Уважаемые эксперты интерпретации ГДИС

Последнее сообщение
Максюлька 17 11
Авг 13

Я никогда не интерпретировал профессионально велл тесты. Билдапы и только для оценки параметров хороших трещин. Сейчас такая ситуация, что, либо я технически что-то не так делаю, либо я не понимаю, как такое может быть...было закачано 320 тонн пропанта, tight gas reservoir (30 м), проницаемость около 0.1 mD. Мачинг, типовые кривые и все анализы показывают длину трещины около 5 метров!! И проницаемость немного завышена - 0.3 mD. Похоже на проницаемость верхлежащего пласта (40 м). Перемычка около 40 метров. Как так 5 метров? может кто-то встречал такое поведение? 

Спасибо вам заранее 

Максюлька 17 11
Авг 13 #1

Тот вигглинг в конце - это доперфорировали пласт. Перед ГРП скважина была простреляна снизу, после стояла на отжиге пару дней.

wellpoint 62 9
Авг 13 #2

Так по характру кривой не видно, что при ГРП могли добится связи с верхним пластом, поскольку наблюдались бы эффекты сферического режима течения. Помотрите не ошиблись ли вы с велличиной пористости и общей сжимаемости они сильно влияют на полудлину трещины. Кроме того, было бы еще интересно в другом софте посмотерть, где воспроизводится численное решение кривой с фактическими данными, например в Saphir или Welltest (FEKETE), поскольку анализ в Pansystem не очень информативный, т.е. видишь не дальше кривых в билогарифмическом масштабе (а у таких задач бесконечно много решений)...

transmega 266 11
Авг 13 #3

таки да, где-то ошиблись с размерностями входных данных. У газовых должно быть большое влияние ствола, а значит 5 м вы никак не сможете "разглядеть". Картинка - качественная трещина, поздравляю за успешное ее проведение:)  А на PanSystem не ругайтесь, он абсолютно идентичен другим софтам, не лучше не хуже. Предрекаю: скоро появится Кочичиро и потребует данных, все вам обработает и найдет ошибку))))
vanga.jpg

Krichevsky 682 12
Авг 13 #4

Сферический режим появится только если мы зацепили край мощного пласта. А если верхний пласт треснул весь и его свойства лучше, то средневзвешенные параметры, в том числе и эквивалентная полудлина, будут ближе к его параметрам. Дизайнеры ГРП не рассчитывали его порвать?

wellpoint, билогарифмический масштаб это логарифм P-P0 построенный в обобщенном лог масштабе времени. При известной P0 и предыстории работы скважины он имеет ОДНОЗНАЧНОЕ обратное преобразование в декартов масштаб.

sniper 362 12
Авг 13 #5

По входным данным ничего неизвестно, а так, какая разница 0,1 мД или 0,3 мД - одно, копейки? 0,1 мД это до ГРП или средняя по пласту?
Пана в конторе нет - только Сапфиры :)
Есть у кого-то Пан - гляньте файл, если, конечно, топикстар поделится.

ALY 112 13
Авг 13 #6

Скорее всего проблема с параметрами флюида - посмотри PVT. Я так думаю... 

Максюлька 17 11
Авг 13 #7

Wellpoint, другого софта к сожалению нет. Я попробовал поменять сжимаемость общую - взял сначала сжимаемость породы (5.5*10^5), как минимум общей, потом сжимаемость газоконденсата (6*10^4 1/bar), как общую, диапазон полудлин получился от 25 м до 5м...верно...но как эту неопределённость бы определить...))

Transmega, почему-то Кочичиро ничего не требует :(

Krichevsky, нет, не плнировали порвать верхний пласт. А сферика будет видна в порванной скважине? - математически же, как бы тоже линейный поток...

kochichiro 943 14
Авг 13 #8

kochichiro ничего не требует потому что он сам в этом уже по-уши xD Ну а так-то да, надо сами данные, а то картинка - это картинка.
Ну если на вскидку, то правильно говорят в сжимаемости дело - общая сжимаемость для газового коллектора в целом определяется сжимаемостью газа, для пластовых давлений порядка 200 бар сжимаемость газа, содержащего конденсат будет порядка 0,004 бар-1. Высчитать сжимаемость газа можно зная его компонентный состав на поверхности по общепринятым корреляциям, любая из них даст приемлемый результат.
Общая сжимаемость коллектора будет ct = Sgcg + Swcw + cf, где
ct - общая сжимаемость, давл-1;
Sg, Sw - газо- и водонасыщенности коллектора соответственно, доли единицы;
cg, cw - сжимаемости газа и воды соответственно, давл-1
cf - сжимаемость скелета породы, давл-1.
Сжимаемость скелета можно при отсутствии данных высчитать по корреляции Холла из пористости.
Врядли вы ушли в другой пласт, здесь скорее изначально были неопределенности в значении проницаемости.
 

wellpoint 62 9
Авг 13 #9

Порядок коэффициента общей сжимаемость системы флюид-порода при ваших исследованиях определяться коэффициентом сжимаемости газа или газоконденсата, Так что надо проводить качественные газодинамические исследования на определение PVT свойств флюида,
А вообще, чтобы вам наиболее полно ответили, выложите все исходные параметры которые забивали в программку для интерпретации - это не так уж и сложно...

Krichevsky, по поводу кривых в билогарифмическом масштабе - речь шла о диагностическом графике. А поповоду ОДНОЗНАЧНОГО обратного преобразования - вы прям мастер... В направлении решения многомерных обратных задач для нелинейных дифференцальных уравнений в частных производных второго порядка сейчас бьются все математики и никто не придумал универсального решения...

Krichevsky 682 12
Авг 13 #10

Да откуда дифференциальное уравнение то? На лог-логе кроме производной есть еще и кривая собственно давления, ее можно построить единственным путем из одного набора данных.
Я повторюсь - для известной предыстории и начального давления лог-лог уникален и имеет обратное преобразование. Это означает, что если у Вас идеальное совмещение в лог-логе, оно обязано быть идеальным в декартовых координатах в том интервале, который наносился на лог-лог. Нет никакого бесконечного множества решений.

Maxyulka, а Вы случайно при задании сжимаемости в показателе степени не забыли минус поставить? Или Вы только здесь опечатались?

Максюлька 17 11
Авг 13 #11

вот моделька: Frac PBU.zip

Ну как найти сжимаемость - не вопрос..я вроде так и расчитывал...а вот почему такой результат параметров трещины неадекватный после 300 тонн пропанта, вот это интересно...я вбил те данные, что у меня были. Как бы технологически в пане всё сделал также, как делал для других исследований фраков. Я инженер по добыче - мне интересна точка зрения профессионалов резработчиков, которые с этитм работают, именно о поведении кривой, может быть математическое обоснование физики, почему могло такое произойти, и как мне охарактеризовать этот фрак.

Максюлька 17 11
Авг 13 #12

Krichevsky, да я ошибся тут, в модельке конечно сжимаемость с минусом.

kochichiro 943 14
Авг 13 #13

А какая по дизайну была полудлина трещины, дело в том что судя по билогу и сравнивая со своими данными я могу сказать, что в твоем случае скважина довольно быстро вышла на радиальный приток, что гворит о небольшой ее протяженности. Если бы полудлина была 50-100 м то радиального притока пришлось бы ждать часов 10-20.

Максюлька 17 11
Авг 13 #14

Ну на билдапе скважина стояла почти 3е суток. 300 тонн же куда-то делись. По дизайну -140 м. Тут ещё нельшая неопределённость в дебите перед закрытитем. Дебиты по формуле были посчитаны перепада давления через штуцер.. Работала пару дней на отжиге. Результат интерпретации сильно чувствителен к этому параметру? - скажем, ошибка в дебитах была 20%

kochichiro 943 14
Авг 13 #15

Ну вот смотри смоделировал я исследование для аналогичных твоим параметров и взял длину трещины 140 м

kochichiro 943 14
Авг 13 #16

Если бы у тебя была длина равна проектной, то на радиальный приток не вышли бы и через 100 часов, т.е. поведение давления влияет в первую очередь на определяемую по результатам анализа КВД полудлину трещины. На радиальный же приток в твоем случае вы вышли за 1 час, то есть длина трещины действительна невелика.
Погрешность в измерениях дебитов влияет на проницаемость - больше дебит чем надо - больше проницаемость, меньше чем надо - проницаемость занижена. Более того погрешность в измерениях дебита газа есть всегда, поскольку по сути мы его не измеряем, а высчитываем. На разведках, пока скважина отрабатывается эта погрешность еще больше - поднесло у тебя что-нибудь на штуцер - давление перед штуцером выросло - расчетный дебит получается больше. Прочистили штуцер или самим газом продавило - давление упало - дебит стал меньше.
Куда делось 300 тонн - ну это надо спрашивать уже у вас как инженеров по добыче. Если в скважине ниже проектного горизонта есть интервалы перекрытые цементным мостом - проверяйте целостность моста, если все-таки предполагаете, что порвали покрышку - сделайте профиль притока в интервале.

Файл кстати что-то не могу скачать, если есть возможность залейте его на какой-нибудь файлообменник.

 

Максюлька 17 11
Авг 13 #17

Kochichiro, спасибо огромное за советы и потраченное на меня время! :)
Всем спасибо! Я сделал небольшой анализ чувствительности к сжимаемости общей и пористости - результат +- 20 м...- достаточно существенно. Провели ещё одно ГРП в этом же блоке, с тем же дизайном - результат тот же - 3.5 м эффективная полудлина. Скорей всего дело в формации этого региона и неверном дизайне ГРП для этого блока. Трещина не упаковывается, как надо. Как я понимаю, очень длинная и узкая по объёму прокачки.

frgs 52 14
Авг 13 #18

Уважаемые эксперты ГДИ, нужна помощь!
Подскажите, как бы вы интерпретировали КВД:

Возможно неполное вскрыте (или 2 пласта, 1 не перфорирован) или двойная пористость. Нормально сматчить не получилось. -1/2 можно провести с30 до 60 часов. Особенно смущает рост производной в самом конце (40 часов роста все-таки)
 

wellpoint 62 9
Авг 13 #19

Интересно вы вопрос поставили: как вопрос на засыпку - определи по картиркне, что здесь ???
Оычно промысловики и разработчики вам ответят, где исходные данные:
тип скважины, обсажена или открытый ствол, количество пластов и их толщина, технология вторичного вскрытия, тип коллектора (если вы говорите о двойной пористости), вид пластового флюида, какие ГТМ выполнялись, все материалы по комплексу ГИС ну и конечно промыслово технологические параметры работы скважины при исследованиях, а потом уже можно давать диагноз...

frgs 52 14
Авг 13 #20

Обсажена, вертикальная перфорирована 1 пласт, но возможно прямо над ним второй неперфорированный (тк по гис сложно поределить). карбонаты нефть без ГТМ (хотя выглядит как с ГТМ). Высокая трещиноватость

wellpoint 62 9
Авг 13 #21

А испытание в пласте проводились с пакерной компоновкой??? Скин = -3,86 конечно наводит на мысль, что не представительная интерпретация при всем том, что вы указали...

frgs 52 14
Авг 13 #22

Без пакера. Высокий отрицательный скин характерен для месторождения. А вот насчет представительности интерпретации сомнения есть... Но вопрос скорее о виде кривой - стали бы вы морочиться с двойной пористстью-проницаемостью или хотя бы сферическим течением или нет?
Просто уж очень заметно меняется характер производной в районе 80 часов, потом 110 часов а потом начинается рост вообще...

wellpoint 62 9
Авг 13 #23

Я бы начал с интерпретерпретации  однородно пласта с радиальной фильтрацией и бесконечными границами, провал в середине кривой объяснил бы непонятными эффектами в послепритоке и при интерпретации попытался интерполировать ВСС до точки максимума производной... Отрицательный скин может быть  хахарактерен для Ваших скважин без ГТМ, но не неменее -1 и то при условии, что у вас там каверна в закалонном пространстве, а величина -3.8, конечно - косяк...

kochichiro 943 14
Авг 13 #24

На мой взгляд прикручивать здесь двойную пористость не надо, длинный начальный участок с небольшим провалом - это большое влияние ствола скважины описывающееся моделью увеличивающегося коэффициента влияния ствола скважины. На конце КВД уже вроде сферика просматривается, нужно линию радиалки опустить ниже.
Как вариант, чтобы избавиться от влияния попробуйте провести исследование на двух режимах. Отработайте длительно на одном, потом переведите на другой с меньшим или большим дебитом. Иногда помогает, иногда шумы закрывают всю радиалку - в общем надо пробовать.

 

frgs 52 14
Авг 13 #25

Бурдэ не согласен:

frgs 52 14
Авг 13 #26

kochichiro, спасибо за ответ.
Поясните свою мысль, пожалуйста. Длинный начальный участок с небольшим провалом провалом описывать увеличивающимся влиянием ствола. Вы имеете в виду провал в районе 10 часов? А на провал в районе 0,4 часов вообще забить?
Сферика вы думаете начинается в  районе 90 часов?
А подъем производной в самом конце чем может быть обусловлен?

wellpoint 62 9
Авг 13 #27

Про изменяющийся ВСС можете по ссылке посмотерть.
http://www.kappaeng.com/documents/flip/dda/files/assets/basic-html/page172.html

kochichiro 943 14
Авг 13 #28

Про первый провал я как раз и имею ввиду промежуток времени от 0.1 до 1 часа. Сферика, да где-то в районе 90 часов. На конце мелкий подъем - ему не нужно уделять много внимания - это технологический фактор - либо дрейф прибора, поскольку он довольно-таки долго висел, либо при подгрузке историю плохо порезали.
Касательно валидативности модели увеличивающегося коэффициента влияния почитайте статью Хегемена - Dual volume wellbore model, где описывается влияние ствола с прикрепленным к нему объемом трещин.
На практике же выделить трещины в скважинах даже с меньшим влиянием не всегда удается, когда получается - это большая удача - заказчики радуются как дети:)

frgs 52 14
Авг 13 #29

Kochiro, wellpoint, спасибо за статьиь мнения и помощь. Попробую сматчить с учетом ваших комментариев, пока нет времени. Статьи читаю.

frgs 52 14
Сен 13 #30

Коллеги, подскажите из опыта насколько влияет отработка на качество КВД. Вот Если скважина постояла дней 15 (до этого работал годы), потом спустили манометр, отработали 12 часов и поставили на запись на 30 дней, не получится ли снижение производной до 0 в конце записи.
И второй вопрос. Есть ли разница: отработать 15 дней, остановить на 12 часов (спуск манометра) и дальше 12 часов работы и остановка на КВД и второй вариант: спуск манометра 15 дней отработки 30 дней квд (манометр пишет 45 дней). Где-то про это можно прочитать?
И откуда пошло: чтобы получить качественную КВД надо Х часов отработки, 2Х часов остановка на КВД.

Go to top