Прогноз добычи по скважине

Последнее сообщение
Aidos_kz 102 6
Июн 13

Добрый день! 
Вопрос самому кажется глупым и уже не раз обсуждался форуме. Но я, не нашел ответ для себя. 
Скважина находится в эксплуатации на нефть уже месяца 3 после бурения. Отложения карбонаты. Разрез плохой. Дебиты скважины начальные 20 т /сут. В течении 2 мес добыча падает до 12 т/сут. Вместе с добычей падает и трубное давление с 47 до 31 при 7 мм штуцере. 
Как можно спрогнозировать накопленную добычу на год? Или же рассчитать кумулятивные запасы? 
 

volvlad 2110 12
Июн 13 #1

Можно расчитать разными путями - кривые падения добычи, материальный баланс или полноценная модель месторождения (участка месторождения). Все зависит от того, сколько у вас времени, данных и для каких целей нужны профили добычи.
Не знаю каков размер вашего месторождения, где пробурена эта скважина, но в вашем случае, я бы рекомендовал сделать модель материального баланса. Также нужно будет разобраться (и модель в этом поможет), хотя вы и без модели уже должны сказать в чем причина снижения дебита - падение пластового давления, вода? скважина у вас без лифта, насколько я понимаю, через штуцер, возникает вопрос каков потенциал скважины? Почему не расштуцерите или не спустите ЭЦН... В общем, матбал и проспер в руки и вперед считать. 
Ну а вообще для начала конечно можно и по падению быстренько посчитать, правда в вашем случае надо для начала прикинуть потенциал скважины - какой будет дебит, когда вы спустите насос, от этого дебита считать, заложив падение.

kochichiro 911 11
Июн 13 #2

Скоро сдохнет твоя скважина как пить дать придется либо, как уже было сказано выше ставить насос, либо рвать, либо и то и другое сразу. Неполная у тебя динамика посмотри динамику, если конечно возможно, по обводненности продукции и газовому фактору. Если обводненность растет значит давит себя скважина и энергии растворенного газа не хватает для подъема жидкости на поверхность.
Кривыми падающей добычи мне кажется не имеет смысла считать, поскольку не соблюдается условие постоянства забойного давления, то есть тут не истощение залежи, а банальное самоглушение скважины.
На все ваши вопросы могло бы ответить ГДИ скважины, если оно конечно проводилось после бурения. 

Aidos_kz 102 6
Июн 13 #3

volvlad пишет:
Можно расчитать разными путями - кривые падения добычи, материальный баланс или полноценная модель месторождения (участка месторождения). Все зависит от того, сколько у вас времени, данных и для каких целей нужны профили добычи.
Не знаю каков размер вашего месторождения, где пробурена эта скважина, но в вашем случае, я бы рекомендовал сделать модель материального баланса. Также нужно будет разобраться (и модель в этом поможет), хотя вы и без модели уже должны сказать в чем причина снижения дебита - падение пластового давления, вода? скважина у вас без лифта, насколько я понимаю, через штуцер, возникает вопрос каков потенциал скважины? Почему не расштуцерите или не спустите ЭЦН... В общем, матбал и проспер в руки и вперед считать. 
Ну а вообще для начала конечно можно и по падению быстренько посчитать, правда в вашем случае надо для начала прикинуть потенциал скважины - какой будет дебит, когда вы спустите насос, от этого дебита считать, заложив падение.

Мне дали определить скоко может добыть эта скважина. Запасы там маленькие всего 400 тыш извлекаемых. Идет падения пластового давления, воды не было так и нету. Я так понял для быстрого подсчета идет падения кривых? Были проведены ряд исследовании такие как PLT, WTI. 
Какие материалы или же реальные расчеты кривых падения можете посоветовать? Тяга к знанию уж велико. 

Aidos_kz 102 6
Июн 13 #4

kochichiro пишет:
Скоро сдохнет твоя скважина как пить дать придется либо, как уже было сказано выше ставить насос, либо рвать, либо и то и другое сразу. Неполная у тебя динамика посмотри динамику, если конечно возможно, по обводненности продукции и газовому фактору. Если обводненность растет значит давит себя скважина и энергии растворенного газа не хватает для подъема жидкости на поверхность.
Кривыми падающей добычи мне кажется не имеет смысла считать, поскольку не соблюдается условие постоянства забойного давления, то есть тут не истощение залежи, а банальное самоглушение скважины.
На все ваши вопросы могло бы ответить ГДИ скважины, если оно конечно проводилось после бурения. 

я так и понял что скоро сдохнет. Я хотел бы высчитать когда сдохнет скважина и скоко накопит к этому моменту. Под гди вы имеете ввиду WTI, PLT? то да они проводились. Обводненность не было и нету. Дебит газа в районе 20 тыщ кубов. Как лучше высчитать то что меня интересует, метод мат баланса кажется самым вернын но и очень сложным, по сравнению с падением кривых?  

kochichiro 911 11
Июн 13 #5

Посмотри по WTI происходило ли падение давления в процессе самого исследования, запасы 400 тыс. извлекаемых уж очень малая величина. Если длительность исследования была приличная - хотя бы несколько суток включая режимы и build-up, то наверняка на build-up вылезут границы дренирования. 
Опять же если ты говоришь, что дебит газа 20 тысяч, это получается что газовый фактор порядка 1000 м3/м3. Вполне возможно, что у тебя скважина вскрыла залежь вблизи газо-нефтяного контакта и происходит прорыв газа из газовой шапки. Посмотри теперь динамику по газовому фактору, если действительно имеет место прорыв, то газовый фактор должен наростать при падающем дебите нефти.
 

kochichiro 911 11
Июн 13 #6

Если же газовый фактор примерно постоянен или несколько снижается можно конечно предположить истощение хотя это и сомнительно. Вот описание метода кривых падающей добычи в самой простой формулировке - http://www.mediafire.com/?e216sccqimzqjvr
В данном алгоритме легко сделать расчет с помощью экселя не прибегая к специализированному ПО.
Только учти один момент исходя из твоих же данных - падение с 20 до 12 тонн за 2 месяца у тебя начальные извлекаемые запасы нефти должны получится в районе 2355 тонн. Я не думаю, что они настолько малы, скорее всего падение добычи по нефти у тебя обусловленой иной причиной.

volvlad 2110 12
Июн 13 #7

Да, и не стоит забывать, что на данный момент скважина фонтанирует (не ахти как конечно) и заштуцерена. Потенциальный дебит при переходе на мех.добычу будет выше, ну и падение соотвественно тоже. 
По вашей небольшой карбонатной залежи с (400 тыс. тон извлекаемыми , КИН по аналогам, я так понимаю), можно предположить также, что очень ограничена активность законтурной области. Что приведет к достаточно быстрому снижению пластового давления до давления насыщения. А дальше 2 сценария развития события. Если толщины приличные и есть трещинноватость, то падение снизится, добыча стабилизаруется и вы будете некоторе (достаточно продолжительное) время добывать с постоянно растущим (но не резко) ГФ. Если же трещинноватости нет, или скажем толщины не очень большие, и заледь "размазана" по площади, то скорее всего достаточно скоро перейдете на периодическую эксплуатацию.

Aidos_kz 102 6
Июн 13 #8

kochichiro пишет:
Опять же если ты говоришь, что дебит газа 20 тысяч, это получается что газовый фактор порядка 1000 м3/м3. Вполне возможно, что у тебя скважина вскрыла залежь вблизи газо-нефтяного контакта и происходит прорыв газа из газовой шапки. Посмотри теперь динамику по газовому фактору, если действительно имеет место прорыв, то газовый фактор должен наростать при падающем дебите нефти.
 

Вы верно сказали, работает два интервала верхний интервал газовый, который при подсчете запасов не учли (может не увидели). Идет прорыв газа с шапки, ГФ увеличивается относительно к нефти. 
Скин фактор получается +32. Это реално ?

kochichiro пишет:
Только учти один момент исходя из твоих же данных - падение с 20 до 12 тонн за 2 месяца у тебя начальные извлекаемые запасы нефти должны получится в районе 2355 тонн.

Как вы расчитали 2355 тонн? по тому же методике Арпса? 

Aidos_kz 102 6
Июн 13 #9

volvlad пишет:
Да, и не стоит забывать, что на данный момент скважина фонтанирует (не ахти как конечно) и заштуцерена. Потенциальный дебит при переходе на мех.добычу будет выше, ну и падение соотвественно тоже.

КИН по аналогам взято, я примерно урезаю запасы вдвое так что получается около 200 тыс т.=)
Залежь не большая, толщина 16м получается. Но разрез плохой, то есть скважина попала на не лучшее геологическое строение.  
Сейчас идет надо будет решить что делать с этой скважиной потому как она пробурена еще на ниже залегающие горизонты. Либо изолировать верхний пласт газовой шапки и перестрелять либо переходить на другой горизонт. 

volvlad 2110 12
Июн 13 #10

Кстати, про дебит газа я что-то не увидел) Тогда еще надо посмотреть, как эта часть с газовой шапкой связана с остальной частью месторождения. Какая часть пласта вскрыта? эти 2 интервала это какая часть всей залежи?

Aidos_kz 102 6
Июн 13 #11

volvlad пишет:
Кстати, про дебит газа я что-то не увидел) Тогда еще надо посмотреть, как эта часть с газовой шапкой связана с остальной частью месторождения. Какая часть пласта вскрыта? эти 2 интервала это какая часть всей залежи?

Это интересно получается, при подсчете запасов не было этой газовой шапки. Это как бы сказать новая залежь от остального месторождения. В ней работет тока одна скважина)) Мы не знаем как связано это ГШ, потому как считали что ее  там вообще нету.  

volvlad 2110 12
Июн 13 #12

Еще раз у нижнего пласта толщина какая? (Всего 16 = 14 низ + 2 верх)

Aidos_kz 102 6
Июн 13 #13

volvlad пишет:
Еще раз у нижнего пласта толщина какая? (Всего 16 = 14 низ + 2 верх)

Верно 2 верх 14 низ. Но нижний пласт прострелен тока на 5 метров. до контакта еще 9 метров. Но эфф пористость снижается. 
То есть, стрелять ниже 2805 нету толка, так пишут геоф)))
 

volvlad 2110 12
Июн 13 #14

Для нижнего пласта какое давление насыщения?

kochichiro 911 11
Июн 13 #15

Это друг мой у тебя прорыв газа из шапки, поэтому дебит нефти падает (фазовые по нефти снижаются) и поэтому же падает устьевое - флюид в колонне стал легче, а дебит газа возрос. Такой скин в порядке вещей на скважинах, которые дают сразу два флюида.
Да прикинул, правда очень грубо по методу Арпса, как видишь сам тебе метод падающей добычи ничего не даст. Падение у тебя обусловлено прорывом газа, поэтому здесь изолировать шапку и работать по нефти, поддерживая определенный дебит.

Aidos_kz 102 6
Июн 13 #16

kochichiro пишет:
Это друг мой у тебя прорыв газа из шапки, поэтому дебит нефти падает (фазовые по нефти снижаются) и поэтому же падает устьевое - флюид в колонне стал легче, а дебит газа возрос. Такой скин в порядке вещей на скважинах, которые дают сразу два флюида.
Да прикинул, правда очень грубо по методу Арпса, как видишь сам тебе метод падающей добычи ничего не даст. Падение у тебя обусловлено прорывом газа, поэтому здесь изолировать шапку и работать по нефти, поддерживая определенный дебит.

спасибо за урок!!! 
не могли бы посоветовать книгу, учебники, программы для изучения метода падения кривых и мат баланса? в универе такого не учат, да и у нас в Казахстане редко применяют. Во многом иностранные компании.   

kochichiro 911 11
Июн 13 #17

  Вот тебе Дейк - Основы разработки нефтяных месторождений - http://www.mediafire.com/?v1q2frjuics2d1c

Для начала думаю пойдет.

volvlad 2110 12
Июн 13 #18

Кстати если верхний пласт чисто газовый, то это может сыграть вам на руку. Добыча газа из верхнего пласта может послужить естественным газлифтом, что продлит добычу на фонтане с нижнего пласта. Чтобы построить более или менее адекватный прогноз в это случае одними кривыми падения не отделаешься, хорошо было бы модельку замутить (Prosper+MBAL+GAP). При наличии софта и опыта рботы в нем все можно сделать за полдня.

Aidos_kz 102 6
Июн 13 #19

volvlad пишет:
Кстати если верхний пласт чисто газовый, то это может сыграть вам на руку. Добыча газа из верхнего пласта может послужить естественным газлифтом, что продлит добычу на фонтане с нижнего пласта. Чтобы построить более или менее адекватный прогноз в это случае одними кривыми падения не отделаешься, хорошо было бы модельку замутить (Prosper+MBAL+GAP). При наличии софта и опыта рботы в нем все можно сделать за полдня.

Опыта в этом деле нет, особенно мат бал (да и софтом не владею). 
Можете посоветовать с чего начать чтоб обучится строить модельки? я сам владею Petrel (более менее), но хотелось бы быть ближе к добыче и его прогнозированию. 
За ранее благодарен!!!

volvlad 2110 12
Июн 13 #20

В самом софте ничего сложного нет, нужен лишь сам софт и понимание принципов материального баланса. А для Вашего случая, еще желательно бы модель скважины построить (это как раз по части добычи).
Петрел это конечно прекрасно, и он отлично подходит для построения детальных геоглогической и ГД моделей, но Вам я так понимаю нужна экспресс-оценка. Хотя это тоже не проблема, с достаточным опытом построения моделей, для такой небольшой залежи и в Петреле можно все быстренько построить, выгрузить в Эклипс и сделать прогнозы.
Ну или как уже писали выше - Excel в руки, правда в этом случае, имея весь материал по данному м-ю и скважине, нужно примерно представлять, что должно получитсяв итоге, иначе ценность таких расчетов будет не очень высокой.

kochichiro 911 11
Июн 13 #21

Да тут как раз-таки и наблюдается ситуация аналогичная тому, когда при газлифте происходит срыв подачи из-за переизбытка газа. Сначала нужно разобраться являются ли эти два интервала единым целым или нет. Если вы обратили внимание PLT проводился в полностью перфорированном интервале, так что "перемычка" между ними по показаниям PLT не есть факт, может просто вертушка начала вращаться в обратную сторону при движении вниз, когда дебит газа упал.
Aidos_kz нужно просто взять гамма-каротаж, который писали после бурения и посмотреть есть ли глинистая перемычка в интервале 2795-2797 м. Если есть, то все пучком. Спускаете НКТ до кровли нижнего интервала (2797 м) ставите пакер. Если верхний интервал вам пока не нужен (некуда газ девать) глушите его путем залива в затруб нефти или полимерного раствора. Если газ нужен эксплуатируйте по затрубу газовый интервал, по НКТ нефтяной. Можно даже будет как vovlad посоветовал извратиться и поставить газлифтные клапана на расчетной глубине, чтобы они по достижении определенного перепада открывались и часть газа из затруба участвовала в подъеме нефти.
Если же по ГК там перемычки нет, то все гораздо хуже, потому как единый интервал вы врядли сможете просто изолировать, придется скорее всего бурить горизонтальный отвод на нефтяную зону.
Прежде чем хвататься за методы и модели определитесь с причиной как я указал выше. Опять же я не думаю, что метод мат. баланса будет здесь хорошим помощником, потому что такие тонкости как совместная работа двух пластов или образование газового конуса он не учитывает. Там залежь - это бочка, по данным о накопленной добыче уточняются размеры бочки и проводится ориентировачный расчет дальнейшей добычи.
В вашем случае скорее всего поможет гидродинамическая модель в которой в зависимости от результатов анализа гамма-каротажа вы зададите либо одновременную добычу с двух пластов, либо конусообразование с помощью радиальной сетки вокруг скважины. Но опять же это будут далеко не тривиальные задачи, которые потребуют от вас опыта моделирования. Цель же этого моделирования - а именно определить когда сдохнет нижний интервал весьма сомнительна.
По-моему на данный момент у вас более чем достаточно данных для того чтобы уже рекомендовать ГТМ по этой скважине: PLT у вас есть, ГК наверняка тоже есть, понимание проблемы на данный момент надеюсь тоже есть.

volvlad 2110 12
Июн 13 #22

kochichiro пишет:
Да тут как раз-таки и наблюдается ситуация аналогичная тому, когда при газлифте происходит срыв подачи из-за переизбытка газа. 

Скорее всего да - будет слагиться, но есть вероятность, что и нет. Это надо проверять. Специально реализовывать такой сценарий с установкой газ лифт клапанов, не думаю, что целесообразно. 
kochichiro пишет:

Aidos_kz нужно просто взять гамма-каротаж, который писали после бурения и посмотреть есть ли глинистая перемычка в интервале 2795-2797 м. 

Это же карбонаты, глинистых перемычек там как правило нет. Скорее всего пласты разделены плотняком, а это означает, что вероятно наличие гидронинамический связи между ними. Особенно если трещинноватые карбонаты. Даже если нет, при подсчета запасов достаточно консервативно относятся к плотнякам, относя их к неколлектору.
Кроме того, наличие газовой шапки или образование вторичной газовой шапки в трещинноватых карбонатах не так критично, как для песчаников. Но это только для трещинноватых и желательно еще бы толщины побольше иметь.

kochichiro пишет:
Если есть, то все пучком. Спускаете НКТ до кровли нижнего интервала (2797 м) ставите пакер. Если верхний интервал вам пока не нужен (некуда газ девать) глушите его путем залива в затруб нефти или полимерного раствора. Если газ нужен эксплуатируйте по затрубу газовый интервал, по НКТ нефтяной. Можно даже будет как vovlad посоветовал извратиться и поставить газлифтные клапана на расчетной глубине, чтобы они по достижении определенного перепада открывались и часть газа из затруба участвовала в подъеме нефти.

Наиболее оптимальным на первый взгляд кажется будет изоляция верхнего пласта и добыча из нижнего, но пока лучше последить за поведением добычи при совместно эксплуатации, смотреть как будет вести себя газовый фактор.
 
Aidoz_kz: Кстати, что у вас там с трещинноватостью? (Хотя, если посмотреть на дебиты, то наверное не очень)
 

Aidos_kz 102 6
Июн 13 #23

На интервале 2795-2797 по ГК есть повышение, но это никак не глина, скорее всего известняк заглинизинированный, но она никак не послужет перемычкой.

На днях озвучу все перед главным геологом и обсудим все. Со всеми детальями он более знакоком с месторождением. И порекомендую ГТМ по вашим наставлениям. Думаю самое верное это изоляция газовой шапки и добыча с ниженого интервала или же пробурить боковой ствол. хотя на такие запасы вряд ли это будет рентабельно.

Спасибо "kochichiro" и "volvlad"!!!

Brewer 319 10
Июл 13 #24

kochichiro пишет:
Это друг мой у тебя прорыв газа из шапки, поэтому дебит нефти падает (фазовые по нефти снижаются) и поэтому же падает устьевое -.

Второй вариант, при нарастающем прорыве газа из ГШ - устьевое растет

kochichiro 911 11
Июл 13 #25

Тут все зависит от того есть ли вынос жижы на поверхность, чем больше жидкости в потоке чем более равомерны условия ее выноса, тем больше будет устьевое. Чем меньше жижи в потоке, чем больше остается на забое и в пласте, тем меньше будет устьевое.

Brewer 319 10
Июл 13 #26

у нас жижи со временем все меньше и  меньше, сам газ давит.
 

Гоша 1180 12
Июл 13 #27

kochichiro пишет:
Чем меньше жижи в потоке, чем больше остается на забое и в пласте, тем меньше будет устьевое.

хм... если жижа более высокой плотности остается на забое, то в гидростатическом столбе больше газа, значит его (столба) вес меньше, а устьевое наоборот больше...

kochichiro 911 11
Июл 13 #28

Вот вам пример из жизни, обратите внимание на повторный режим (режимы 1 и 6)

kochichiro 911 11
Июл 13 #29

Вот для этой же скважины влагосодержание на забое в цикле исследования

Go to top