форма производной КПД после закачки

Последнее сообщение
sniper 362 12
Фев 11

Привет КОЛЛЕГИ!
Нарисовалась задачка для ума - вот хочу поделиться со всеми laugh.gif
Скважина нагнетательная, качают около 250 кубов, коллектор терригенный, ГРП не было, эффективная толщина около 5 метров, пористость 15-20%, сверху-снизу "толстые" перемычки, тектоническое нарушение дааалеко на востоке, глубина 2500 м, вязкость воды=вязкости нефти, работает долго.
Причем, подобные КПД получены по ряду нагнеталок в разных частях залежи.
И выполненные две КПД на одних и тех-же скважинах (через пару месяцев) формой производной повторяют друг-друга.
Кстати, на некоторых из них было ГРП.
Скин везде ОТРИЦАТЕЛЬНЫЙ

У кого какие мнения?KPD__264m3.pdf

kochichiro 943 14
Фев 11 #1

sniper пишет:

Привет КОЛЛЕГИ!
Нарисовалась задачка для ума - вот хочу поделиться со всеми laugh.gif
Скважина нагнетательная, качают около 250 кубов, коллектор терригенный, ГРП не было, эффективная толщина около 5 метров, пористость 15-20%, сверху-снизу "толстые" перемычки, тектоническое нарушение дааалеко на востоке, глубина 2500 м, вязкость воды=вязкости нефти, работает долго.
Причем, подобные КПД получены по ряду нагнеталок в разных частях залежи.
И выполненные две КПД на одних и тех-же скважинах (через пару месяцев) формой производной повторяют друг-друга.
Кстати, на некоторых из них было ГРП.
Скин везде ОТРИЦАТЕЛЬНЫЙ

У кого какие мнения?

Больше 100 % улучшение притока быть не должно, если у тебя нет модели горизонтальной скважины и трещины ГРП. Посему по-пробуй поставить модели изменяющегося коэффициента влияния по Хегемену, Ci/Cf будет где-то в районе 1.5-4, это тебе позволит смоделировать небольшой горбик в начале и чуть уменьшит скин. Насчет физичности изменяющегося коэффициента - температура закачиваемой воды на поверхности меньше, а на забое больше. Кстати этим можно попробовать объяснить отрицательный скин, по-идее закачиваемая холодная вода попадая на забой при больших скоростях может приводить к термическому растрескиванию породы. У америкосов много статей на эту тему, по-пробуй по-гуглить Thermal fracturing.

На конце, где у тебя задирается производная, попробуй поставить таки радиально-композитный коллектор. Не факт, что при равных вязкостях у тебя будет одинаковая пористость и сжимаемость коллектора по пласту, опять же вязкость воды мало изменяется в пластовых условиях по-сравнению с поверхностными, а вот для нефти сам знаешь изменение может быть достаточно большим.

Fess 41 13
Фев 11 #2

sniper пишет:

У кого какие мнения?


В результате длительной закачки вблизи скважины образовалась зона (промытая), в которой подвижность больше чем в отдаленной. Можно проверить оценивая ее радиус по двум исследованиям. Обычно он становится больше, что наверное подтверждает эту теорию.

sniper 362 12
Фев 11 #3

Оперативно - спасибо biggrin.gif
как говорят в КАППА - модель радиально-композитного пласта может описать практически любое косячное ГДИС wink.gif

Специально не вывел красивую в аттач - действительно, используя модель радиально-композитного пласта и добавляя (или не добавляя трещину smile.gif ) + ВСС, то все ложиться замечательно. Но фишка в том, что считая проницаемость для призабойки через коэффициент продуктивности (фактический Q/DP) практически всегда получается что при подобном отрицательном скине проницаемость ПЗП хуже удаленной (по Сапфиру) wacko.gif .
Вот и возник вопрос.

Тут видимо все вместе (это о причинах трещиннообразования) - и то что kochichiro говорит и то, что у шустефа (заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания) написано.

Видимо придеться индикаторные порекомендовать сделать, хот трещины можно будет обосновать huh.gif

Если кому интересно - могу скинуть файл *.ks3

voron4m 381 12
Фев 11 #4

sniper пишет:

Привет КОЛЛЕГИ!
Нарисовалась задачка для ума - вот хочу поделиться со всеми laugh.gif
Скважина нагнетательная, качают около 250 кубов, коллектор терригенный, ГРП не было, эффективная толщина около 5 метров, пористость 15-20%, сверху-снизу "толстые" перемычки, тектоническое нарушение дааалеко на востоке, глубина 2500 м, вязкость воды=вязкости нефти, работает долго.
Причем, подобные КПД получены по ряду нагнеталок в разных частях залежи.
И выполненные две КПД на одних и тех-же скважинах (через пару месяцев) формой производной повторяют друг-друга.
Кстати, на некоторых из них было ГРП.
Скин везде ОТРИЦАТЕЛЬНЫЙ
У кого какие мнения?

Очень похоже на трещиноватый коллектор. У меня практически все нагнетательные имеют такую форму. По некоторым скважинам есть тендеция к увеличению длины трещин или увеличение проницаемости со временем.
Для "профилактики" посмотри КПД поближе к началу закачки или непосредственно после освоения. А так же их динамику по времени.
Немного страновато видеть изменяющийся коэффициент WBS для нагнетательной скважины и его высокое значение 0.6. Более похоже на добывающюю скважину.
А почему сразу не прогнал FFC case? Сразу было бы видно по perm (что там геологи говорят?) и длине трещины правда или нет. II бъётся с режимами?

sniper 362 12
Фев 11 #5

voron4m пишет:

Очень похоже на трещиноватый коллектор. У меня практически все нагнетательные имеют такую форму. По некоторым скважинам есть тендеция к увеличению длины трещин или увеличение проницаемости со временем.
Для "профилактики" посмотри КПД поближе к началу закачки или непосредственно после освоения. А так же их динамику по времени.
Немного страновато видеть изменяющийся коэффициент WBS для нагнетательной скважины и его высокое значение 0.6. Более похоже на добывающюю скважину.
А почему сразу не прогнал FFC case? Сразу было бы видно по perm (что там геологи говорят?) и длине трещины правда или нет. II бъётся с режимами?

Терригенка.
В конкретном случае трещину с конечной проводимостью пока не юзал. Блин, они все (КПД) одинаковые!

ура! - зип подгрузился с файлом.____30.01.2011.zip

Cheater 162 15
Фев 11 #6

имхо здесь влияние трещины АвтоГРП, судя по графику репрессия на пласт составляет более 150 атм, с учетом термального воздействия вполне достаточно для возникновения трещины.
ВСС нормальный 0,06 м3/атм.
Рост производной в конце не может быть влиянием соседних добывающих скважин?

Guzel 249 15
Фев 11 #7

sniper пишет:

В конкретном случае трещину с конечной проводимостью пока не юзал. Блин, они все (КПД) одинаковые!

ну и ничего странного. у меня таких штук 30 было.
трещина с конечной проводимостью, меняющийся вэлбор сторидж. и это логично.

voron4m 381 12
Фев 11 #8

Guzel пишет:

ну и ничего странного. у меня таких штук 30 было.
трещина с конечной проводимостью, меняющийся вэлбор сторидж. и это логично.

А можно поподробней о переменном WBS в нагнеталках? Please!

kazan 84 13
Фев 11 #9

как вариант предлагаю рассмотреть проницаемость, зависящую от давления. Это даст и отрицательный скин и загиб производной. Для проверки нужна индикаторная диаграмма

pevgen 439 12
Фев 11 #10

sniper пишет:

Привет КОЛЛЕГИ!
Нарисовалась задачка для ума - вот хочу поделиться со всеми laugh.gif
Скважина нагнетательная, качают около 250 кубов, коллектор терригенный, ГРП не было, эффективная толщина около 5 метров, пористость 15-20%, сверху-снизу "толстые" перемычки, тектоническое нарушение дааалеко на востоке, глубина 2500 м, вязкость воды=вязкости нефти, работает долго.
Причем, подобные КПД получены по ряду нагнеталок в разных частях залежи.
И выполненные две КПД на одних и тех-же скважинах (через пару месяцев) формой производной повторяют друг-друга.
Кстати, на некоторых из них было ГРП.
Скин везде ОТРИЦАТЕЛЬНЫЙ

У кого какие мнения?

Похоже на автогрп, скин потому и отрицательный, что трещина в призабойной зоне. В декартовых температура монотонна?
Можно еще график Холла построить, если трещина образовалась не в первые несколько часов, то можно увидеть момент возникновения.

VIT 1124 15
Фев 11 #11

Смущает что не видно стабилизации для радиального притока. Судя по приемистости проницаемость то не маленькая, тест тоже вроде не короткий, соответсвенно вопрос почему ?. Может проблемы с тем как была загружена история работы.

MAN 111 14
Фев 11 #12

переменный WBS в нагнеталках? имхо трещина просто закрывается.. в самом начале половинный наклон напрашивается

чтобы 250 кубов воды (вязкость 0.5) в сутки закачивать в 5 метровый пласт со средней проницаемостью 20 мД (а из предложенного файла вижу 17.6 мД предполагается) при скине = 0 - репрессия порядка 250 атм нужна..

sniper 362 12
Фев 11 #13

pevgen - температура в аттаче, есть резкое положительное изменение монотонности
kazan - индикаторные в рекомендациях для заказчика, а в Сапфире то как учесть зависимость проницаемости от давления? blink.gif
VIT - история загруженна длительная, предыдущее исследование было в октябре (приемистость и забойное такие-же) - такая-же хрень, между исследованиями скважина по тех.режимам поливала постоянно с практически неизменным давлением закачки и приемистостью.
MAN - примерно так и выходит если пересчитать Кпрод в проницаемость ПЗП, т.е. проницаемость ПЗП (в конкретном случае) равна проницаемости УЗП, а ведь скин получается отрицательным wacko.gif
Cheater - влияние соседок - но не каждый же раз на любой нагнеталке одинаково и с повторами.

Проблема то в том, что не бъется рассчитанная проницаемость ПЗП (по Кпрод) с отрицательным скином excl.gif
она либо меньше, либо равна полученной проницаемости по Сапфиру. unsure.gif__________.pdf

kazan 84 13
Фев 11 #14

sniper пишет:

индикаторные в рекомендациях для заказчика, а в Сапфире то как учесть зависимость проницаемости от давления? blink.gif

попробуйте в Сапфире выбрать нелинейный анализ, там есть опция что-то вроде 'unconsolidated rock properties'. проницаемость можно задавать линейной или экспоненциальной функцией давления.

sniper 362 12
Фев 11 #15

kazan пишет:

попробуйте в Сапфире выбрать нелинейный анализ, там есть опция что-то вроде 'unconsolidated rock properties'. проницаемость можно задавать линейной или экспоненциальной функцией давления.

Если честно - не пользовался этим ранее (несцементированной породой). Чё сделать то надо? А то получается только почему то производная как для однородного пласта. blink.gif

kazan 84 13
Фев 11 #16

sniper пишет:

Если честно - не пользовался этим ранее (несцементированной породой). Чё сделать то надо? А то получается только почему то производная как для однородного пласта. blink.gif

подергать коэффициенты у экспоненты, производная должна загнуться. идея в том, что бы призабойная зона 'задышала' - чем больше репрессия, тем выше проницаемость. получается что-то вроде динамического скина. для большей достоверности нужна индикаторная. На эту тему есть немного информации в справочном руководстве под редакцией Гиматудинова.

VIT 1124 15
Фев 11 #17

sniper пишет:

VIT - история загруженна длительная, предыдущее исследование было в октябре (приемистость и забойное такие-же) - такая-же хрень, между исследованиями скважина по тех.режимам поливала постоянно с практически неизменным давлением закачки и приемистостью.


Может в этом и есть проблема что слишком длинная история. Что если попробовать интерпретацию с закачкой длиной в месяц.

pevgen 439 12
Фев 11 #18

sniper пишет:

pevgen - температура в аттаче, есть резкое положительное изменение монотонности
kazan - индикаторные в рекомендациях для заказчика, а в Сапфире то как учесть зависимость проницаемости от давления? blink.gif
VIT - история загруженна длительная, предыдущее исследование было в октябре (приемистость и забойное такие-же) - такая-же хрень, между исследованиями скважина по тех.режимам поливала постоянно с практически неизменным давлением закачки и приемистостью.
MAN - примерно так и выходит если пересчитать Кпрод в проницаемость ПЗП, т.е. проницаемость ПЗП (в конкретном случае) равна проницаемости УЗП, а ведь скин получается отрицательным wacko.gif
Cheater - влияние соседок - но не каждый же раз на любой нагнеталке одинаково и с повторами.

Проблема то в том, что не бъется рассчитанная проницаемость ПЗП (по Кпрод) с отрицательным скином excl.gif
она либо меньше, либо равна полученной проницаемости по Сапфиру. unsure.gif


Судя по графику температуры ваша ПЗП таки живая, в том смысле, что ее "проницаемость" зависит от давления. проницаемость умышленно взята в кавычки, т.к. при раскрытии трещины понятие ПЗП становится расплывчатым на длину трещины.
Процесс может быть достаточно сложным, а именно:
1. Скорость схлопывания трещины равна скорости фильтрации жидкости через стенку трещины. В этом случае дебит на забое нулевой.
2. Скорость схлопывания трещины больше скорости фильтрации жидкости через стенку. В этом случае жидкость возвращается в ствол скважины в объеме трещины, а потом фильтруется в "однородный" пласт, т.е. в течение некоторго времени дебит остается положительным, после чего меняет знак на отрицательный.

Судя по вашему графику температуры, можно предположить первый случай, процесс занял примерно сутки.

sniper 362 12
Фев 11 #19

Спасибо. Почитал Гиматудинова. Покубаторил. Получается что модель двойной пористости будет наилучшей wink.gif , ложиться хорошо!
Как быть с трещиной? Получается диковатая длина...
Хоть скин будет и отрицательным, но исчезает проблема kпзп<kузп.

Forward 20 13
Фев 11 #20

у меня немного другая ситуация: производная выглядит вот таким образом (приложение well 1). вроде радиально-композиционная модель напрашивается? в теории аналог такого приводится (прил. theory2)
однако, если делать с композиционной моделью ширина промытой зоны получается не более 60 м.
это как возможно при закачке в 8 месяцев с приемистостью 350 кубов?
наличие трещины видно по индикаторным. но давление раскрытия трещины отличается на атмосфер 10-20 при сравнении с давлением раскрытия по данным ГРП. межу тем на диагностике эффекта ГРП не видно. стоит ли тогда задавать его при интерпретации?..well_1.png

sniper 362 12
Фев 11 #21

Forward пишет:

у меня немного другая ситуация: производная выглядит вот таким образом (приложение well 1). вроде радиально-композиционная модель напрашивается? в теории аналог такого приводится (прил. theory2)
однако, если делать с композиционной моделью ширина промытой зоны получается не более 60 м.
это как возможно при закачке в 8 месяцев с приемистостью 350 кубов?
наличие трещины видно по индикаторным. но давление раскрытия трещины отличается на атмосфер 10-20 при сравнении с давлением раскрытия по данным ГРП. межу тем на диагностике эффекта ГРП не видно. стоит ли тогда задавать его при интерпретации?..

1. Сделай переменный ВСС и однородный пласт - должно лечь хорошо.
2. На уклоне производной около 1/2 поищи место и добавь в модель трещину

Forward 20 13
Фев 11 #22

sniper пишет:

1. Сделай переменный ВСС и однородный пласт - должно лечь хорошо.
2. На уклоне производной около 1/2 поищи место и добавь в модель трещину

а почему однородный пласт, если видна композиционная?
параметры будут разные, а при этом обе модели хорошо будут согласовываться с замерами. пробовали уже.

sniper 362 12
Фев 11 #23

Forward пишет:

а почему однородный пласт, если видна композиционная?
параметры будут разные, а при этом обе модели хорошо будут согласовываться с замерами. пробовали уже.

Я просто сказал свое мнение - я для "своих" скважин стараюсь не извращаться - если хорошо описывается моделью однородного пласта и радиальным потоком, то не парюсь happy.gif . Твою КПД так бы и обработал smile.gif
Уже говорил - практически любую херь можно описать композитной моделью.

Go to top