Теория интерпретации ГДИС

Последнее сообщение
Dasulya 10 13
Май 09

У меня несколько вопросов для специалистов.
1) Можно ли по методики Хорнера посчитать скин-эффект. У меня есть несколько результатов СИАМ. В одном из них, (КПД) время до остановки менее часа, Р пл они считают по хорнеру, а гидропроводность (уд.зоны) и скин-эффект по обычно логарифмич. графику. Сегодня прочла в Бузинове, что по Хорнеру можно определить только Рпл, и соответ-но гидропроводность, а отношение X/(rc^2) определять нельзя, соотвентсвенно как найти скин? Так же там было написанно что по обычному логарифм. графику можно исследовать подобные скважины (с учетом притока) только при t<0.05T, соответ-но только в начале в (ПЗП). Я так и не поняла, на каком основании они расчитывают по 2м методикам.
2) Во всех источниках даются разные формулы для определения скина, так и не смогла определиться какую выбрать. Подскажите плиз.
3) Можно ли использовать методику Хорнера, для определения Рпл при T>>t?
4) Как ТЕОРЕТИЧЕСКИ правильно посчитать по КВД, параметры призабойной зоны скважины? Через скин-эффект? Я так поняла, что в его определении есть много не точностей.
Я понимаю, что для большего количества информации из одного исследования пытаются выудить все что можно и нельзя, но меня интересует именно достоверные способы. Определения. Скоро защита диплома, и нужно пробелы в уме подлатать.

Андрюхан 149 13
Май 09 #1

скважины какие газовые или нефтяные?

Dasulya 10 13
Май 09 #2

Андрюхан пишет:

скважины какие газовые или нефтяные?

Нефтяные

MironovEP 2088 13
Май 09 #3

Dasulya пишет:

Нефтяные

А какие программы используете при интерпретации???

Dasulya 10 13
Май 09 #4

vostochka93 пишет:

А какие программы используете при интерпретации???

Я не использую программы, считаю сама для диплома в соотвествии с теорией. Меня не волнует что занесенно в программы, меня волнует как раз теория. Года 2 назад, я защищала по ГДИСу курсач, посчитала все параметры, которые были посчитаны в исследовании по КВД СИАМ, ну и что получила нагоняй на комисии по защите. На дипломе таких косяков быть не может, поэтому очень важно понять те вопросы, которые я не совсем понимаю.

Cheater 162 15
Май 09 #5

Как принято в России: "Я не очень понял вопрос, но попробую ответить" smile.gif
0. Если интерпретация СИАМовская, то скорее всего результаты не по Хорнеру, а из подгонки численного решения.
1. По Хорнеру (теоретический) можно определить Рпл, КН и Скин. Скорее всего имелось в виду, что скин не влияет на наклон графика Хорнера.
2. Формулы для определния скина разные для разных методов. Для более лучшего понимания предлагаю посмотреть вывод формулы, большинство методик это линеаризация/упрощение уравнения линейного стока
3. Так и не понял что такое T и t
4. Лучшее теоретическое решение - провести идеальный КВД с нулевым влиянием ствола скважины, тогда можно узнать и проницаемость и растояние нарушения (теоретический)

Ангел 5 13
Май 09 #6

3) Можно ли использовать методику Хорнера, для определения Рпл при T>>t?

ну, по идее, для методики по Хорнеру это обязательное условие smile.gif

Dasulya 10 13
Май 09 #7

Т - время работы скважины на опред. режиме до остановки, t - время проведения исследования. Если Т и t по времени сопоставимы, то при расчете необходимо учитывать влияние дополнительного притока в скважину и расчитывать методом Хорнера. Соотвественно на начальный интервал графика влияет доп. приток (область ПЗП), x/(rпр^2) - параметр характеризующий ПЗП мы определить по методу Хорнера не можем, это написано во всей литературе. Обрабатывать подобные графики по обычн. КВД тоже не имеем права. Так, как найти S-эффект? Я может конечно глупая, но до меня реально не доходит. Если на начальном интервале времени существует существенное влияние притока, а S-эффект по сравнение призабойной и удаленной зоны пласта, то как его определяют в данном случае. Кстати я немного преврала в создание темы. Исследование с учетом притока провели не в СИАМ, а в Нижневартовскнефтегеофизика, я так и не понимаю почему они это исследование обрабатывают и с пумощью Хорнера, и с помощью КПД (Р(0)-Р(t) от Ln(t))

Steelhawk 14 13
Май 09 #8

господа, скажите, коэффициенты а и в считаются для нефтяной оторочки?

Андрюхан 149 13
Май 09 #9

эти коэффициенты используются только в случае притока газа к стволу скважины, когда нарушается линейный закон фильтрации и возникает квадратичная формула притока газа к скважине Рпл^2-Рз^2=aQ+bQ^2. Для линейного закона фильтрации притока нефти из нефтяной оторочки можно использовать закон дарси

Steelhawk 14 13
Май 09 #10

Андрюхан пишет:

эти коэффициенты используются только в случае притока газа к стволу скважины, когда нарушается линейный закон фильтрации и возникает квадратичная формула притока газа к скважине Рпл^2-Рз^2=aQ+bQ^2. Для линейного закона фильтрации притока нефти из нефтяной оторочки можно использовать закон дарси

тут дело-то в чем, это все к тому же диплому вопрос по гди, просто на газовых скважинах у нас считают эти коэффициенты, а у меня Прощадь Ен-Яхинская и относится к оторочке, я вот и думаю,что можно в диплом еще выдать из имеющихся давлений на нескольких режимах, дебите и температу ну и КВД посчитана методом Хорнера и касательных, и еще индикаторная соответственно построена. Мне надо что-то из этого всего посчитать и показать для чего это делалось-то. Тут в отчете только коэф. продуктивности выдан и ка аш на мю. Скажите пожалуйста, что еще можно получить интересного из имеющихся данных?

Steelhawk 14 13
Июн 09 #11

товарищи извините, какой физический смысл имеет параметр проводимости? скажите где искать. А то гугл выдает не на то ссылки

Lyric 327 15
Дек 09 #12

Доброго дня.
Назрел вопрос по использованию результатов ГДИС в ГДМ.
Проблема в том, что имеем расчлененный пласт с горизонтальнами скважинами.
При интерпретации ГДИС закладываем суммарный H с РИГИС и интерпретируем КВД.
В итоге получаем модель описывающую однородный пласт в котором сидит горизонталка.

Теперь возникает проблема: если я задам у себя в модели по всему разрезу интерпретированную проницаемость то скважинка будет работать гораздо хуже в силу расчлененности разреза.
Вопрос в том каким алгоритмом можно перенести KH по ГДИС в модель с расчлененным пластов и горизонтальными скважиными.

Можно попытаться заморочится на принцип суперпозиций и конвертнуть свой неоднородный пласт в однородный(в каждом прослое коллектора посчитать длину ствола и расписать как сумму дебитов из каждого отдельного пропластка и замачить это однородной моделью, которая и описвается ГДИСом), но при большом фонде это довольно муторно=(

Может кто сталкивался с такой проблемой?

Гоша 1199 15
Дек 09 #13

Lyric пишет:

Проблема в том, что имеем расчлененный пласт с горизонтальнами скважинами.
При интерпретации ГДИС закладываем суммарный H с РИГИС и интерпретируем КВД.


1) Если скважина, в которой "интерпретируем КВД", горизонтальная (ствол "проведен в одном пропластке"), то "суммарный H с РИГИС" не имеет отношения к расчлененности.

2) Получая из одного "усредненного значения" несколько "разных" (по пропласткам) вы на порядок увеличиваете неопределенность в вашей ГДМ.

Нужно тогда ГДИС из вертикальной / слабо-наклонной скважины, тогда возможно на кривой и "увидите несколько пластов" (если контраст проницаемости большой - хотя бы пол-порядка), или может поинтервальный ГДИС, если глинистые/непроницаемые разделы достаточной толщины. Тогда по интерпретации ГДИС получите несколько разных kh.

Можно также по ГИС взять соотношение kh по пропласткам и "подобрать множитель" на них, чтобы среднее гармоническое (а этот тип усреднения будет более корректен с геологической точки зрения, если пласт расслоен непроницаемыми перемычками) совпадало с интерпретацией ГДИС. Ну и распространить этот множитель на соседние скважины с РИГИС.

Lyric 327 15
Дек 09 #14

Гоша пишет:

1) Если скважина, в которой "интерпретируем КВД", горизонтальная (ствол "проведен в одном пропластке"), то "суммарный H с РИГИС" не имеет отношения к расчлененности.

2) Получая из одного "усредненного значения" несколько "разных" (по пропласткам) вы на порядок увеличиваете неопределенность в вашей ГДМ.

Нужно тогда ГДИС из вертикальной / слабо-наклонной скважины, тогда возможно на кривой и "увидите несколько пластов" (если контраст проницаемости большой - хотя бы пол-порядка), или может поинтервальный ГДИС, если глинистые/непроницаемые разделы достаточной толщины. Тогда по интерпретации ГДИС получите несколько разных kh.

Можно также по ГИС взять соотношение kh по пропласткам и "подобрать множитель" на них, чтобы среднее гармоническое (а этот тип усреднения будет более корректен с геологической точки зрения, если пласт расслоен непроницаемыми перемычками) совпадало с интерпретацией ГДИС. Ну и распространить этот множитель на соседние скважины с РИГИС.


В том то и дело что KH по ГДИС получен для горизонтальной скважины в однородном пласте а в модели она идет трех пропластках(300метров по 4 метровому, 200 метров по 2 метровому 100 метров по 1 метровому), пропластки между собой не соединяются и это не эквивалентно одной 600 метровой скважине в 7 метровом пропластке(можно записать для кажлого участка Йоши-Экономидеса и посмотреть). Поэтому необходимо приводить модель одородного пласта в наш расчлененный.

Мне необходимо на существующую геологию (структурка+NTG) накинуть KH полученную по ГДИСам(охвачен весь фонд по 3-4 исследования), те вокруг скважны зона с одинаковой проницаемостью и никакой неоднородности по пропластка нет. Это необходимо для контроля наших множителей проницаемости unsure.gif, чтобы после мы имели поле проницаемости подтвержденное ГДИСами.

В принципе метод который я писал выше работает: интерпретируем скважину снимаем KH, потом считаем скважину по суперпозикии и находим множитель показывающий на сколько мы занизили проницаемость по ГДИСам. Сейчас думаю как поступать когда в одной точке встречаются две зоны исследования скважин с разной проницаемостью.

ЗЫ Чтобы было понятнее можно в самому в эклипсе посчитать синтетическую КВД: горизонтальную скважину идущую по нескольким не связанным между собой пропласткам, проинтерпритировать синтетическую КВД в сапфире используя H=7метрам и посмотреть на сколько улетит проницаемость.

Go to top