы достигаем этого давления - она открывается, и мы видим дополнительный приток из этой системы. По этой же причине при запуске скважины с постоянным дебитом давление сначала тормозит около этой отметки, а потом резко падает (трещины сомкнулись) - такое поведение видно на устьевом датчике. Это также объяснило бы отличия в поведении скважины на высокой / низкой забойке. Правда такое можно наверное только в карбонатах предположить.

В случае раскрытия трещин и дополнительного притока жидкости в скв., то на кривой давления скорее всего будет рост давления (из-за дополнительного роста гидростат-го столба жидкости), а не падение. 

А у нас как раз рост давления после 65 часа

PetroleumEng 248 3
3 дн. #23

Khmelcer пишет:

Кажется все намного проще. Сейчас внимательнее глянул шахматку по соседей нагнеталке. Увидел, что в период остановки КВД приёмистость упала на 50 м3/сут с 500 до 450 . После запуска добывающией вернулась на свои параметры.)

Проблему с границами решили. Поздравляю!

А ОПЗ на вряд ли поможет. Скин снизит но пласт сам показывает что продуктивность упала. Обводненность увеличилась относительно предыдущих замеров? Если да то скорее всего фронт заводнения достиг добывающей скважины.

Khmelcer 19 0
3 дн. #24

PetroleumEng пишет:

Khmelcer пишет:

Кажется все намного проще. Сейчас внимательнее глянул шахматку по соседей нагнеталке. Увидел, что в период остановки КВД приёмистость упала на 50 м3/сут с 500 до 450 . После запуска добывающией вернулась на свои параметры.)

Проблему с границами решили. Поздравляю!

А ОПЗ на вряд ли поможет. Скин снизит но пласт сам показывает что продуктивность упала. Обводненность увеличилась относительно предыдущих замеров? Если да то скорее всего фронт заводнения достиг добывающей скважины.

Да. Обводненость растет. Уже 20%. Полгода назад ещё было около 12.

PetroleumEng 248 3
3 дн. #25

Кажется где-то внутри Каппы была опция использовать кривые ОФП. Можно ее протестировать и проверить на сколько эта теория жизнеспособна.

Khmelcer 19 0
3 дн. #26

PetroleumEng пишет:

Кажется где-то внутри Каппы была опция использовать кривые ОФП. Можно ее протестировать и проверить на сколько эта теория жизнеспособна.

Вы имеет ввиду, взять проницаемости и обводнености предыдущих исследований и посмотреть какая картинка получится? 

Спасибо за идею. Несколько моментов смущает, в последних исследованиях непонятно где брать положение радиального режима, + обработка была по Перину, из-за чего может быть дополнительная погрешность в определении проницаемости.

welltester 551 12
3 дн. #27

Khmelcer пишет:

PetroleumEng пишет:

Khmelcer пишет:

Кажется все намного проще. Сейчас внимательнее глянул шахматку по соседей нагнеталке. Увидел, что в период остановки КВД приёмистость упала на 50 м3/сут с 500 до 450 . После запуска добывающией вернулась на свои параметры.)

Проблему с границами решили. Поздравляю!

А ОПЗ на вряд ли поможет. Скин снизит но пласт сам показывает что продуктивность упала. Обводненность увеличилась относительно предыдущих замеров? Если да то скорее всего фронт заводнения достиг добывающей скважины.

Да. Обводненость растет. Уже 20%. Полгода назад ещё было около 12.

Дык, может, это вполне нормальное явление (рост воды)? Окружение аналогично ?

Khmelcer 19 0
3 дн. #28

welltester пишет:

Khmelcer пишет:

PetroleumEng пишет:

Khmelcer пишет:

Кажется все намного проще. Сейчас внимательнее глянул шахматку по соседей нагнеталке. Увидел, что в период остановки КВД приёмистость упала на 50 м3/сут с 500 до 450 . После запуска добывающией вернулась на свои параметры.)

Проблему с границами решили. Поздравляю!

А ОПЗ на вряд ли поможет. Скин снизит но пласт сам показывает что продуктивность упала. Обводненность увеличилась относительно предыдущих замеров? Если да то скорее всего фронт заводнения достиг добывающей скважины.

Да. Обводненость растет. Уже 20%. Полгода назад ещё было около 12.

Дык, может, это вполне нормальное явление (рост воды)? Окружение аналогично ?

Обводненость по окружению уже больше 50.  Все скважины - горизонтальные, кроме этой. и такой истории исследований по ним нет. В связи с чем отследить изменения положения радиального режима не представляется возможным. 

Krichevsky 570 10
2 дн. #29

Khmelcer пишет:

Кажется все намного проще. Сейчас внимательнее глянул шахматку по соседей нагнеталке. Увидел, что в период остановки КВД приёмистость упала на 50 м3/сут с 500 до 450 . После запуска добывающией вернулась на свои параметры.)

Это хорошо, но не объясняет почему посередине КВД появляется дополнительный рост.

welltester 551 12
2 дн. #30

Krichevsky пишет:

Khmelcer пишет:

Кажется все намного проще. Сейчас внимательнее глянул шахматку по соседей нагнеталке. Увидел, что в период остановки КВД приёмистость упала на 50 м3/сут с 500 до 450 . После запуска добывающией вернулась на свои параметры.)

Это хорошо, но не объясняет почему посередине КВД появляется дополнительный рост.

Может были остановки окружения и в шахматке этого не отразили 

Салих 6 11
1 дн. #31

Рост производной вероятнее связан с ростом зоны разгазирования в пласте. Похожую производную как-то интерпретировал с применением нелинейной модели. Благо скважина была одиночная, достаточно было правильно ввсести все параметры PVT и ОФП, и модель практически сама легла на замеры.

Другая подходящая модель - это изменение ВСС, но механизм процесса объяснить не могу.

Khmelcer 19 0
1 дн. #32

Krichevsky пишет:

Khmelcer пишет:

Кажется все намного проще. Сейчас внимательнее глянул шахматку по соседей нагнеталке. Увидел, что в период остановки КВД приёмистость упала на 50 м3/сут с 500 до 450 . После запуска добывающией вернулась на свои параметры.)

Это хорошо, но не объясняет почему посередине КВД появляется дополнительный рост.

Салих пишет:

Рост производной вероятнее связан с ростом зоны разгазирования в пласте. Похожую производную как-то интерпретировал с применением нелинейной модели. Благо скважина была одиночная, достаточно было правильно ввсести все параметры PVT и ОФП, и модель практически сама легла на замеры.

Другая подходящая модель - это изменение ВСС, но механизм процесса объяснить не могу.

Коллеги, у меня небольшой опыт в интерпретации ГДИС, не могли бы вы объяснить почему данное поведение КВД-рост давления на инструментальном графике и рост производной после 65 часа не может быть охарактеризовано интерференцией\влиянием соседней нагнетательной?

Krichevsky 570 10
1 дн. #33

Если приемистость соседней скважины постоянная во время вашей КВД, то она или влияет или нет. На производной вы увидите влияние, но на давлении перегибов не будет.

Если приемистость меняется во время исследования, вы можете увидеть отклик. Но чтобы он был таким резким как вы видите на кривой давления - приемистость должна поменяться непосредственно перед этим ростом.

Khmelcer 19 0
16 ч. #34

Krichevsky пишет:

Если приемистость соседней скважины постоянная во время вашей КВД, то она или влияет или нет. На производной вы увидите влияние, но на давлении перегибов не будет.

Если приемистость меняется во время исследования, вы можете увидеть отклик. Но чтобы он был таким резким как вы видите на кривой давления - приемистость должна поменяться непосредственно перед этим ростом.

Благодарю Вас, Владимир. Теперь все понятно.

Go to top