Помогите с ПГИ (термометрия)

Последнее сообщение
frgs 52 12
Сен 13

Может быть у кого то появятся идеи как интерпретировать термометрию добывающей скв в трещиноватом карбоните. Профиль притока показывает переток из нижнего интервала в верхний при остановке и нормальную картину при добыче (приток из некоторых частей перф интервалов при работе скв). Обводненность 80%. Что смущает:
1. Рост температуры при добыче вверх по скв в 2013 (самая правая кривая на среднем рис)
2. Рост температуры после остановки (крайний правый рис)
История изменения температуры тоже показана (от нормальной до ненормальной). 
Термоградиент прослеживается четко внизу. Идеи?
 

vktr 126 7
Сен 13 #1

frgs пишет:

Что добываете нефть или газ? Похоже на газ. На месторождении дествует система ППД? Сколько времени прходило с оставновки скважины до каротажа во всех случаях? 
Пока могу сказать что в процессе разработки каким то образом пласт нагрелся на 2 градуса. Об этом говорит повышение температуры на остановке и достижение этой самой температуры при добыче. 
Я такое видел при перетоке газа из нижних интервалов перфорации до верхних. А при работе у нас также температура тоже по всему интервалу была чуть ниже и увеличивалась к верху перфорации.

RomanK. 2162 12
Сен 13 #2

Ващето похоже на нефть

frgs 52 12
Сен 13 #3

Нефть +вода. Попутный газ есть, ГФ >100 но воды 80%. Скважина стояла недели 2, записали остановку потом 2 режима работы. Да, все это время работает система ППД, и увеличение температуры наверно связано с обводнением. Вопрос почему и как, ведь мы закачиваем воду холодней...

kochichiro 928 12
Сен 13 #4

Видимо еще вода поддает снизу, есть преценденты, когда у нефтяных месторождений с подошвенной водой за двадцать лет разработки температура пластовая поднималась с 118 оС до 131 оС.
ППД не внедрялось, естественный водонапорный режим.

Rhino 532 11
Сен 13 #5

солгашусь с kochichiro насчет водопритока снизу; 
кислотки в ней делали?
vktr, про газ и ппд это ты жестко конечно загнул. может быть, где-нибудь в Норвегии на каком-нибудь газоконденсатном Сноуфёле и есть сайклинг, но в газпромовских реалиях его нет. Проверено. 

frgs 52 12
Сен 13 #6

ОК, вода поддает снизу.
Возврщаемся к вопросам:
1. Рост температуры при добыче вверх по скв в 2013 (самая правая кривая на среднем рис)
2. Рост температуры после остановки (крайний правый рис)
Термоградиент норм

frgs 52 12
Сен 13 #7

Rhino, кислотку делали. Точную дату сказать смогу в понедельник , но думаю ~2010. 

Rhino 532 11
Сен 13 #8

а может быть такое, что прописали криво, т.е. термометры разной чувтсивтельности или "поплыл" какой-то?
да, при добыче где растет температура, что с дебитом по сравнению с предыдущими? )

tikiero 516 9
Сен 13 #9

Касательно заданных вопросов

1. Рост температуры при добыче вверх по скв в 2013 (самая правая кривая на среднем рис)
Вообще это нормальная ситуация, которая может быть обусловлена множеством факторов. Вот некоторые из них: а) увеличилась депрессия, б) уменьшился газовый фактор
Если вода ППД более холодная, то она вряд ли приведет к разогреву.

2. Рост температуры после остановки (крайний правый рис)
Вообще это нормальная ситуация, которая говорит о том, что 2 верхних перфорированных интервала работают – я такое вижу почти каждый день. Причем из них поступает жидкость, коэффициент Джоуля-Томпсона у которой положителен. Это может быть либо нефть либо вода. Теоритически коэффициент Джоуля-Томпсона у нефти должен быть больше, чем у воды. Следовательно в интервале поступления нефти разогрев должен быть больше. Но это в теории. По факту же нужно проводить ПГИ на разных режимах, чтобы температурную аномалию от нефти отделить от воды.
Эффект разогрева пласта проявляется в результате трения жидкости. После того, как скважина постоит в покое некоторое время (от нескольких часов до недели), температура должна упасть до пластовой.

ALY 111 11
Сен 13 #10

По поводу ответов на вопросы соглашусь с tikiero. Коэффициенты Джоуля-Томпсона: для газа - 30-60  (охлаждение), нефти - ~4, воды ~2 (нагревание) град С/100*атм.
По вопросу 2. Видимо проницаемость невысокая (карбонаты), и как следствие, долгий послеприток (переток как подтверждается автором из нижнего в верхний) жидкости после остановки показывает рост температуры.
  

tikiero 516 9
Сен 13 #11

To ALY
Я не совсем понял на основании чего сделано предположение о долгом послепритоке из нижнего интервала в верхний.
Для реализации подобного сценария в остановленной скважине необходимо, чтобы пластовое давление в нижнем интервале оказалось выше, чем в верхнем. На мой взгляд это маловероятно.
Повторюсь еще раз, что вижу подобные каротажки праткически каждый день. Когда в остановленной скважине начинает расти температура. Это вполне нормальное явление. Ни о каком перетоке здесь не может быть и речи.
Ну а то, что в работающей скважине нижние интервалы разогреты меньше, чем верхние объясняется скоростью движения жидкости в скважине.

ALY 111 11
Сен 13 #12

To tikiero
Да, именно этот сценарий я и имел ввиду, если пластовые давления интервалов отличаются. Я бы больше поверил, что после двух недель остановки, как пишет frgs "Скважина стояла недели 2, записали остановку потом 2 режима работы."  присутствуют перетоки, чем остаточный эффект от разогрева пласта. По крайней мере, я такого не встречал. Tikiero, вы же сами пишете, что эффект держится от нескольких часов до недели. 

frgs 52 12
Сен 13 #13

Tikiero, тоже не совсем понял про разогрев. гогда скважна работает - скорость жидкости больше чем в остановленной и разогрев дожен быть больше. Поясните, пожалуйста.
Aly, я тоже думая переток снизу вверх. Но почему температура в нижнем, откуда переток, растет? Что за явление Вы называете послеприток? 

tikiero 516 9
Сен 13 #14

To frgs
На крайнем треке справа (который соответствует 2013 г) в режиме работы наблюдается «постепенный» разогрев жидкости вверх по разрезу.
Данный факт соответствует эффекту калориметрического смешивания поступающей в скважину жидкости. И это отнюдь не означает, что происходит постепенное увеличение притока вверх по разрезу.
Видно, что в верхней части верхнего перфорированного интервала (назовем ее Н1) в режиме работающей скважине произошла стабилизация температуры (назовем ее Т1). Выше отметки Н1 поступление жидкости в скважину прекращается. Температура поступающей жидкости в скважину во всем работающем интервале равна Т1. При этом режимы работы скважины при проведении ПГИ подобраны таким образом, что невозможно сказать, что в каком-то интервале поступает нефть или вода.
После остановки скважины формируется остаточная температурная аномалия, которая соответствует тому, что была в режиме работы скважины. При этом как видно температура во всем работающем интервале повышается до температуры Т1. Это означает, что при работе скважины из всех работающих интервалов жидкость поступала с температурой Т1.
Вроде бы все понятно объяснил.

tikiero 516 9
Сен 13 #15

Из своего опыта.
Если очень вкратце, то интервалы поступления воды как раз и идентифицируются при сравнении температуры, замеренной на разных режимах работы скважины и после остановки. В случае работы скважины нефтью и водой в остановленной скважине формируется температурная аномалия в виде «ступеньки» – против нефти чуть побольше, а против воды – чуть поменьше (для этого необходимо, чтобы коэффициенты Джоуля-Томпсона у воды и у нефти были разные. В зависимости от ГФ коэф Дж-Томп у воды и у нефти может быть одинаковый). Конечно по факту все оказывается все не так просто. Например, у нефти может быть высокий ГФ. Тогда остаточная температурная аномалия против нефтяного интервала будет меньше, чем у водяного.

Ну и отдельно стоит сказать, что траектория скважины оказывает очень большое влияние на интерпретацию ПГИ. В горизонтальной скважине с S-образным профилем с нецементрованным хвостовиком вообще может все перевернуться с ног на голову.

tikiero 516 9
Сен 13 #16

frgs пишет:
Tikiero, тоже не совсем понял про разогрев. гогда скважна работает - скорость жидкости больше чем в остановленной и разогрев дожен быть больше. Поясните, пожалуйста.

Представьте ситуацию, когда из интервала мощностью 10 м поступает жидкость с одинаковой температурой Т1. При этом температур в зумпфе равна Т0.
Что будет показывать температура, записанная в режиме работающей скважине?
Вы же не думаете, что в этом случае температура увеличится до Т1 сразу же с подошвы, а в кровле работающего интервале температура снова резко уменьшится до Т0?
На самом деле в самой подошве работающего интервала температура несколько увеличится и будет больше, чем Т0.
Если интервал работает равномерно, то рост температуры будет происходить равномерно до кровли работающего интервала, где она будет равна Т1.
В остановленной скважине разогретая порода равномерно нагреет жидкость в скважине до температуры Т1 (как раз напротив работающего интервала).

ALY 111 11
Сен 13 #17

Цитата:
Представьте ситуацию, когда из интервала мощностью 10 м поступает жидкость с одинаковой температурой Т1. При этом температур в зумпфе равна Т0. Что будет показывать температура, записанная в режиме работающей скважине? Вы же не думаете, что в этом случае температура увеличится до Т1 сразу же с подошвы, а в кровле работающего интервале температура снова резко уменьшится до Т0? На самом деле в самой подошве работающего интервала температура несколько увеличится и будет больше, чем Т0. Если интервал работает равномерно, то рост температуры будет происходить равномерно до кровли работающего интервала, где она будет равна Т1. В остановленной скважине разогретая порода равномерно нагреет жидкость в скважине до температуры Т1 (как раз напротив работающего интервала).

Не соглашусь, в теории как раз наоборот рост температуры будет происходить с интервала ниже интервала перфорации пласта, а в самой подошве достигает максимума. Конечно-же при некоторых условиях: если флюид - жидкость, температура жидкости выше геотермической и др. Вот пример типовых термограмм для случая двух перфорированных пластов. Не помню источник, найду - выложу.

 
1 - работают оба пласта, против нижнего отмечается дроссельная аномалия, против верхнего - калориметрическое смешивание;
2 - работают оба пласта, температура жидкости, поступающей из нижнего, близка к геотермической, против верхнего пласта отмечается калориметрический эффект;
3 - плавная затянутость кривой между пластами, в нижнем пласте температура поступающей жидкости близка к геотермической, против верхнего отмечается калориметрическое смешивание;
4 - аномалия дросселирования против нижнего пласта, изменение наклона температурной кривой против верхнего;
5, 6  -  аномалия дросселирования против нижнего пласта, положительная аномалия калориметрического смешивания против верхнего (верхний пласт высоконапорный, давление нижележащего пласта Р1 < давления вышележащего пласта Р2).
 

ALY 111 11
Сен 13 #18

А вот пример по скважине, правда с заколонкой.


to frgs: а переток скорее всего с верхнего так как там максимальная температура. Но это только предположение. Нужно проводить исследования с периодикой после остановки.

tikiero 516 9
Сен 13 #19

To ALY
Если бы все так было хорошо и гладко, как в теории написано, тогда зачем вообще интепретаторы нужны?

ALY 111 11
Сен 13 #20

tikiero пишет:
To ALY
Если бы все так было хорошо и гладко, как в теории написано, тогда зачем вообще интепретаторы нужны?

Риторический вопрос, однако :)

tikiero 516 9
Сен 13 #21

ALY пишет:
tikiero пишет:
To ALY
Если бы все так было хорошо и гладко, как в теории написано, тогда зачем вообще интепретаторы нужны?

Риторический вопрос, однако :)


Об чем и речь. Я вообще в реальной жизни не встречал (или встречал так редко, что даже не помню об этом) всего того, что представлено в учебниках по ПГИ. 
А описанный мной выше процесс формирования остаточной температурной аномалии в остановленной скважине видел множество раз.

frgs 52 12
Сен 13 #22

Tikiero, ALY, спасибо за мнения. Был на месторождении без доступа к инету. пересмотрю интерпретацию. Наверно надо подольше дать скважине поработать после остановки, чтобы получать правильную температуру при работе.
Aly, если сможете выложить книгу-источник, буду очень благодарен.

ALY 111 11
Сен 13 #23

frgs пишет:
Tikiero, ALY, спасибо за мнения. Был на месторождении без доступа к инету. пересмотрю интерпретацию. Наверно надо подольше дать скважине поработать после остановки, чтобы получать правильную температуру при работе.
Aly, если сможете выложить книгу-источник, буду очень благодарен.

Как-то делал простенькую презентацию метода. Может пригодиться - вот ссылка:
http://gintel.ru/produkty/plog/dopolnitelnye-resursy/

frgs 52 12
Сен 13 #24

Спасибо!

vktr 126 7
Сен 13 #25

Rhino пишет:
солгашусь с kochichiro насчет водопритока снизу; 
кислотки в ней делали?
vktr, про газ и ппд это ты жестко конечно загнул. может быть, где-нибудь в Норвегии на каком-нибудь газоконденсатном Сноуфёле и есть сайклинг, но в газпромовских реалиях его нет. Проверено. 

ппд на нефти и упругий газовый на газе. Я не говорил что ппд на газе.
Впринципе то чтоб вследствие дорссельного эффекта нефть может разогрется это впринципе может обьяснить нагрев с течением времени. 

Go to top