Интерпретация КВУ

Последнее сообщение
Инженегр 30 11
Фев 11

При интерпретации КВУ на 2 х скважинах работающие на одном кусту вышли дикие производные. У кого какие мнение что с этим делать? обе скважины нефтяные с высоким дебитом Q1=183 Q2=142 депрессия 110,3 атм и 57,51.jpg

Dorzhi 1011 16
Фев 11 #1

при КВУ главная проблема перевести уровни в давления на забое. если газовый фактор низкий то проще.
по графикам трудно что сказать. похоже на горизонтальную скважину высоким wellborre storage с двойной пористостью и близостью непроводящего разлома причем еще поддержка аквифера или газовой шапки.
также возможно замкнутый пласт типа линзы но с поддержкой аквифера опять же.

pevgen 451 13
Фев 11 #2

Инженегр пишет:

При интерпретации КВУ на 2 х скважинах работающие на одном кусту вышли дикие производные. У кого какие мнение что с этим делать? обе скважины нефтяные с высоким дебитом Q1=183 Q2=142 депрессия 110,3 атм и 57,5

Сток жидкости из НКТ учли?

Инженегр 30 11
Фев 11 #3

Dorzhi пишет:

при КВУ главная проблема перевести уровни в давления на забое. если газовый фактор низкий то проще.
по графикам трудно что сказать. похоже на горизонтальную скважину высоким wellborre storage с двойной пористостью и близостью непроводящего разлома причем еще поддержка аквифера или газовой шапки.
также возможно замкнутый пласт типа линзы но с поддержкой аквифера опять же.

Сток жидкости из НКТ учли?


КВУ перевели в КВД в программе "Мониторинг ГДИС" как говорит разработчик при переводе КВУ в давление они учли ГФХ пластов и инклинометрию все будем считать что сделано все правильно газовый фактор не большой 75 кубов и 55 кубов скважины исходя из инклинометрии не горизонтальный Мах угол 8 градусов на счет модели пласта как сказали "бородатые дядьки" из НИПИ с двойной пористостью на наших месторождений не бывает и замкнутый пласт с постоянным давление описывает только первою производную а второрую не понятно все
Переток из НКТ тоже учли кода просчитали приток первых уровней остановки скважины то он был равен дебиту

Krichevsky 692 12
Фев 11 #4

Видимо, очень большой послеприток. Похоже, еще и переменный. Обработать цикл КВУ так, как будто там дебит ноль, не получится.
Предлагаю два варианта:
1. Пересчитать давление в дебит и обработать методом Маскета или Яковлева - оцените пластовое давление и продуктивность, разделить скин и проницаемость не удастся.
2. Пересчитать давление в дебит и поискать счастья методом совмещения - можно оценить скин и проницаемость, но могут получиться одинаково хорошие совмещения при разных комбинациях этих двух параметров.

Пытаться оценить модель пласта, найти какие-то границы и т.д. по закрытию на устье высокодебитной скважины, к тому же с пересчетом уровней в давления - по-моему, сверхзадача.

Инженегр 30 11
Фев 11 #5

Krichevsky пишет:

Видимо, очень большой послеприток. Похоже, еще и переменный. Обработать цикл КВУ так, как будто там дебит ноль, не получится.
Предлагаю два варианта:
1. Пересчитать давление в дебит и обработать методом Маскета или Яковлева - оцените пластовое давление и продуктивность, разделить скин и проницаемость не удастся.
2. Пересчитать давление в дебит и поискать счастья методом совмещения - можно оценить скин и проницаемость, но могут получиться одинаково хорошие совмещения при разных комбинациях этих двух параметров.

Пытаться оценить модель пласта, найти какие-то границы и т.д. по закрытию на устье высокодебитной скважины, к тому же с пересчетом уровней в давления - по-моему, сверхзадача.

Послепритоком все впорядке какие еще будут приложение?1.JPG

Krichevsky 692 12
Фев 11 #6

Если верить графикам, у Вас спустя 10 часов после начала исследования дебит еще в районе 10 м3/сут. Не учитывать дебит послепритока нельзя.
Кроме того, что я уже предложил, есть еще так называемая деконволюция - фактически поправка давления за переменный дебит. Такой инструмент есть в Сапфире, здесь он недавно обсуждался. И как будто бы разработчики Мониторинга ГДИС обещали как раз революционное решение этой же проблемы.

Go to top