Анализ и интерпретация кривой падения уровня

Последнее сообщение
Zorg 597 14
Мар 09

Всем доброго времени суток!

Ситуация следующая. Наклонно-направленная нефтяная скважина пробурена на два пласта: Ю1-3/4 и Ю14-15. Глубина Ю1-3/4 по вертикали 2670 м, Ю14-15 2970. Пластовое давление в Ю1-3/4 200 атм, в Ю14-15 295 атм. Мощность Ю1-3/4 6 м, Ю14-15 17 м. Проницаемость Ю1-3/4 (предположительно) 2-3 мд, Ю14-15 (предположительно) 0.2-0.4 мд. На нижний пласт проведен ГРП 40 т, верхний пласт просто проперфорирован. Верхний пласт вероятно поврежден, тогда как нижний стимулирован.

Так вот, после ГРП скважина выходит на режим. Датчик ТМС отказал, поэтому забойное давление рассчитывается только через уровень жидкости. Время работы скважины с момента запуска 400 час.

Я решил трансформировать кривую падения уровня в кривую падения давления и проанализировать ее как drawdown test. В результате на диагностическом графике вижу только горб, который говорит о положительном скин факторе, радиальный режим не вижу (т.к. прошло мало времени). Линейного или билинейного режима на диагностическом графике не вижу.

В связи с этим возник вопрос, может быть верхний поврежденный пласт маскирует нижний стимулированный? Сталкивался ли кто-либо с такими случаями на практике?

Знаю, что drawdown test имеет ряд ограничений, тем более, что здесь накладывается еще и очистка пласта после ГРП, и пересчет забойного через уровень, но других данных нет, и, скорее всего, в ближайшее время не будет.

 

Kolos 210 14
Мар 09 #1

Ti pitaew'sya sdelat' interpretaciyu tex dannix kotorie na yaclayutsya "drawdown" testom. Toest' test ne planirovalsya kak test (a prosto zapustili skvazinu), i daze esli da to skoree vsego bil proveden s naruweniem fundamental'nix pravil. Skvazina dolzna bit' ot4iwena sna4ala (produta), 4tobi imet' gradient 4istoy nefti a ne burovogo rastvora. Vo-vtorix, skvazina dolzna bit' otkrita o4en' bistro, a ne plavno. Zamer rasxoda neobxodim vo vremeni dlya to4noy interpritacii.

Iz li4nogo opita: drawdown test o4en' gimornoe delo, no buildup test namnogo prowe i daet bolee ka4estvennie rezul'tati, leg4e dlya interpretacii. Voobwe u nas standart delat' interpritaciyu buildup testa vmeste s drawdown testom t.k. on predwestvuet i yavlyaetsya neobxodimim dlya vosproizvedeniya istorii davleniya.

Ya bi dokanival na4al'stvo, 4to nuzno zakrit' skvazinu na KVD.

VIT 1124 16
Мар 09 #2

Zorg пишет:

Я решил трансформировать кривую падения уровня в кривую падения давления и проанализировать ее как drawdown test. В результате на диагностическом графике вижу только горб, который говорит о положительном скин факторе, радиальный режим не вижу (т.к. прошло мало времени). Линейного или билинейного режима на диагностическом графике не вижу.

В связи с этим возник вопрос, может быть верхний поврежденный пласт маскирует нижний стимулированный? Сталкивался ли кто-либо с такими случаями на практике?


Ну если радиального режима не видно, то говорить о большом или малом скине не совсем корректно. Горб говорит о большом Wellbore storage, что скорее всего так и есть ибо это КВУ. Насчет маскировки тут нет однозначного ответа, зависит от конкретных условий. В данном случае, так как нет большого контраста в kh между двумя пластами можно порекомендовать сделать синтетическую модель и посмотреть какое влияние оказывает второй нестимулируемый пласт в зависиомости от параметров.

Pwl 372 16
Мар 09 #3

Короче, обратимся к математическим началам велтеста. Почему скважины останавливают? Потому что это единственный образ сделать дебит стабильным в течении долгово периода т.е. сделать его 0. Если бы мы могли сделать его стабильно другим то останавливать бы не приходилось бы. В случае когда остановки нет получается следующее. Дебит мерился с дискретностью ... а давление с дискретностью ... Вот и получается что с точки зрения велтеста из-за дебитов картина представляет собой кучу падений и востановлений а по давлению нет. Таким образом общее падение получилось непредставительным т.к. является странной суперпозицией дебитов и не совсем сопоставимых с ними давлений. Как один из вариантов можно попробывать задать один средний дебит на протяжении всего падения, но с уровнями как правило это не очень помогает хотя будет определенно лучше. Мой соевет смотреть не на диагностический график а на исторический. У меня обычно получалось. Хотя описанный случай может быть клиническим из-за своей многопластовости которую даже при нормальном исследовании обычно непроинтерпретируешь, а в такой ситуации ... .
Но метод жив, только он скорее должен использоваться для определения порядков продуктивности скважины в неустановившихся режимах...

Zorg 597 14
Май 09 #4

Чем все закончилось.

Прописали по скважине в итоге еще и КВУ (из-за того, что у насоса срезало вал, а КРС был занят). После чего показали данные теста подрядчикам по ГДИСам. Порядок продуктивности они оценили, правда с оговоркой, что оценка очень грубая. Причем, т.к. скважина эксплуатирует два объекта, получена была общая продуктивность двух объектов сразу, которую, конечно, можно распределить на каждый пласт, но уже без ГДИС.

Вывод такой, если ничего другого не остается, данные КПУ-КВУ можно анализировать и даже интерпретировать, но точную информацию о проницаемости или скин-факторе из такого исследования не получить.

pevgen 451 13
Сен 09 #5

Zorg пишет:

Чем все закончилось.

Прописали по скважине в итоге еще и КВУ (из-за того, что у насоса срезало вал, а КРС был занят). После чего показали данные теста подрядчикам по ГДИСам. Порядок продуктивности они оценили, правда с оговоркой, что оценка очень грубая. Причем, т.к. скважина эксплуатирует два объекта, получена была общая продуктивность двух объектов сразу, которую, конечно, можно распределить на каждый пласт, но уже без ГДИС.

Вывод такой, если ничего другого не остается, данные КПУ-КВУ можно анализировать и даже интерпретировать, но точную информацию о проницаемости или скин-факторе из такого исследования не получить.

Моделил такую штучку в пане, очень интересно получается. Без разделения дебитов по пластам задача не решаемая.

Go to top