Янв 13
Вертикальная, нефтяная, из консервации, пакер. Освоение свабом 26 м3, затем вышла на фонтан. Всего добыча 47,2 м3, в том числе 26 м3 жидкость глушения. Дебит перед закрытием 22,2 м3/сут.
Вопрос, правильно выбран участок РП? Подрядчик по ГДИ выделяет в районе 20 часов.
При расчёте по Хорнеру, жидкость глушения надо включать в добычу? По-моему нет, они говорят надо.
Да, в районе 2-х часов водичка отжимается через манометр.
Опубликовано
21 Янв 2013
Активность
107
ответов
23047
просмотров
17
участников
2
Рейтинг
Вот диагностика. Пишут однородный, бесконечный. По ГИС отмечается заколонка, никто здесь сферического не видит?
нет сферического, а что частота такая маленькая и шум какой то.
По поводу первого. Согласен с вашим подрядчиком по обоим вопросам. Плюс есть проблемы в начальных точках - кривые пересекаются.
По поводу втрого. Сферического нет, запись действительно не блещет качеством. По этим шести часам я бы тоже сказал - однородный бесконечный. Пишите дольше и чаще
Сразу предупреждаю: я не большой поклонник Сапфира, поэтому пользуюсь старыми добрыми методами интерпретации и применяю детерминированный анализ.
ИМХО.
Во-первых, здесь явно ухудшенная прискваженная зона (положительный и давольно-таки существенный скин)
Во-вторых, по всей видимости в скважине несколько интервалов перфорации, как минимум два: КВД ломается в двух местах. А, значит, можно идентифицировать модель пласта как трещиновато-пористую (пласт с двойной пористостью\проницаемостью)
Теперь по дебиту (или объёму жидкости), идущему в расчёт. Согласна с автором поста: жидкость глушения в расчёт брать не надо. Объясняю: это "не родная" для скважины субстанция. Это - просто пробка, не дающая скважине фонтанировать и, поэтому, она может быть из любого материала. В данном случае - это жидкость глушения. Пробку вытащили - скважина зафонтанировала, то есть начала жить в удобном для себя режиме. Этот-то режим мы и определяем.
И - все эти рассуждения не нужны, так как замер неинтерпретируем в виду того, что нарушена технология исследования скважины ("в районе 2-х часов водичка отжимается через манометр")
Л.Ю. Вы совершенно правы. В скважине 2 интервала, просто по результатам ВЧТ работает только нижний, нефтяной (хотя я и сомневаюсь). По поводу ЖГ. При начале свабирования пластовое давление 205 ат. По результатам первичного опробования (91 г) пластовое 187 ат. Явно излишнее - это столб ЖГ. Зачем включать в добычу ЖГ? Если минусую воду из объёма свабирования, то по Хорнеру выхожу на первоначальное. Сразу уточню, залеж не разрабатывалась, добычи нет. Подрядчик взяв весь объём свабирования за добычу даёт давление 194 ат.
Вот со скином непонятно. Нам выдали минус 3.
По воде наверно я выразился неправильно. Перед КВД по КУВ отмечался столб воды 150 м, после КВД по стволу нефть. Моя версия что это и дало скачок производной в интервале 2-х часов.
Вообще-то КВД 24 часа, точки через минуту. Почему Вы говорите о 6 часах? Подрядчик почему-то вывел диагностику на 6 суток, но я тут не причём.
Рефлекс - привык что ось X в часах, да и на первом графике тоже часы. Тогда остается пожелать только более частые замеры :) Шесть суток это уже неплохая длительность для КВД (если мы не говорим о проницаемости порядка 1мД).
Нет, длительность КВД 24 часа, эффективное время работы 23 часа, первый график в экселе правильный. Что-там в сапфире накосячили, я не принимал результаты. Больше стоять - простой бригады КРС, никто не пойдёт. Проницаемость 50 мд. Спустили ЭЦН, сейчас будет только ТМС.
Это всё об неоднозначности интерпретации. Дали заколонку, разность вязкости вода-нефть в 20 раз, депрессия уже 75 ат, воды нет.
Да чего голову-то ломать? Ну хочет Заказчик отрицательный скин при засорённой зоне - надо ему его дать. Заказчик всегда прав. Но истенные расчёты я всегда сохраняю в пакете скважины.
На втором рисунке тоже вижу "ухудшенную прискваженную зону" - начало КВД "клюёт". Значит скин - положительный.
Проверить заколонку можно по пьезопроводности, среднему коэффициенту сжатия и средней пористости работающих интервалов перфорации. Дасть эффективную мощность пласта в разы больше фактической.
Скин должен быть положительный. Отрицательный из-за завышенного забойного давления до квд. Т.е. надо было еще чуть-чуть покачать. Я уже писал, что ДО квд/кпд скважина хотя бы сутки (уточняется по формуле) должна работать на установившемся режиме. Модель - однородный пласт. Чтобы говорить о сферическом течении, экране (жаргон какой-то), не забываем, что для этого надо примерно 1.5 логарифмических цикла. По одному всплеску нельзя судить о сферичном течении, мало точек.
Вот перестроил, если правильно понял, дельта между зелёным и синим трендом определяет знак скин-фактора?
transmega, скважину свабировали сутки, затем ещё 20 час она работала фонтаном. Но в любом случае, если скважина вышла на РП (а данная скважина вышла), то скин должен определяться однозначно? Кстати, для меня редкий случай когда Р заб больше Р нас, газа очень мало, и скважина одна на поднятии (пока, встали на 2-ю).
Про сферическое спросил на всякий случай, поскольку дали заколонку. Кстати, скорее всего поступает тоже нефть, недострел.
нет, не однозначно. Было б однозначно, не писал бы
Вопрос актуален, поскольку предстоит освоение и КВД на 2-й скважине. Если все считают, что отработка мала, то попытаюсь убедить руководство.
Мне кажется при свабировании вы создаете нерегулярные возмущения. Чтобы КВД о чем то значило, надо будет вывести скважину на режим, чтобы "память" о ваших колебаниях исчезла. Для этого надо оценить за какое время после окончания свабирования волна давления дойдет до контура и погаснет. Писать КВД сразу после наверное не очень хорошая идея.
RomanK., радиус исследования будет зависеть от продолжительности работы на режиме, это я уже уловил. Нет смысла (в конкретном случае) стоять дольше, чем отрабатывал (через эффективное время). А может смысла и вообще нет, опять выдадут скин минус 3, что-то с интерпретацией плохо. Вроде и фирма.
Воспользовался теоретической КВД от RomanK. Голубая это по принятой мощности, розовая - подгонка под фактическое забойное.
http://www.petroleumengineers.ru/comment/62505#comment-62505
вот тут же я писал как определить + или -.
а последнее ваше сообщение - это к чему? не понял
Да, я это помню.
Но не видел на своих КВД ни разу. А в заключениии постоянно минусовой скин.
Картинка в предыдущем посте это к заколонке. Принятая эффективная мощность 4 м, но теоретическая КВД при этом валится ниже замерянного забойного. А вот при 7 метрах уже есть совпадение.
значит что-то не так...
Но "сферическое течение" - вообще для меня что-то новое. М.б. кто-нибудь возьмётся ликвидировать пробел в моих знаниях, объяснит, как это жидкость может течь по сфере?
Термин "экран" введен в подземную гидродинамику ещё Щелкочёвым.