Исходные данные для расчёта

Последнее сообщение
valer 441 9
Авг 12

Вообще-то этим занимается отдел разработки, но для общего представления. Исходные данные для расчёта предосталяет Заказчик. 1.Вот порылся в базе, нашёл пористость. Какая она, открытая, эффективная, а может вообще, общая? Основной объём исследований делается для подсчёта запасов и КИН. При бурении эксплуатации керн это редкость. Все данные по пористости это корреляция. Что будет делать интерпретатор, в отчётах так и напишет, пористость.

2.Эффективная мощность, а если нет потокометрии, значит возьмут весь интервал перфорации. Жизненно?

3.Сжимаемость нефти, скелета породы, с этим  проще, а вот сжимаемость газа в исходных соответственно и в отчётах отсутствует. Почему?

4.Обводнённость конечно дам устьевую. Кто-то будет пересчитывать на истинную?

5.Газонасыщенность. Тут вообще тёмный лес, при подсчёте принята нолевая. А уже заметили, что при увеличении на 0,1 скин растёт вдвое.

Вопрос, что критично, а что интерпретация сгладит. 

panchik 215 11
Авг 12 #51

valer пишет:

Вот ещё, все отчёты объёмный по нефти из проекта-подсчёта. А имеем зависимость, давление ниже первоначального и прилично. Кто-то ориентируется на подобные исследования?

Слова все знакомые, а все равно ничего не понятно.

Можете выражаться яснее?

valer 441 9
Авг 12 #52

В любом отчёте приведены исходные данные. В том числе объёмный коэффициент для перевода в пластовые условия, вязкость нефти в пластовых условиях. И ни слова о том, что пластовые то условия уже отдичаются от первоначальных, для которых определялись данные параметры. Или Вы пересчитываете на текушее пластовое давление, ищете самые свежие данные?

AlNikS 878 13
Авг 12 #53

Сейчас про что речь идет, про интерпретацию ГДИ? Тогда пожалуйста, по-моему в любой программе-интерпретаторе можно задать PVT не константами.

valer 441 9
Авг 12 #54

Но об этом должна быть информация в отчёте?

AlNikS 878 13
Авг 12 #55

Это вопрос к конкретному подрядчику :)

transmega 266 11
Авг 12 #56

Белл, Беггс, Стэндинг и прочие исследовали корреляции для своих месторождений каждый (Канада, юг США, ОАЭ и т.д.) у вас есть своя уникальная корреляция, это супер. Даж не знаю что лучше использовать...

viv1981 95 13
Авг 12 #57

valer пишет:

Но об этом должна быть информация в отчёте?

 

Отправьте подрядчику без этого, меньше вопросов будет, не устроит - вставьте 

visual73 2141 14
Авг 12 #58
valer
то что вы привели - это графики PVT отчёта (либо расчёт по модели ;) ). Исследования PVT проводятся для начального пластового флюида или до начала падения текущего пластового давления ниже давления насыщения. Если вам нужны параметры флюида на текущее давление берите данные с графиков, в чём проблема? Ручками постройте сами эти графики и снимите согласно вашего давления все параметры пластовой нефти какие вам требуются.
Не забудьте скорректировать эти параметры на условия сепарации.
valer 441 9
Авг 12 #59

Это графики из подсчёта запасов, отчёт свеженький. Я нахожусь со стороны ленивых Заказчиков. Но как в первом посте сказал, подготовкой данных занимается отдел разработки, до меня доходят только отчёты. Тема для понимания стапени искажения первичной информации.

panchik 215 11
Авг 12 #60

valer пишет:

Это графики из подсчёта запасов, отчёт свеженький. Я нахожусь со стороны ленивых Заказчиков. Но как в первом посте сказал, подготовкой данных занимается отдел разработки, до меня доходят только отчёты. Тема для понимания стапени искажения первичной информации.

Если вы собираетесь отвечать за результаты расчета своей модели или результаты интерпретации ГДИ, вы должны проверить как можно больше исходной информации. Спросить у петрофизика, откуда он взял такие толщины и ФЕС. И пусть он вам объяснит, и докажет, что они именно такие. Самостоятельно посмотреть исследования проб, и условия отбора этих проб, и выбрать подходящую модель флюида. Провести контроль качества загруженных данных по работе скважин (или загрузить их самостоятельно). Проверить все, в чем могут быть хоть малейшие сомнения, и тогда вы сможете отвечать за выдаваемый результат. Иначе получится групповая безответственность.

valer 441 9
Авг 12 #61

Спасибо всем за консультацию.

Странник 145 9
Авг 12 #62

valer пишет:

Wasteland Rat пишет:

Просаживание ПЛАСТОВОГО давления ниже давления насыщения для пласта, который по проектному документу идет как нефтяной и разрабатывается на нефть, является грубым нарушением проекта разработки.

Вот пересчёт обводнённости, стоит пользоваться? 

Это обводненность по стволу скважины, нужна по большей части для пересчета давления с глубины замера на забой. 

Странник 145 9
Авг 12 #63

valer пишет:

Кстати, по поводу Р пластового, была тема, помоему так и не договорились где оно, на контуре или средневзвешенное.

"Эта песня хороша, начинай сначала". 

valer 441 9
Авг 12 #64

Если вы собираетесь отвечать за результаты расчета своей модели или результаты интерпретации ГДИ

Нет, я отвечаю за проведение самого исследования. Хотелось бы ещё о выборе объекта исследования. Имеется достаточно большой простаивающий фонд, причём разово скважины могут выдать какой-то объём, на стабильный режим конечно не выйдут, но импульс будет. Интересуют ФЭС, пластовое и так меряем.  

transmega 266 11
Авг 12 #65

valer пишет:

Имеется достаточно большой простаивающий фонд, причём разово скважины могут выдать какой-то объём, на стабильный режим конечно не выйдут, но импульс будет. Интересуют ФЭС, пластовое и так меряем.  

вам помогут экспресс-методы: метод подкачки газа и мгновенного подлива.

Методом подкачки газа - как переливающие, так и непереливающие. Буфер и затруб закрыты, компрессором закачивается газ и оттесняется уровень на пару десятков метров вниз. Цель - получение графиков изменения забойного и объема жидкости в стволе во времени.

 

Мгновенный подлив. Только непереливающие. Резкое повышение уровня, затем ведутся наблюдения за его снижением до первоначального.

valer 441 9
Авг 12 #66

Эти методы кто-то использует на практике? По личному опыту, приёмистость скважины без отработки в линию зачастую очень мала, практически нулевая, при попытке глушения давление зашкаливает. Стоит чуть разрядить скважину и совсем другая картина.

Ну а дальнейшая обработка при удачном проведении, что получим? 

transmega 266 11
Авг 12 #67

на практике не знаю кто использует. Васильевский и Петров пишут, что k, S - все как обычно

viv1981 95 13
Авг 12 #68

маловероятно, что kh и s сможете определить. Когда построите билогарифмический график, то увидите, что на радиальный режим, вероятнее всего, вы не вышли. 

РД 153... для малодебитных и периодически работающих скважин рекомендует использовать Маскета и его производные (если не ошибаюсь, там описано 4 метода), но определить возможно только Кпр и Рпл. Если есть Сапфир, можете там попробовать, в последней версии была у них возможность обработки по подъему уровня.

Странник 145 9
Авг 12 #69

Оценка ФЕС и Кпрод по ГДИС с мгновенным отборами весьма приблизительная, погрешность может превышать 100%.

viv1981 95 13
Авг 12 #70

может, а у вас другие варианты обработки есть? Для себя я сначала строил билогарифм, если есть радиальный участок, можно пытаться вычленить ФЕС, если нет - только Рпл и Кпр и то с большой погрешностью. Статья по теме интерпретации малодебитных скважин совсем недавно попадалась, если интересно, могу поискать

pevgen 446 12
Авг 12 #71

Ну зачем же так про Кпрод? Методом мгновенной депрессии определяется довольно точно, по статистике из 30 скважин +- 10%

Есть нюансы при проведении и расчетах, но в целом результат нормальный

valer 441 9
Авг 12 #72

да, если не трудно.

valer 441 9
Авг 12 #73

Есть нюансы при проведении и расчетах

Можете поделиться? 

pevgen 446 12
Авг 12 #74

На том месторождении где мы работали, информативным являлся участок в первые три часа, средний прирост гидростатики по манометру, деленный на среднюю плотность по стволу давал вполне логичный приток, а разность давлений от первой точки притока до последней была той самой депрессией.

Исследование проводили методом компрессирования со стравливанием газа в линию, предварительно в скважину спускался манометр ниже ИП, чтобы при притоке не подбрасывало.

valer 441 9
Авг 12 #75

Если правильно понимаю, это были непереливающие скважины? А при компрессировании получали на устье жидкость или именно сначала чисто задавка в пласт, а затем стравливание давления с затрубного?

viv1981 95 13
Авг 12 #76

valer пишет:

да, если не трудно.

http://oillib.org/viewtopic.php?f=46&t=357&sid=6906c3ee30e7add80430d4cfdc08edb8

на второй странице статья по малодебитным скважинам

valer 441 9
Авг 12 #77

 

на второй странице

Зарегестрировался, но всёравно, картина Малевича, чёрный квадрат. 

viv1981 95 13
Авг 12 #78

valer пишет:

 

на второй странице

Зарегестрировался, но всёравно, картина Малевича, чёрный квадрат. 

 

у меня нормально показывает. Попробуйте другой браузер, не explorer, в нем действительно иногда подглючивает. Если не получится, поищите у Шлюмов на сайте - нефтегазовое обозрение (рус) весна 1999

valer 441 9
Авг 12 #79

Пробую, но...

Странник 145 9
Авг 12 #80

pevgen пишет:

Ну зачем же так про Кпрод? Методом мгновенной депрессии определяется довольно точно, по статистике из 30 скважин +- 10%

Есть нюансы при проведении и расчетах, но в целом результат нормальный

Статистика статистике рознь. По моим прикидкам расхождения результатов в среднем 50%, с выбивающими значениями за 100%. 

Ошибки связаны как с технологией работ (немгновенная депрессия, наличие предыстории), так и с исходными данными при интерпретации. Коэффициент ВСС (который, по сути, заменяет дебит в методе мгновенной депрессии), рассчитывается с порядочной погрешностью, которая потом напрямую включается в погрешности Кпрод и проницаемости. Для оценочного определения параметров этот метод годится, но не более.

valer 441 9
Авг 12 #81

Истории добычи по скважинам почти нет, стоят освоенные с бурения, и много. Основная причина нефонтанный приток. Для предложений  ГТМ хоть-что-то надо, поэтому надо подумать. Все скважины с избыточным на устье, если после спуска манометра резко сбрасываем давление, величину притока как вышесказано, по приросту давления. Вот только, чем проверить объективность.  

pevgen 446 12
Авг 12 #82

Мы объективность проверяли дебитом после спуска УЭЦН

При компрессировании трубки открыты на кольцо, чтобы в пласт ничего не давить

transmega 266 11
Авг 12 #83

Wasteland Rat пишет:

Просаживание ПЛАСТОВОГО давления ниже давления насыщения для пласта, который по проектному документу идет как нефтяной и разрабатывается на нефть, является грубым нарушением проекта разработки.

подскажите пожалуйста, где это написано. сегодня это сказал, попросили источник

AlNikS 878 13
Авг 12 #84

В проектном документе должно быть написано. Не прямо эта фраза конечно. Там обосновывается, как надо разрабатывать пласт. Разумные проектанты обычно не предлагают чисто нефтяной пласт просаживать ниже давления насыщения.

AlNikS 878 13
Авг 12 #85

А даже если предложат, в госорганах такой проект не пройдет. Т.к. это по сути занижение КИН ради сиюминутной выгоды.

Unknown 1656 15
Авг 12 #86

transmega пишет:

Wasteland Rat пишет:

Просаживание ПЛАСТОВОГО давления ниже давления насыщения для пласта, который по проектному документу идет как нефтяной и разрабатывается на нефть, является грубым нарушением проекта разработки.

подскажите пожалуйста, где это написано. сегодня это сказал, попросили источник

обычно это подводят под нарушение закона о недрах:

Статья 49. Ответственность за нарушение настоящего Закона

Лица, виновные ....., а также в:

выборочной (внепроектной) отработке месторождений, приводящей к необоснованным потерям запасов полезных ископаемых, и других нарушениях рационального использования недр, приводящих к порче месторождения;
valer 441 9
Авг 12 #87

Очень категорично. Есть масса примеров, когда проектом предусмотрен именно естественный режим. Экономику никто не отменял. Все вышеприведённые мною данные относятся именно к такому месторождению, достаточно крупное, но естественный режим, никакого ППД.

 

transmega 266 11
Авг 12 #88

valer пишет:

...никакого ППД. 

и у меня... странно, почему так. Нефть менее вязкая, чем вода, коэффициенты M и Ms <1, вытеснение поршневое и устойчивое должно быть, почему не заводняют непонятно...

RomanK. 2176 14
Авг 12 #89

valer пишет:

Очень категорично. Есть масса примеров, когда проектом предусмотрен именно естественный режим. Экономику никто не отменял. Все вышеприведённые мною данные относятся именно к такому месторождению, достаточно крупное, но естественный режим, никакого ППД.

Естественный режим не означает снижение забойного ниже насыщения. Такие режимы закладывают для залежей с активной законтурной водой. В этом случае природный фактор играет роль ППД. В вашем же случае найдите в проекте обоснование выбора варианта разработки.

А так да, закон о недрах недопускает снижение забойного ниже рационально обоснованного. Часто используется 75% от Pнас (мы так в моделях закладывали на прогнозы), но это тоже надо обосновать, в каком случае снижение продуктивности будет компенсироватся увеличением дебита нефти.

Страницы

Go to top