Помощь ГДИС

Последнее сообщение
Khmelcer 51 1
Июн 21

Господа, инженеры-нефтяники, интересно ваше мнение по поводу интерпретации КВД.

Дано: карбонатный коллектор, низкие ФЕС, мощность около 15 м.
Скважина горизонтальная с ЭЦН; 2 перфорированных интервала + проведение СКО(100м3). Проведено 2 КВД

Проницаемость по последним точкам 4 мД
Попробовал разные модели от горизонтальной с ГРП до неполного вскрытия. Склоняюсь больше к горизотнальной без ГРП. Смущает длительный ВСС (>130ч) и модель в работе не очень хорошо лежит, но возможно трещина после СКО постепенно уменьшается(можно задать скин-от времени). Однако предпосылки к такому ВСС вроде имеются: Рзатр(60атм) в 2 раза больше Рбуф(30 атм) на КВД -выделяется газ+большой отход скважины от вертикали. Пробовал неполное вскрытие, но получается отрицательный скин-фактор -10.

(Графики нормализованы. )

cross-section.png
Что думаете?

ВложениеРазмер
Иконка изображения buildup2.png41.5 КБ
Иконка изображения comparison.png35.34 КБ
Иконка изображения cross-section.png82.99 КБ
Иконка изображения history_plot.png36.09 КБ
Иконка изображения plain.png12.03 КБ
Krichevsky 672 11
Июн 21 #1

У вас последний дебит перед основной КВД сильно ниже предыдущих. На давлении есть небольшой рост, но он не описывает такое радикальное падение дебита (почти в 2 раза). Это может здорово испортить вид КВД. Я бы поднял этот дебит на уровень ~90% от предыдущего и нанес оба КВД на один график для контроля.

Второе - вы говорите у вас много газа. Если ГФ больше газосодержания (а это скорее всего так) - я советую пересчитать все фазы в забойные условия и интерпретировать по total downhole rate, а не по жидкости. Разница может быть огромной - например может оказаться что полный дебит в забойных условиях не падает.

Ну и последнее - судя по картинкам, ваша скважина прошла по пласту всего в 4-5 раз больше чем его мощность. Я думаю в такой ситуации правильнее пользоваться моделью slanted. И если вы видите хороший отрицательный скин, который не укладывается этой моделью, то подумать о модели трещины.

Но сначала разобраться с дебитами.

voron4m 380 12
Июн 21 #2

Последний дебит скорее всего не дебит, у суточная добыча. Скважину закрыли на КВД после обеда, вот и получилось 50%. В вопросе по ГС согласен с Владимиром, скважина наклонно-направленная, ГС участка не видно. Может масштаб не соблюдён? Есть сопоставления по проницаемости с ГИС и фазам вода/нефть: 4 мд это по нефти/воде/жидкости? Если есть такая контрастность по фазовой проницаемости, то попробуйте применить модель с композитным пластом: первая радиалка на 90 часов, вторая на 500 и проверьте результаты с "физичностью" пласта - ППД, ВНК, ГНК и прочее.

Khmelcer 51 1
Июн 21 #3

Благодарю, Владимир, за обратную связь.

Krichevsky пишет:

У вас последний дебит перед основной КВД сильно ниже предыдущих. На давлении есть небольшой рост, но он не описывает такое радикальное падение дебита (почти в 2 раза). Это может здорово испортить вид КВД. Я бы поднял этот дебит на уровень ~90% от предыдущего и нанес оба КВД на один график для контроля.

Подправил дебит перед КВД-2, накинул модель вертиклальной скважины с трещинной конечной проводимости - удалось положить модель на поздних временах, задав полку ниже радиального режима. Вроде неплохо легла.
Но все же смущает ВСС овер150 часов и понятно, что параметры трещины оценочные, т.к невидно характерных течений, но может ли 100 м3 СКО вызвать трещину полудлиной 8-16м(взависимости от проводимости) !?

Krichevsky пишет:

Второе - вы говорите у вас много газа. Если ГФ больше газосодержания (а это скорее всего так) - я советую пересчитать все фазы в забойные условия и интерпретировать по total downhole rate, а не по жидкости. Разница может быть огромной - например может оказаться что полный дебит в забойных условиях не падает.

Под большим количеством газа, я имел ввиду выделение газа в затрубном пространстве на КВД, на что указывает Рзатр=60 атм и Рбуф=30 атм. В работе Рзатр=Рбуф=20 атм. Это косвенно подтвердило бы сложный ВСС. Однако, все равно, такого длительного ВСС - больше 150 часов я не встречал(если, это ВСС).

ГФ в пределах газосодержания - 100 м3/т. Обычно через Qt берем, если ГФ>300 м3/т.

[quote=Krichevsky]

 

 

 

Khmelcer 51 1
Июн 21 #4

voron4m пишет:

Последний дебит скорее всего не дебит, у суточная добыча. Скважину закрыли на КВД после обеда, вот и получилось 50%. В вопросе по ГС согласен с Владимиром, скважина наклонно-направленная, ГС участка не видно. Может масштаб не соблюдён? Есть сопоставления по проницаемости с ГИС и фазам вода/нефть: 4 мд это по нефти/воде/жидкости? Если есть такая контрастность по фазовой проницаемости, то попробуйте применить модель с композитным пластом: первая радиалка на 90 часов, вторая на 500 и проверьте результаты с "физичностью" пласта - ППД, ВНК, ГНК и прочее.

Спасибо за ваш комментарий, Максим. Проницаемость определеляем по нефти, соответственно задавал дебит нефти. Обводненность-0%. ГФ, как писал выше, в пределах газосодержания. Предпосылок для радиального композита не наблюдается, но да, такую модель я тоже пробовал, однако совмещение с фактом не удалось достичь.

Krichevsky 672 11
Июн 21 #5

Прикинул объем затруба: если газ под давлением 60 атм занимает 40% его объема, то ВСС получится примерно как у вас, так что я думаю, у вас все правильно.

А вот почему Рзатр в работе 20 атм? Его открывают в линию?

Khmelcer 51 1
Июн 21 #6

Krichevsky пишет:

Прикинул объем затруба: если газ под давлением 60 атм занимает 40% его объема, то ВСС получится примерно как у вас, так что я думаю, у вас все правильно.

А вот почему Рзатр в работе 20 атм? Его открывают в линию?

Газ стравливали после КВД в емкость.

Я не уверен, можно ли так брать проницаемость ниже полки. С одной стороны есть полка радиального режима, и там я должен и проводить радиалку. Но с другой стороны, решение обратной задачи - положить модель на факт максимально точно, а этого не удается достичь проводя радиальный режим прямо по участку стабилизации.

Krichevsky 672 11
Июн 21 #7

По вашей модели радиалка еще не наступила, производная снижается. На фактических данных то же самое, а маленький загиб производной наверх в конце можно игнорировать - он слишком короткий, а если отключить сглаживание, может его и нет.

Да и если честно - разница между пунктиром и кажущейся полкой на фактических данных - процентов 7-10 на глаз.

pevgen 439 12
Июн 21 #8

ВСС у вас должен быть приличный, т.к. в обоих случаях при работе скважины, вы получаете провал по Рзаб с последующим восстановлением. Это указывает на приличную сжимаемость флюида, в предистории работы эффект расширения флюида у вас длится почти 400 часов. Соответственно и сжимается он тоже не быстро, поэтому 150 часов ВСС - это нормально.

Еще я бы пристально посмотрел на геофизику. Насколько интервалы перфорации похожи между собой? Похоже, что они у вас отключаются с разной скоростью, т.е. у вас дебит послепритока будет ступенчато изменяться при отключении одного из интервалов.

Вообще пласты с низкой проницаемостью лучше испытывать на падении давления, тогда мы практически не ограничены временем исследования.

Khmelcer 51 1
Июн 21 #9

pevgen пишет:

ВСС у вас должен быть приличный, т.к. в обоих случаях при работе скважины, вы получаете провал по Рзаб с последующим восстановлением. Это указывает на приличную сжимаемость флюида, в предистории работы эффект расширения флюида у вас длится почти 400 часов. Соответственно и сжимается он тоже не быстро, поэтому 150 часов ВСС - это нормально.

Еще я бы пристально посмотрел на геофизику. Насколько интервалы перфорации похожи между собой? Похоже, что они у вас отключаются с разной скоростью, т.е. у вас дебит послепритока будет ступенчато изменяться при отключении одного из интервалов.

Вообще пласты с низкой проницаемостью лучше испытывать на падении давления, тогда мы практически не ограничены временем исследования.

Благодарю Вас за обратную связь.

Ввиду недостатка опыта, я не совсем понял, как и почему Вы связали резкое снижение Рзаб с эффектом расширения флюида.
Такой вид снижения Рзаб ассоциировал с низкой проницаемостью коллектора и ограниченной зоной отбора.
 
Под падением давления вы подразумеваете RTA и КСД?

Подправил дебиты вначале исследования и прикинул RTA до первого КВД, используя проницаемость по КВД-2. Вроде выглядит неплохо, можно отметить границу и прицениться к запасам по нормальизованному дебиту. Однако, настораживает, что до границ всего 100 м. По КВД радиус исследования уже 200м и границ невидно.

Если 400 часов предыстории - это все эффект расширения флюида, то смысл рассматривать RTA нет?

Linear flow plot: Не совсем понимаю, где нужно "уложить" линейное течение? до 5 "часа" или после? вообще можно ли использовать этот анализ в данном случае?

 

pevgen 439 12
Июн 21 #10

"Благодарю Вас за обратную связь.

Ввиду недостатка опыта, я не совсем понял, как и почему Вы связали резкое снижение Рзаб с эффектом расширения флюида.
Такой вид снижения Рзаб ассоциировал с низкой проницаемостью коллектора и ограниченной зоной отбора.
 
Под падением давления вы подразумеваете RTA и КСД?

Подправил дебиты вначале исследования и прикинул RTA до первого КВД, используя проницаемость по КВД-2. Вроде выглядит неплохо, можно отметить границу и прицениться к запасам по нормальизованному дебиту. Однако, настораживает, что до границ всего 100 м. По КВД радиус исследования уже 200м и границ невидно.

Если 400 часов предыстории - это все эффект расширения флюида, то смысл рассматривать RTA нет?

Linear flow plot: Не совсем понимаю, где нужно "уложить" линейное течение? до 5 "часа" или после? вообще можно ли использовать этот анализ в данном случае?"

Стрелкой показано снижение давление ниже модели. При открытии скважины происходит сброс жидкости из ствола скважины, в этот момент манометр фиксирует снижение гидростатического давления. Дальше идет медленный рост давления, связанный с притоком жидкости в ствол скважины. Продолжаться это будет до тех пор, пока не стабилизируется давление за стенкой скважины и давление в стволе. Дальше будет регистрироваться снижение давления по пласту вследствие развития воронки депрессии. Именно это снижение можно отследить до границы зоны дренирования при условии корректного замера дебита.

То что не видно границ может означать либо ошибку в проницаемости, либо то что граница не является флюидоупором.

Khmelcer 51 1
Июн 21 #11

pevgen пишет:

"Благодарю Вас за обратную связь.

Ввиду недостатка опыта, я не совсем понял, как и почему Вы связали резкое снижение Рзаб с эффектом расширения флюида.
Такой вид снижения Рзаб ассоциировал с низкой проницаемостью коллектора и ограниченной зоной отбора.
 
Под падением давления вы подразумеваете RTA и КСД?

Подправил дебиты вначале исследования и прикинул RTA до первого КВД, используя проницаемость по КВД-2. Вроде выглядит неплохо, можно отметить границу и прицениться к запасам по нормальизованному дебиту. Однако, настораживает, что до границ всего 100 м. По КВД радиус исследования уже 200м и границ невидно.

Если 400 часов предыстории - это все эффект расширения флюида, то смысл рассматривать RTA нет?

Linear flow plot: Не совсем понимаю, где нужно "уложить" линейное течение? до 5 "часа" или после? вообще можно ли использовать этот анализ в данном случае?"

Стрелкой показано снижение давление ниже модели. При открытии скважины происходит сброс жидкости из ствола скважины, в этот момент манометр фиксирует снижение гидростатического давления. Дальше идет медленный рост давления, связанный с притоком жидкости в ствол скважины. Продолжаться это будет до тех пор, пока не стабилизируется давление за стенкой скважины и давление в стволе. Дальше будет регистрироваться снижение давления по пласту вследствие развития воронки депрессии. Именно это снижение можно отследить до границы зоны дренирования при условии корректного замера дебита.

То что не видно границ может означать либо ошибку в проницаемости, либо то что граница не является флюидоупором.

Коричневая линия - модель. Зеленая -факт.

Есть неопределенность по дебитам в начале испытания.

pevgen 439 12
Июн 21 #12

Значит у вас неправильно задан ВСС

Khmelcer 51 1
Июн 21 #13

pevgen пишет:

Значит у вас неправильно задан ВСС

А можно разность модели и факта в начале исследований объяснить тем, что на запуске у нас одна фаза- нефть и это одна сжимаемость, а на КВД выделяется газ в затрубе, сжимаемость другая?

pevgen 439 12
Июн 21 #14

Khmelcer пишет:

pevgen пишет:

Значит у вас неправильно задан ВСС

А можно разность модели и факта в начале исследований объяснить тем, что на запуске у нас одна фаза- нефть и это одна сжимаемость, а на КВД выделяется газ в затрубе, сжимаемость другая?

Вы пишете, что количество газа у вас в пределах газосодержания, поэтому по идее все описывается кривой разгазирования. Да и при запуске у вас не просто нефть, а нефть с растворенным газом.

Go to top