Модель пласта трещина?

Последнее сообщение
IRKin 215 11
Дек 12

Доброго времени дня всем!На рисунке КВД в газовой скважине.Я никогда не встречала  такую форму производной  именно на газовых скважинах.Поделитесь опытом или мнениями, может ли такое быть вообще.Быть может  у кого то в обработке бывали газовые скважины с моделью течения в пласте - трещина?

ВложениеРазмер
Иконка изображения 111111111111111111111111111111111.JPG47.19 КБ
IRKin 215 11
Дек 12 #1

Полковнику никто не пишет..

voron4m 381 12
Дек 12 #2

Есть только такие кривульки. Добывающая скважина расположенна близко с газовой шапкой. Модель композита или с газовой шапкой.

RomanK. 2164 13
Дек 12 #3

У вас ВСС, а потом давление востановилось.

valer 441 9
Дек 12 #4

Может манометр высоко висел?

valer 441 9
Дек 12 #5



Похож? Пишут однородный бесконечный. 

RomanK. 2164 13
Дек 12 #6

Непохож. Забойное давление полностью восстановилось, производная падает до нуля, значит волна давления достигла границ и последние точки это и есть пластовое давление. Условие бесконечного пласта не выполнено.

kochichiro 943 14
Дек 12 #7

Переменный ВСС, а потом сегрегация фаз. Если вскрыли на контакте с нефтяной оторочкой/водой есть вероятность, что за время исследования подтянули конус.

Инженер 174 13
Дек 12 #8

А можно глянуть историю работы. Как долго работала скважина и есть ли ещё скважины работающем на этом пласте в окружении. Данный эффект вполне может быть объяснен малым отбором флюида с пласта при его значительном объеме.  Кстати, на режимах гоняли? как там забойка себя ведёт?

valer не верьте их проницаемости, они Вам врут)))

 kochichiro А за счет чего у нас будет подтягивание конуса при КВД, у нас же депрессия снижается по сравнению с рабочим режимом до КВД.

valer 441 9
Дек 12 #9

RomanK. пишет:

Условие бесконечного пласта не выполнено.

Приятно слышать. Купол то небольшой, а они бесконечный...Кстати перед КВД на последнем режиме дебит по конденсату около 8 м3/сут. Но линейного режима как у IRKin не видно.

Инженер, а почему так , не верить? 

IRKin 215 11
Дек 12 #10

Скважина из бурения, соседок нет. Слабая реакция дебитов на изменение депрессии. Еще меня смущает медленное восстановление давления - 30-40 часов на КВД. Есть подозрение, что очень слабая связь со вскрытым пластом, а приток идет по трещинам в заколонке откуда то снизу.Отсюда и вопрос, может ли в принципе в газовой скважине развиваться линейное течение.Что то у меня с рисунком плохо получается загрузить...

IRKin 215 11
Дек 12 #11

voron4m пишет:

Есть только такие кривульки. Добывающая скважина расположенна близко с газовой шапкой. Модель композита или с газовой шапкой.

Видимо нефтянка-скважина? 

IRKin 215 11
Дек 12 #12

RomanK. пишет:

У вас ВСС, а потом давление востановилось.

Я поняла вашу мысль. А не может ли  быть так, что если  приток идет  с нижнего газового пласта, эта картинка в би лог координатах просто отражает этот процесс?

IRKin 215 11
Дек 12 #13

valer пишет:

Может манометр высоко висел?

Недоспуск 10м.

IRKin 215 11
Дек 12 #14

valer пишет:



Похож? Пишут однородный бесконечный. 

Не очень), вижу радиальное течение, линейное не вижу.Границы похожи на замкнутую модель. Сталкивалась со слухами среди интепретаторов, что цеховых геологов-заказчиков  мало интересуют такие нежности как границы или их форма, поэтому основная цель дать в отчете проницаемость и скин. Может быть отсюда такой выбор модели границ.Можно попросить у того, кто вам такой отчет выдал сделать  дополнение к отчету, с обоснованиями выбора модели пласта и модели границ.С диагностическими линиями , чтобы был понятен алгоритм обработки- откуда и на каком основании получены  отчетные цифры.Я сама так бы сделала.

kochichiro 943 14
Дек 12 #15

Когда гоняли на режимах могли подтянуть конус, такое довольно часто встречается.

kochichiro 943 14
Дек 12 #16

Ребята, что для случая Valer, что в случае IRKin у вас банальная сегрегация фаз. Я не спорю, что вслучае IRKin могли повлиять границы дренирования, но за сегрегацией фаз вы их просто не увидите. И не надо там лепить границы дренирования, потому что у вас получится в лучшем случае круг с радиусом метров 50.

Вот вам пример сегрегации фаз по газовой скважине, дополнительно во время исследования влагосодержание на забое измерялось влагомером.

Влагосодержание показано синей линией. Как видно, когда начался провал производной на билогарифмическом графике, влагосодержание резко падало, выход на радиалку начался только когда влагосодержание стабилизировалось на определенном уровне. Начало КВД на билогарифмическом графике в районе начала сегрегации (резкий провал производной) действительно можно принять за границы дренирования, поскольку давление стаблилизировалось на одном уровне. Дальше, когда начался выход на радиалку видно, что это не так.

В случаях Valer и IRKin, проницаемость по-видимому мизерная, поэтому процесс сегрегации занимает намного больше времени.

RomanK. 2164 13
Дек 12 #17

Ну а вывод какой? Обрабатывать стоит такое?

RomanK. 2164 13
Дек 12 #18

А вот и статья про http://www.ngtp.ru/rub/4/49_2010.pdf  :)

IRKin 215 11
Дек 12 #19

Видимо так и есть, там очень большая депрессия около 150 атм.

kochichiro 943 14
Дек 12 #20

Обрабатывать можно, желательно спланировать методу исследования. Для скважин с сегрегацией можно попробовать после длительной работы на режиме с максимальным дебитом уйти на режим с чуть меньшим дебитом и зарегистрированную КСД при переходе с режима на режим обработать. В Сапфире таким макаром все параметры неплохо определяются, причем можно и интерполированное пластовое получить.

Инженер 174 13
Дек 12 #21

valer пишет:

Инженер, а почему так , не верить? 

Ну а почему, допустим, проницаемость там, а не в любой другой точке из данного диапазона?

IRKin  скажу често, что большенсту цеховых геологов вообще мало что интересно из ГДИС :)

IRKin 215 11
Дек 12 #22

kochichiro пишет:

Обрабатывать можно, желательно спланировать методу исследования. Для скважин с сегрегацией можно попробовать после длительной работы на режиме с максимальным дебитом уйти на режим с чуть меньшим дебитом и зарегистрированную КСД при переходе с режима на режим обработать. В Сапфире таким макаром все параметры неплохо определяются, причем можно и интерполированное пластовое получить.

Поправьте меня, если я понимаю неправильно.В каком случае можно ожидать сегрегацию?Тип флюида(ожидаемый) газ или нефть. Низкая проницаемость, по керну или данным гис .

valer 441 9
Дек 12 #23

Если есть данные по устьевым давлениям, то воду в НКТ можно увидеть по перепаду буферного-затрубного. А насчёт геологов-заказчиков, врут люди!

Мне по залежи 1,5 млрд насчитали, добыл 0,5 и уже скисла. 

IRKin 215 11
Дек 12 #24

Инженер пишет:

valer пишет:

Инженер, а почему так , не верить? 

Ну а почему, допустим, проницаемость там, а не в любой другой точке из данного диапазона?

Ну хотя бы потому, что в указанном вами интервале нет участка, где производная имеет нулевой уклон, а значит мы не наблюдаем радиального течения. Участок выше имеет, поэтому логично именно на этом участке провести линии регрессии на логарифмический график, где мы и получим значение пары проницаемость+скин.Понятно, что это рассуждения без знания подробностей исследования - просто предположения.

Инженер 174 13
Дек 12 #25

Где выложили проницаемость видно по пунктирной линии, огроный скин как бы намекает, что это всё лажа... 

Линия нулевого наклонна производной... ох, как в книжке))) 

IRKin 215 11
Дек 12 #26

Инженер пишет:

Где выложили проницаемость видно по пунктирной линии, огроный скин как бы намекает, что это всё лажа... 

Линия нулевого наклонна производной... ох, как в книжке))) 

Что касается линии нулевого наклона: было лучше написать прямой кусок радиальности?Или как это надо было обозвать, чтобы  тебя правильно поняли?Да как в книжке.А что в этом плохого? Книжки - это  терминология.Принятая специально , чтобы народ в профессии понимал друг друга правильно. Пунктирную линию увидела только после ваших слов.Полученные параметры на графике с экрана  монитора у меня разобрать невозможно, но если они взяты по пунктиру, то я против)).

Krichevsky 674 12
Янв 13 #27

Про огромный скин и лажу не согласен. Для газовых скважин высокий скин характерен, особенно при наличии воды в стволе или ПЗП. К тому же скин увеличивается в силу турбулентности, как правило, пропорционально дебиту - часто эта составляющая выше, чем начальный скин. Проницаемость проведена правдоподобно, хотя немного некошерно брать ее ниже последней точки, для этого должны быть основания. По модели я согласен с интерпретатором - вижу большой послеприток и большой скин. И то и другое вполне возможно в сильно водяных газовых скважинах. Для таких КВД нужен более чувствительный датчик, более частая регистрация и бОльшая длительность.

На картинке IRKin таких проблем нет - там интерпретация на мой взгляд однозначная по той же модели.

valer 441 9
Янв 13 #28

Krichevsky, немного дополню, насчёт воды, её нет. Но вскрыт второй пласт, нефтяной. Видимо это и влияет на величину скина?

Инженер 174 13
Янв 13 #29

D - Фактор на газовых скважинах конечно ни кто не отменял, вот только порядок он имеет такой, что чтобы получить скин 50+ надо добывать очень много. На практике D>1E-5 не встречал, и не поверил бы в большое значение при малых дебитах. Если бы даже вода была, за счет барботажа такой большой скин тоже бы не получился.  С точки зрения определения ФЕС данное исседование не информативно, хоть что с ним не делай.

Krichevsky 674 12
Янв 13 #30

Тут дело не только в барботаже. Если вода уже в ПЗП, то это еще скин двухфазной фильтрации. То же касается и нефти, и конденсата. Видел как скважина со временем выносит воду после КРС и начальный скин падает с 50 до 5.

D-фактор видел порядка единиц Е-4 на многих скважинах. Дебит приличный, но модель с D работала и на дебитах в 25% от технологического. Сеноман.

ФЕС - оценка (проницаемости снизу). Совсем выкидывать такое исследование на мой взгляд грешно. Если порядок проницаемости известен, можно дать оценку скина и определиться что делать со скважиной.

valer 441 9
Янв 13 #31

Инженер, дбывать очень много, это сколько? Часовой дебит по газу 1,5 тыс.н.м3, а жидкости 0,5 м3/час. 

Инженер 174 13
Янв 13 #32

Смотри, на режиме считается как S0+D*Q, где S0 = это скин самой скважины, D - не-Дарси скин, Q  дебит соответсвенно.

Как писали выше, видели D фактор 1*Е-4 (в чем я сильно сомневаюсь на сеномане то), получаем, что прибавка скин-фактора для твоего дебита составит порядка 1,5*E+3*1*-4=0.15 единицы - ну сам понимаешь, что это не скин. Да и скорость потока при таком дебите не будет достигать критической при которой у нас наступает отклонения по скину.

valer 441 9
Янв 13 #33

Если я точно знаю. что вся жидкость поступает из нижележащего на 300 м нефтяного пласта можно предложить другую модель? Практически это внутрискважинный газлифт.

IRKin 215 11
Янв 13 #34

Относительно  величины скин фактора. Томский политех центр переподготовки специалистов нефтегазового дела .Курс гидродинамические исследования.Фрагмент курса.Кулагина, Мангазеев, Камартдинов

Krichevsky 674 12
Янв 13 #35

Таблица ужасна как по форме так и по содержанию.

При всем уважении, каждый инженер должен разобраться что такое скин-фактор, из чего он складывается, как меняется во времени, каков его физический смысл, и никогда не доверять таблицам в духе "среднее по палате".

Инженер 174 13
Янв 13 #36

В этой книжке написано как можно оценить скин-фактор по изменению проницаемости скин-зоны относительно проницаемости пласта, а так же как влияет трещина грп на скин.

Вот если построить графики используя эти формулы понять что такое скин и какие он имеет значения будет гораздо проще и нагляднее.

 

IRKin 215 11
Янв 13 #37

Krichevsky пишет:

Таблица ужасна как по форме так и по содержанию.

При всем уважении, каждый инженер должен разобраться что такое скин-фактор, из чего он складывается, как меняется во времени, каков его физический смысл, и никогда не доверять таблицам в духе "среднее по палате".

К тому же каждый инженер должен понимать границы применимости и ориентироваться, когда  величина параметра имеет смысл, а когда лишена такового. А если Ваши представления настолько конгениальны, порекомендуйте Ваши напечатанные книжки по специальности, а еще луше проведите лицензированные курсы, чтобы Вам не было так одиноко на вашем пьедестале величия и неповторимости, а нам было на кого равняться .
 

 

Инженер 174 13
Янв 13 #38

Не обязательно печатать книжки чтобы быть специалистом, не обязательно делиться сокровенными знаниями с людьми которые даже с двумя формулами разобраться не могут. 

Просто смысл фразы такой, что расчитав самостоятельно один раз, настоящий инженер сформирует у себя в голове правильное понимание почему так, а не как-то иначе.

 

Инженер 174 13
Янв 13 #39

valer пишет:

Если я точно знаю. что вся жидкость поступает из нижележащего на 300 м нефтяного пласта можно предложить другую модель? Практически это внутрискважинный газлифт.

Лично я бы не стал доверять в таком случае ни каким результатом, почему? Ну потому, что когда у вас газлифт, вы его можете выключить, когда у вас пласт, как вы его отключите? 

IRKin 215 11
Янв 13 #40

Инженер пишет:

В этой книжке написано как можно оценить скин-фактор по изменению проницаемости скин-зоны относительно проницаемости пласта, а так же как влияет трещина грп на скин.

Вот если построить графики используя эти формулы понять что такое скин и какие он имеет значения будет гораздо проще и нагляднее.

 

 Сомневаюсь, что смогу воспользоваться-читаю с трудом, часто пользуюсь камушками для пересчетов и буквы путаю))))).

 

Наверное сказывается многолетнее общение с выпускниками Нериоватт, но собака зарыта именно в тех местах. Поэтому, при всем уважении к чужим мнениям,инфа с  курсов  каппы и  и томского центра + мнение  признанных лидеров ГДИС  таких как Шагиев(лично заданный вопрос) лично для меня,гораздо более авторитетные источники. Очевидно, что таблица- до запятой НЕ на все, без исключений,  случаи жизни, но это- ориентир и этот факт подтвержден реальными авторитетными источниками и  людьмми, которые под своими именами опубликовывают и отставиают свои убеждения,а не загадочных персонажей с сайта, которые при отсуствии аргументов переходят на личности. В моей лично практике был скин +25. Но там была щелевая перфорация, бешенные дебиты нефти   и высота щели около 80м каждая, забойное ниже насыщения.

Когда я читаю, что скин +50 нормально для газа- мне смешно.  Почти так же веселит, как и дебаты о моделях и свойствах пласта при полном отсутствии инфы о скважине только по одному графику в би- логарифм. координатах( здесь первый раз с таким подходом столкнулась). Выложить один график loglog и ломать копья о свойствах ФЭС.Вообще, вопрос по теме я задала, ответы получила. Намечающаяся дискуссия мне неинтересна, поэтому ни читать, ни комментить больше не буду- пустое.Я начинаю осознавать, что сайт - это то место , где каждый суслик- агроном.

valer 441 9
Янв 13 #41

Цитата:

Лично я бы не стал доверять в таком случае ни каким результатом

Спасибо. Моё мнение, у ГДИ есть ограничения по применению за границами коих бред сивой кобылы. Но подрядчики должны что-то выдать, вот и выдают.

А величина скина в данном случае определяется именно нижележащим пластом.

IRkin, не горячитесь. Даже кошка может смотреть на королеву. Если Вам не нравиться мнение собеседника это не причина к нему не прислушаться.

По билогу наверно и правда, мало для резюме. Но вопрос-ответ никто не запрещал. Лично для меня возможность проконсультироваться здесь это исключительно ценно. 

Krichevsky 674 12
Янв 13 #42

Вам на курсах Каппы сказали, что не бывает скина меньше -5.5 ? Что в газовых скважинах скин 50 - это смешно? Вам Шагиев сказал, что отрицательный скин это обязательно интенсификация? Все это удивительно.

По сути Ваших вопросов - я не думаю, что каждый, кто разобрался, что такое скин, должен печатать книги. Есть прекрасные труды Бурде, Ирлауера, есть DFA в конце концов.

Вообще мне странно, что мой совершенно обезличенный комментарий вызвал у Вас такую реакцию и переход на личности. Если бы не эта непонятная озлобленность и решение уйти с форума, мы могли бы цивилизованно и аргументированно обсудить все и про скин и про ФЕС.

С уважением, суслик-агроном.

RomanK. 2164 13
Янв 13 #43

Хорошая таблица. Не совсем удачный перевод с английского "механические проблемы" это "механическое повреждение". А так да, в Томске умеют переводить западные книги, формировать из них учебные пособия и курсы и продавать тем, кто не умеет читать, а любит смотреть на презентации и ездить за счет компании на курсы.

Antalik 1684 15
Янв 13 #44

RomanK. пишет:

А так да, в Томске умеют переводить западные книги, формировать из них учебные пособия и курсы и продавать тем, кто не умеет читать, а любит смотреть на презентации и ездить за счет компании на курсы.

Как-то однобоко вы по курсам прошлись. Прочитал книгу - максимум чего можно достичь это уровень beginer. На хорошим курсах должна быть не только теория (перезентации) но практические задания, а это намного лучше чем просто книжку прочитать. Да и не обеднеет компания от этого, а более квалифицированый сотрудник вернет все вложения в его образование сторицей. Плюс общение с коллегами и обмен опытом тоже ценно само по себе.

Stroncz 875 14
Янв 13 #45

Ну курсах по ГДИС в Томске при ХВ примеры тоже были и вручную (на миллиметровках) с экзелем в другой руке наносили кривульки. Ну разве что в последний день Каппу показали и пояснили, что есть такая фича как хистори мэтчинг. А так, практики много было и препод с курсов Камартдинов Марат объяснял всё очень понятно.

Касательно скина меньшего в -5.5, бывает такое в жизни, но очень и очень редко, это если совсем уж дофига проппанта в пласт загнать как вагон в туннель метрополитена. Но скин - функция времени и очень быстро потом поднимается. Так что ХВшная табличка даёт правильное представление для новичка.

valer 441 9
Янв 13 #46

По первому посту. А не может сформироваться псевдолинейный режим в результате короткой отработки с высоким дебитом и депрессией?

Я выкладывал пару билогов в нефтяных, где вроде наблюдался линейный режим. Но трещины ГРП там нет 100%.  Но отработка короткая, при большой депрессии. Хорошо-бы посмотреть, что предшествовало у IRkin.

Go to top