ГДИС с учетом притока в условиях низкопроницаемых коллеторов

Последнее сообщение
Fayustov 24 9
Сен 12

Пишу магистерскую работу на данную тему, взяты методы интерпретации: дифференциальный метод учета переменного притока Ю.П. Борисова, интегральный метод Г.И. Баренблатта + добавлю интерпретацию методом Щелкачева-Кундина. Кто сталкивался с данными методами обработки КВД? Сам все расчеты проводил в Exel. 

Fayustov 24 9
Сен 12 #1

Извините за вышеизложенные некорректные данные, вот такие результыты:

 

скважина 3002

Полученный результат:  

 

RomanK. 2164 13
Сен 12 #2

В чём вопрос?

Fayustov 24 9
Сен 12 #3

Я спрашиваю кто сталкивался с данными методами интерпретации и каковы получились расхождения с применяемыми методами на производстве. 

transmega 266 11
Сен 12 #4

методы 30х годов?))) по-моему, лучше иностранную литературу читать. такие замечательные фамилии как Хорнер, Миллер-Дайсон-Хатчинсон, Бурде, Грингартен.... и т.д.

 

ну давайте я вам проинтерпретирую, несложно. самому просто интересны ваши методы...

1) что такое Рс? и зачем Рзатрубное? мне надо Рзабойное, пересчитанное на верхние дыры перфорации

2) дайте вязкость нефти, эффективную мощность, пористость, обводненность, объемные коэффициент нефти, газовый фактор, общая сжимаемость системы. Если нет сжимаемости системы, дайте давление и температуру при PVT-пробе, плотность нефти в пластовых и поверхностных. Историю дебитов (или просто последний единичный стабильный дебит) за последние 3 месяца хотя бы.

жирным выделил самое важное

Всего этого в исходных данных по вашим совдеповским технологиям я не вижу - делаю вывод, что результаты у вас некорректны.

valer 441 9
Сен 12 #5

Интересно, буржуи отбрасывали начальный участок (ВСС), а передовые советские учёные пытались учесть и его.

Рс это видимо забойное, по разнице изменения затрубного и забойного определяется приток.  

transmega 266 11
Сен 12 #6

Fayustov, скажите пожалуйста, в каких книгах описаны эти методы?

kochichiro 943 14
Сен 12 #7

По всей видимости вот эта книга - Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений /Р.С. Хисамов, Э.И. Сулейманов, Р.Г. Фархуллин, О.А. Никашев, А.А. Губайдуллин, Р.К. Ишкаев, В.М. Хусаинов. –М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. -228 с.

На западе тоже пытались использовать участок ВСС, для этого с помощью вертушек регистрировали дебит после закрытия скважины, далее с помощью деконволюции пытались довести кривую до удобоваримой формы. В результате пришли все-таки к тому, что лучше при исследовании выходить на радиальный приток.

В вышеупомянутой книге в качестве примеров использованы исследования по карбонатным коллекторам Ромашкинского месторождения с аномально вязкой нефтью. Там ВСС длится несколько дней. Практически все КВД приведенные в книге не достигли радиального притока, точек замеров ничтожно мало (10-15 на трое суток замера). Вот они и пытались из ВСС чего-нибудь выжать.

 

Fayustov 24 9
Сен 12 #8

Материал действительно очень старый, в университете ГДИСам уделялось очень мало времени, но данная тема интересна самому, вот и пытаюсь как-то разобраться. Использовалась книга  Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. - М., 1960 г.-320 с.

Может все таки тогда попытаться взять более современные методы, задача поставлена как повысить информативность ГДИС за счет применения методов с учетом притока и сокращение времени исследований.

 

 

Дали только вот эти данные, тут даже не КВД а КВУ, сказали, пробуй расчитывать. Выслушаю любые предложения, может кто-то что-нибудь посоветует вообще по изменению работы.

 

welltester 553 13
Сен 12 #9

Обработка послепритока методом Рассела (Russel) который предложил определение kh + S по после притоку с применением поправочного коэффициента , учитывающий постепенное уменьшение притока в скважину. Поправочный коэфф должен быть подобран таким образом, чтобы результатирующий график имел вид прямой линии.... (с) А. Чаудри "ГДИС нефтянных скважин". Но на практике как это все, хрен его знает.

kochichiro 943 14
Сен 12 #10

У тебя здесь не КВУ, а вывод на режим. Первый вариант пересчитать уровни в давления и обработать как кривую стабилизации давления. Для скважины 3005 все должно быть пучком, там вроде должен быть радиальный режим к концу исследования (уровни стабилизировались). Для 387 придется попотеть и точек мало и радиалки может не быть. Вот тебе небольшая инструкция как интерпретировать КСД - http://www.mediafire.com/?j55ihs3t24602g2

Второй вариант применить к обоим исследованиям методику слаг-теста, которая применяется для интерпретации результатов исследований скважин на буровых трубах, я думаю, что твои преподы именного этого от тебя и ждут. У тебя в принципе все для этого есть - из уровня в начальный момент времени ты рассчитаешь Pi, из Нд ты рассчитаешь Pwf, а из Hпр - P0. Еще тебе нужно знать объем внутреннего пространства скважины с учетом НКТ и затруба (его можно рассчитать зная диаметр НКТ и обсадной колонны). Также нужно, как говорилось выше, радиус скважины по долоту, вязкость, сжимаемость пласта с учетом сжимаемости скелета и нефти, пористость и толщина пласта. По результатам расчетов ты получишь скин и проницаемость, потери депрессии на скин, что для большинства промысловых задач достаточно. Описание методики здесь - http://www.mediafire.com/?81p5q3rgek8ra5e

 

Fayustov 24 9
Сен 12 #11

Вообще считаю методами Баренблатта и Борисова я доходил только до получения параметра гидропроводности и сравнивал с промысловым. В обоих методах  также считается и объем внутреннего пространства с учетом НКТ. Скважину 387 я заменю на другую, где режим стабилизировался. Остается попробовать методику слаг-теста. 

Кстати, есть у кого обработанные КВД каких-нибудь скважин со всеми перечисленными выше параметрами (вязкостью, сжимаемостью и т.п), попробую их пересчитать данными методами и сравнить.

transmega 266 11
Сен 12 #12

возьми с упражнений с Дейка. для меня это всегда эталон

transmega 266 11
Сен 12 #13

и Кочичиро тоже скоро можно за эталон брать

Fayustov 24 9
Сен 12 #14

Электронным вариантом Л.П.Дейка "Практический инжиниринг резервуаров" кто-нибудь может поделиться? n.a.fayustov@gmail.com

valer 441 9
Сен 12 #15

Почему это не КВУ? Тяжело конечно спорить с классиком, но ...Реальная запись КВУ, так и пишем, верхняя строка это последние данные перед остановкой. Затрубное растёт даже если уровень стабилизировался на скважинах с высоким газовым фактором.

welltester 553 13
Сен 12 #16

Fayustov пишет:

Электронным вариантом Л.П.Дейка "Практический инжиниринг резервуаров" кто-нибудь может поделиться? n.a.fayustov@gmail.com

68 мб http://files.mail.ru/6NZE0F

Fayustov 24 9
Сен 12 #17

welltester пишет:

Fayustov пишет:

Электронным вариантом Л.П.Дейка "Практический инжиниринг резервуаров" кто-нибудь может поделиться? n.a.fayustov@gmail.com

68 мб http://files.mail.ru/6NZE0F

Спасибо! 

kochichiro 943 14
Сен 12 #18

Да черт, чего-то я не туда посмотрел, тогда пересчет на забойные и обработка КВД по методу Хорнера или МДХ. В вышеупомянутой книге оно есть.

kochichiro 943 14
Сен 12 #19

Для слаг теста тогда, Pi ты рассчитаешь по последнему значению Ндн. (или Нпр. - это, по-видимому, будет уровень приведенный с учетом искривления ствола, на всякий уточни у того, кто это тебе давал). Po ты рассчитаешь по начальному значению Ндн., а Pwf(t) рассчитаешь по остальным значениям Ндн.

Извиняюсь, что ввел в заблуждение. Туплю батенькаLaughing

 

welltester 553 13
Сен 12 #20

welltester пишет:

Обработка послепритока методом Рассела (Russel) который предложил определение kh + S по после притоку с применением поправочного коэффициента , учитывающий постепенное уменьшение притока в скважину. Поправочный коэфф должен быть подобран таким образом, чтобы результатирующий график имел вид прямой линии.... (с) А. Чаудри "ГДИС нефтянных скважин". Но на практике как это все, хрен его знает.

вот метода http://files.mail.ru/XPQZ4Z, кто считал отпишитесь

Альберт1 16 12
Сен 12 #21

разве методы Хорнера и MDH учитывают послеприток?

kochichiro 943 14
Сен 12 #22

Если можно так выразиться, метод Хорнера учитывает полеприток примитивным отбрасыванием s-образного участка КВД при интерпретации. Именно этот участок характеризуется резким ростом давлений, соответствующих росту уровня в насосной скважине. Для обработки же все мы берем прямолинейный участок кривой, характеризующийся монотонным ростом давления, именно этот участок в силу малой разрешающей способности метода отбивки уровней и будет характеризоваться стабилизацией уровней.

Самое смешное, что метод слаг-теста, если разобраться, также требует выхода на радиальный приток. Для расчетов по методу слаг-теста нам нужно Pi, которое мы можем получить только тогда, когда скважина сама себя заглушит, т.е. это и будет статический уровень жидкости в скважине.

Конечно можно опытным путем попытаться подобрать Pi. чтобы кривая имела соответствующую форму, но это будет таким же шаманством как и выбор на глазок линии радиального притока на КВД, которая его не достигла.

Суть в том, что оба метода дадут примерно одинаковый результат с небольшим разлетом, не превышающим 20 %, поскольку в основе лежат одинаковые формулировки уравнения пьезопроводности. Отличие метода слаг-теста лишь в том, что он позволяет обработать замеры давления в непереливающей скважине, когда дебит неизвестен.

Коэффициент влияния - это неизбежное зло, минимизация его влияния на данный момент сводится либо к предварительному планированию исследования, либо путем механического уменьшения объема ствола скважины подверженного послепритоку с помощью забойного закрывающего устройства (которое в нашей стране видели лишь единицы).

valer 441 9
Сен 12 #23

как повысить информативность ГДИС за счет применения методов с учетом притока и сокращение времени исследований.

Получается, никак?

А каким методом считали на промысле? 

welltester 553 13
Сен 12 #24

kochichiro пишет:

Коэффициент влияния - это неизбежное зло, минимизация его влияния на данный момент сводится либо к предварительному планированию исследования, либо путем механического уменьшения объема ствола скважины подверженного послепритоку с помощью забойного закрывающего устройства (которое в нашей стране видели лишь единицы).

) Я видел...

kochichiro 943 14
Сен 12 #25

Есть фото в обнаженном виде?Laughing

viv1981 94 13
Сен 12 #26

я видел много раз:)) фото нет, но картинок сколько угодно, интересует?

kochichiro 943 14
Сен 12 #27

Картинки и у меня есть, мне бы как оно все в сборе выглядит и как работается в наших условиях.

viv1981 94 13
Сен 12 #28

Железяка и железяка, ничего особенного. В России помню спускали его на Сахалине для Роснефти, в Астрахани видел, за границей повсеместно использовали, косяки конечно бывали, не без того, но в основном нормально работали.

Fayustov 24 9
Сен 12 #29

viv1981 пишет:

я видел много раз:)) фото нет, но картинок сколько угодно, интересует?

Скинь пожалуйста, интересно взглянуть) fajustv.niklajj@rambler.ru 

viv1981 94 13
Сен 12 #30

в личку скинул

transmega 266 11
Сен 12 #31

kochichiro пишет:

На западе тоже пытались использовать участок ВСС, для этого с помощью вертушек регистрировали дебит после закрытия скважины, далее с помощью деконволюции пытались довести кривую до удобоваримой формы. В результате пришли все-таки к тому, что лучше при исследовании выходить на радиальный приток.

так учет послепритока - тупиковое направление получается? А есть какой-нибудь метод, в котором не надо ждать выход на радиальный приток, и чтобы результаты точными были?

welltester 553 13
Сен 12 #32

Обработать КВУ в Гидратесте методом совмещения ...

kochichiro 943 14
Сен 12 #33

Да та же там байда, что и метод слаг-теста + доморощенные методы вышеупомянутых светил. Я вообще не понимаю, почему люди упираются в одну идею и начинают долбиться лбом. Ждать выхода на радиальный приток на самом деле не так уж и долго, грамотно спланируйте исследование и будет вам счастье. Даже для проницаемости 1 мД при дебите нефти 700 литров в сутки на уверенную обрабатываемую радиалку мы выходили через 24 часа.

Другое дело сегрегация фаз, но там уже вам никакой метод не поможет, кроме как просто дождаться ее окончания. Если так уж не хочется закрывать скважину, пожалуйста есть метод исследования путем перехода с одного рабочего дебита на другой главное обеспечить плавность этого перехода (регулируемый штуцер, изменение частоты на щитке ЭЦН и т.п.). Если повезет и зашумленность данных будет невысока можно получить весь джентельменский набор - проницаемость, скин и интерполированное пластовое давление.

Исследования же скважин на завершающих стадиях разработки представляют в плане информативности изрядный мусор, потому как накладывается масса разнонаправленных эффектов и развязать этот клубок потянув за одну ниточку просто не получится.

Krichevsky 674 12
Сен 12 #34

welltester пишет:

Обработать КВУ в Гидратесте методом совмещения ...

В ГидраТесте, как и любом другом софте, в отсутствие радиалки можно получить приемлего качества совмещение для разных наборов параметров.

kochichiro пишет:

на уверенную обрабатываемую радиалку мы выходили через 24 часа

По поводу 1 мД - да, можно достаточно быстро выйти на радиалку при КИИ. Получим свойства, хотя бы ближней зоны. После ГРП (который сделают 97% разработчиков на такой скважине) время выхода на радиалку прилично отодвинется. КСД при переходе на другой режим - сложная штука. Частотником далеко не всегда можно сделать качественную ступеньку дебита со значительным перепадом. А останавливать надолго не дают. СИИС ставить не хотят. Вот и копаются люди в послепритоке в надежде что-то вытащить.

Sashka 8 11
Сен 12 #35

kochichiro пишет:

... Ждать выхода на радиальный приток на самом деле не так уж и долго, грамотно спланируйте исследование и будет вам счастье. Даже для проницаемости 1 мД при дебите нефти 700 литров в сутки на уверенную обрабатываемую радиалку мы выходили через 24 часа.

Это как так "грамотно спланировать исследование"?

Go to top