Выявление трещин Авто-ГРП в нагнетательных скважинах

Последнее сообщение
Didimba 19 6
Фев 15

Здравствуйте!

Необходимо выявить трещину Авто-ГРП в нагнетательной скважине по результатам КПД.

Какие способы для этого существуют? 

Правильно ли я понимаю, что это можно определить по форме графика производной, и интерпретация КПД в нагнетательной и в добывающей скважинах аналогична? 

Выслушаю любые предложения и мнения,

Спасибо

 

MironovEP 2083 12
Фев 15 #1

На форуме в разделе ГДИ помнится масса примеров по обработке нагнетательных скважин была.

в том числе АвтоГРП анализируются по Графикам Холла. и такая тема тут имеется.

Didimba 19 6
Фев 15 #2

MironovEP пишет:

На форуме в разделе ГДИ помнится масса примеров по обработке нагнетательных скважин была.

в том числе АвтоГРП анализируются по Графикам Холла. и такая тема тут имеется.

Насколько я понимаю, для интерпретации с помощью графиков Холла нужна история работы нагнетательной скважины на различных режимах, т.е. с разным давлением нагнетания, а я спрашиваю про интерпретацию исследований КПД

MironovEP 2083 12
Фев 15 #3

ну про КПД тоже есть. основной ГДИшинк - Кочичиро. его посты посмотрите.

по Холлу - да, нужна история нагнетания (не важно на каких режимах)

ilu6ka1534 93 12
Фев 15 #4

На автоГРПшных скважинах очень часто есть пик производной в двойном логарифическом масштабе, который связан со смыканием трещины при остановке на КПД. У Shell по этому поводу есть наработки и даже ext. модель для сапфира. Почитать можно тут SPE-84289 P.J. van den Hoek, там и соответствующие графики есть.

volvlad 2245 15
Фев 15 #5

Я бы еще порекомендовал использовать модифицированные графики Холла.

Modified Hall Plots, SPE 109876

Странник 145 9
Фев 15 #6

Трещина авто-ГРП определяется по диагностическому графику КПД. В идеале наличие трещины диагностируется по параллельным линиям с уклоном 1/2 на начальном и среднем участке, что характеризует линейное течение к трещине.

Но такие однозначные признаки встречаются редко, чаще всего ориентируются на совокупный скин-фактор. Если он ниже -3, то, скорее всего, трещина есть.

Связь полудлины трещины xf с совокупным скин-фактором S простая: xf = 2 * rw * e^(-S), где rw - радиус скважины, e = 2.71. Эта формула для случая, когда совокупный фактор обусловлен только наличием трещины бесконечной проводимости.

Для примера, при S = - 3 и rw = 0.108 м полудлина трещины составит: xf = 2 * 0.108 * 2.71^(3) = 4.3 м. 

И еще один момент, полудлина трещины по КПД будет определена для того режима (приемистости), при котором работала нагнетательная скважина до остановки на КПД.

Didimba 19 6
Фев 15 #7

MironovEP пишет:

ну про КПД тоже есть. основной ГДИшинк - Кочичиро. его посты посмотрите.

по Холлу - да, нужна история нагнетания (не важно на каких режимах)


 

То есть, при неизменном давлении закачки графики Холла тоже работают?

welltester 553 13
Фев 15 #8

Didimba пишет:

MironovEP пишет:

ну про КПД тоже есть. основной ГДИшинк - Кочичиро. его посты посмотрите.

по Холлу - да, нужна история нагнетания (не важно на каких режимах)

 

То есть, при неизменном давлении закачки графики Холла тоже работают?

График зависимости накопленной репресси от накопленной закачки

MironovEP 2083 12
Фев 15 #9

+1 да, там нет необходимости вдаваться в подробности изменения режимов

Krichevsky 674 12
Мар 15 #10

Топикстартер не раскрыл важный нюанс - был ли ГРП на скважине изначально.

Поймать образование трещины и поймать ее рост - две принципиально разные задачи.

Didimba 19 6
Мар 15 #11

Krichevsky пишет:

Топикстартер не раскрыл важный нюанс - был ли ГРП на скважине изначально.

Поймать образование трещины и поймать ее рост - две принципиально разные задачи.

Мне нужно поймать наличие трещины и  по возможности её параметры, и в этом смысле не вижу разницы между образованием трещины и её ростом. Нужно определить, что есть на данный момент.

А про то, был ли ГРП в скважине изначально, уточните пожалуйста. Вы имеете в виду тот случай, когда скважина из добывающей , на которой был проведён ГРП,  переведена в нагнетательную?  Если так, то интересный вопрос. 

Krichevsky 674 12
Мар 15 #12

Трещина авто-ГРП - очень хитрая вещь. В момент остановки на КПД мы ее видим в раскрытом состоянии с хорошим отрицательным скин-фактором, а когда начинаем закачку она уже сомкнулась - видим потери давления на ее раскрытие, скин-фактор может оказаться положительным.

Так или иначе, уже было сказано, что на КПД трещина будет видна по линейным потокам.

А вот тот самый случай, когда скважина с ГРП из добычи переведена в ППД и нужно поймать рост трещины - это будет посложнее, нужны будут многоцикличные исследования.

kodeks 13 11
Мар 15 #13

Помимо КПД, поймать растущую трещину еще можно с помощью микросейсмики из соседней скважины, в т.ч. и перманентной - иногда для этих целей мониторинг ведут несколько месяцев.

Didimba 19 6
Мар 15 #14

Возвращаясь к вопросу выявления трещин АвтоГРП на нагнеталках, прошу совета в интерпретации данного исследования КПД ( прикреплено изображение) длительностью 560 часов.

Как считаете, есть ли трещина? ( по мне, так нет)

Если трещины нет, то о чём говорит отрицательный скин?

Можете предложить более подходящую для интерпретации модель, если есть идеи. 

Спасибо

Вложение: 
Krichevsky 674 12
Мар 15 #15

Что-то скин сильно отрицательный для такого положения радиалки. Нет ли ошибок в PVT? Предыстория работы короткая, это правда? А то мы сейчас наанализируем, а потом окажется что скважина до этого еще год работала, и весь лог-лог съедет.

И масштабы на графиках не закрывайте, это же не номер скважиины.

Странник 145 9
Мар 15 #16

Didimba пишет:

Возвращаясь к вопросу выявления трещин АвтоГРП на нагнеталках, прошу совета в интерпретации данного исследования КПД ( прикреплено изображение) длительностью 560 часов.

Как считаете, есть ли трещина? ( по мне, так нет)

Если трещины нет, то о чём говорит отрицательный скин?

Можете предложить более подходящую для интерпретации модель, если есть идеи. 

Спасибо

На графиках КВД, а не КПД: дебит на режиме выше нуля, забойное давление при остановке растет.

Производная на конечном участке растет вверх, что может быть связано со следующими причинами: 1) предыстория дебитов задана неполная; 2) есть влияние нескольких непроницаемых границ; 3) пласт композитный; 4) несколько пластов с различным пластовым давлением; 5) есть влияние других скважин.

Очень низкий скин-фактор: 1) ошибки в исходных данных (rw, h); 2) забойное давление принято не с начала КВД, КПД; 3) радиальный режим должен быть принят ниже, по горизонтальному участку производной; 4) забойное давление принято не с начала КВД или КПД; 5) так и есть (трещины авто-ГРП, ГТМ).

welltester 553 13
Мар 15 #17

Странник пишет:

Didimba пишет:

Возвращаясь к вопросу выявления трещин АвтоГРП на нагнеталках, прошу совета в интерпретации данного исследования КПД ( прикреплено изображение) длительностью 560 часов.

Как считаете, есть ли трещина? ( по мне, так нет)

Если трещины нет, то о чём говорит отрицательный скин?

Можете предложить более подходящую для интерпретации модель, если есть идеи. 

Спасибо

На графиках КВД, а не КПД: дебит на режиме выше нуля, забойное давление при остановке растет.

Производная на конечном участке растет вверх, что может быть связано со следующими причинами: 1) предыстория дебитов задана неполная; 2) есть влияние нескольких непроницаемых границ; 3) пласт композитный; 4) несколько пластов с различным пластовым давлением; 5) есть влияние других скважин.

Очень низкий скин-фактор: 1) ошибки в исходных данных (rw, h); 2) забойное давление принято не с начала КВД, КПД; 3) радиальный режим должен быть принят ниже, по горизонтальному участку производной; 4) забойное давление принято не с начала КВД или КПД; 5) так и есть (трещины авто-ГРП, ГТМ).

Очень низкий скин-фактор: 1) ошибки в исходных данных (rw, h) + ошибка в общей сжимаемости

Странник 145 9
Мар 15 #18

welltester пишет:

Очень низкий скин-фактор: 1) ошибки в исходных данных (rw, h) + ошибка в общей сжимаемости

Верно. И еще из-за ошибок в объемном коэффициенте, дебите и пористости:

errors.jpg

Эта таблица из статьи "Errors in Input Data and the Effect on Well-Test Interpretation Results" (J.P. Spivey, D.A., Purcell), показывающая, как влияют неточные исходные данные на результаты интерпретации ГДИС. Коэффициент α - отношение ошибочных исходных данных к истинным. К примеру, ошиблись в дебите в два раза - получили ошибку в коэффициенте проницаемости в два раза, а в скин-факторе на -0.5ln(2) = -0.35.

Didimba 19 6
Мар 15 #19

И всё-таки про трещину, господа. В моём понимании, трещина не может проявиться в виде участка роста производной после 30ч., ведь в районе 3-30 часов уже предположительно достигнут псевдорадиальный режим. Или я не прав? Может быть, трещина имеет место на участке от 0.1 до часу? Тогда её длина незначительна.

Krichevsky пишет:

Что-то скин сильно отрицательный для такого положения радиалки. Нет ли ошибок в PVT? Предыстория работы короткая, это правда? А то мы сейчас наанализируем, а потом окажется что скважина до этого еще год работала, и весь лог-лог съедет.

И масштабы на графиках не закрывайте, это же не номер скважиины.

Предыстория работы была 1440ч. Сейчас я подгрузил предысторию почти за полгода, и сильных изменений не наблюдается, масштабы открыл.

Странник пишет:

На графиках КВД, а не КПД: дебит на режиме выше нуля, забойное давление при остановке растет.

Это исследование КПД в нагнетательной. Разве можно как-то иначе проинтерпретировать его, кроме как представив в виде КВД?

Странник пишет:

Очень низкий скин-фактор: 1) ошибки в исходных данных (rw, h); 2) забойное давление принято не с начала КВД, КПД; 3) радиальный режим должен быть принят ниже, по горизонтальному участку производной; 4) забойное давление принято не с начала КВД или КПД; 5) так и есть (трещины авто-ГРП, ГТМ).

 

Исходные данные перепроверил, ошибок нет. Про забойное давление не понял, что имеется в виду- разъясните подробнее, пожалуйста. Если принять радиальный режим ниже (в этой модели), то получается расхождение на полулог. графике. Вторым файликом прикрепил другую модель- результаты примерно те же, хотя совпадение по горизонтальному участку достигнуто.

[/quote]

welltester пишет:

Очень низкий скин-фактор: 1) ошибки в исходных данных (rw, h) + ошибка в общей сжимаемости

Насчёт общей сжимаемости, вроде всё правильно. Она порядка 4.5*10^-10 Pa^-1. Для нагнетательной скважины она считается с учётом сжимаемости скелета и сжимаемости воды, правильно? Или нефть тоже учитывается? Для интереса поставил общую сжимаемость 4*10^-9 ( т.е. даже больше сжимаемости чистой нефти), скин упал на 1.

 

Заранее спасибо за ответы

 

 

 

welltester 553 13
Мар 15 #20

Если это исследование в нагнетательной скв. то почему росход положительный и не падение давление а восстановление?? Прежде чем границы закладывать подбейте историю по забойному давлению, посмотрите совмещение с учетом границ на результат истории

Странник 145 9
Мар 15 #21

Для нагнетательной скважины расход в Сапфире задается в виде отрицательных значений. Умножьте свои значения на "-1" в Сапфире или загрузите заново из Экселя.

Давление при КПД должно падать. Рзаб на графиках начинается с нуля, это неправильно. Начальное забойное давление - то давление, при котором скважина еще работает, перед тем как скважину остановят на регистрацию КПД. Иногда запись давления начинают после остановки скважины, откуда возникают ошибки в начальном забойном давлении. Перед КПД должно быть несколько точек давления при работе скважины, модельная кривая давления должна совпадать с ними.

 

Didimba 19 6
Мар 15 #22

welltester пишет:

Если это исследование в нагнетательной скв. то почему росход положительный и не падение давление а восстановление?? Прежде чем границы закладывать подбейте историю по забойному давлению, посмотрите совмещение с учетом границ на результат истории

Странник пишет:

Для нагнетательной скважины расход в Сапфире задается в виде отрицательных значений. Умножьте свои значения на "-1" в Сапфире или загрузите заново из Экселя.

Давление при КПД должно падать. Рзаб на графиках начинается с нуля, это неправильно. Начальное забойное давление - то давление, при котором скважина еще работает, перед тем как скважину остановят на регистрацию КПД. Иногда запись давления начинают после остановки скважины, откуда возникают ошибки в начальном забойном давлении. Перед КПД должно быть несколько точек давления при работе скважины, модельная кривая давления должна совпадать с ними.

 

Переделал в формат КПД, хотя от этого результаты не сильно изменились. Вы правы, КПД начали писать непосредственно с момента остановки. Ещё подгрузил забойные за предыдущие месяцы, результат на фотке ( за апрель- май данных нет ) Вопросы те же: почему отрицательный скин и есть ли трещина?

Didimba 19 6
Мар 15 #24

welltester пишет:

где фото ?

Забыл прикрепить

Вложение: 
kazan 84 13
Мар 15 #25

Можно еще рассмотреть композиционную модель с намного улучшенной призабойной зоной. Если предположить, что в окрестности нагнетательной скважины образовалось множество трещин, это может объяснить сильно отрицательный скин и наличие радиального режима.

Didimba 19 6
Мар 15 #26

kazan пишет:

Можно еще рассмотреть композиционную модель с намного улучшенной призабойной зоной. Если предположить, что в окрестности нагнетательной скважины образовалось множество трещин, это может объяснить сильно отрицательный скин и наличие радиального режима.

Спасибо, попробую

Didimba 19 6
Мар 15 #27

Видимо, я всем надоел, но всё-таки спрошу)

На билогарифмическом графике трещина выявляется по наличию параллельных линий с наклоном 1/2, это понятно.

А есть ли разница в том, насколько они сдвинуты между собой по вериткальной оси? 

Примеры для сравнения прикреплены

Вложение: 
vinipuh 6 8
Мар 15 #28

Didimba пишет:

 есть ли разница в том, насколько они сдвинуты между собой по вериткальной оси? 

Примеры для сравнения прикреплены

Конечно есть. Чем меньше раздвинуты, тем меньше гидравлическое сопротивление трещины. И наоборот. Геометрические характеристики трещины, вполне могут различаться. Тем более, что в нагнетательной скважине трещина нестабильна (случай с предшествующим ГРП не в счет). Более того, на конечном участке графика, опять наблюдается параллельность графиков. Поток через пласт явно не псевдорадиален. Чтобы разобраться с моделью, построить ее в своем воображении прежде всего, нужно знать геологию участка и особенности его разработки. Иначе действительно, многое можно нафантазировать по одним только диагностическим графикам. 

ilu6ka1534 93 12
Авг 15 #29

К КПДшкам очень много вопросов. Поделюсь типичной ситуацией на моих объектах: замеры КПД в разные годы, между ними выполнялись операции по ВПП, ПГИ отсутствуют.

Где на ваш взгляд радиалка, а где линейный режим?
Почему именно таким образом меняется форма производной с годами?
Является ли это результатом ВПП или просто результат динамичной жизни трещины авто-ГРП?
Можно ли отнести такое изменение формы производной к изменению гидропроводности?
Или это переходные процессы связанные с незакрепленной трещиной?

толщина 22м, диапазон вероятной проницаемости 0,05-5мД, забойное давление выше давления разрыва

 

 

voron4m 381 12
Авг 15 #30

Была публикация в SPE по этому поводу от сахалинцев года 3-4 назад. Все подробно описывалось.

Обычно, если присутствуют динамические трещины в нагнетательных скважинах, то в начальный момент есть сильный подрыв по давлению, т.н. water-hummer effect. Поведение WBS в этом случае не описывается моделями в Сапфире (по крайней мере до сегодняшнего дня).

ilu6ka1534 93 12
Сен 15 #31

Если речь идет о работах ПолаВанХаека (ориентировочно 2007-2010 годы), то они реализованы в виде внешнего модуля для Сапфира. Зная механические свойства пород, подбираются размеры трещины, задержка и скорость ее смыкания. Я видел приличное количество интерпретабельных примеров на Салымском м-нии, однако на моих объектах типичного "пика" нет и обрабатывать нечего.  В примере "пики" также отсутствуют.

Мой вопрос связан с тем, что есть закономерность изменения формы кривых производной забойного давления КПД после ВПП (появляется "горб" или "выполаживание" перед линейным режимом). Пока поймать физику процесса не получается.

Lyric 308 14
Сен 15 #32

ilu6ka1534 пишет:

 

Мой вопрос связан с тем, что есть закономерность изменения формы кривых производной забойного давления КПД после ВПП (появляется "горб" или "выполаживание" перед линейным режимом). Пока поймать физику процесса не получается.

У себя отмечали что чем больше Рзаб перед КПД тем дольше был период ВСС и различных неинтерпретируемых явлений связанных с трещиной Авто-ГРП (но у нас еще хуже, нагнетательные скважины-горизонтальные).

По одной скважине писали КПД с 10мм штуцера с последующим запуском на 2, 6, 10 (может диаметры уже и не помню), всё это время манометр висел в скважине.

Получились довольно интересные результаты по динамике скина и как не странно КН (ориентировочно на 2мм скин +1 КН 100мд*М, на 6мм скин +2 КН 300мд*м, на 10мм скин+10 КН 1000мд*м), при этом Кприемистости скважины рос (режимы держали по 5-6 дней ЕМНИП) Для подтверждения этого хотели перед КПД переводить скважину на минимальный штуцер а потом уже закрывать. Но к сожалению результатов этого теста я уже не застал.

Тут на форуме есть Инженер, он этим вопросом тоже занимался.

 

 

ilu6ka1534 93 12
Сен 15 #33

10->0->2->6->10мм это все в ГС? Были предпосылки к росту гидропроводности? Например, соседние не приобщенные пропластки или латеральная геологическая неоднородность? Рз выше или ниже давления разрыва? Какая была ожидаемая гидропроводность?

В целом, в приросте гидропроводности при увеличении закачки большой аномалии нет. Трещина авто-ГРП часто цепляет новые толщины. Со скином несколько сложнее.

Было бы очень интересно глянуть на кривые, если есть исходники, чтобы беспредметно не рассуждать.

Lyric 308 14
Сен 15 #34

ilu6ka1534 пишет:

10->0->2->6->10мм это все в ГС? Были предпосылки к росту гидропроводности? Например, соседние не приобщенные пропластки или латеральная геологическая неоднородность? Рз выше или ниже давления разрыва? Какая была ожидаемая гидропроводность?

В целом, в приросте гидропроводности при увеличении закачки большой аномалии нет. Трещина авто-ГРП часто цепляет новые толщины. Со скином несколько сложнее.

Было бы очень интересно глянуть на кривые, если есть исходники, чтобы беспредметно не рассуждать.

Все на гс:) там других почти и нет типов заканчивания.

Со скином все просто. Это хорошо видно если взять формулу ховкинса, зафиксировать Sdamage Kdamage и менять параметры пласта. С ростом кн скин будет расти:)

Рзаб больше Ргрп на всех режимах закачки кроме самого первого на 2мм штуцере.

Пьезопроводность на максимальном режиме закачки соответствовала ожидаемой величине(на этой скважине было нормальное квд в период отработка на нефть, соответственно мы предполагали какой КН должны иметь под закачкой). На мелких штуцерах конечно была ниже.

Было предположение что в стволе и пзп Аспо(pvt способствовало, да и при пги поднимали приборы с пластилином на вертушках)и только в максимальном режиме мы заставляем весь пласт принимать работая через загаженную пзп:) Как раз для проверки снижения КН хотели сделать КПД по измененному дизайну.
Материалов нет, с тех пор уже два мечта работы сменилось:)

welltester 553 13
Сен 15 #35

Какой протяженностью получаются трещины если оценивать выход на псевдорадиальный режим на конец производной + 0.5 лог чикла?

На мой взгляд:

- радиальный режим скрыт граничными эффектами (работа скв. окружения), нет выхода на псевдорадиальный режим - нет уверенной оценки гидропроводности (Посмотри диссер или презу на тему "Разработка методов интерпретации гидродинамических исследований нефтяных вертикальных скважин с гидроразрывом пласта и горизонтальных скважин при незарегистрированном позднем псевдорадиальном режиме течения" автор Коваленко, не знаю на сколько подойдет для скважин с авто-ГРП)

- производные не чисто линейные, скорее всего уместны угловые коэффициенты для билинейного потока, значит имеет место быть снижение проводимости (что в 2015 году и привело к небольшому падению приемистости до 44 м3/сут., в 2012-14 году расход 64-70 м3/сут.) данный эффект возможен как от ВПП так и от качества воды.

- интересно поведение производной (тест 2015г), достаточно ли учтена предыстория работы?

ilu6ka1534 93 12
Сен 15 #36

не уверен что правильно понял про "на конец производной + 0.5 лог цикла". См. картинку.

- "радиальный режим скрыт граничными эффектами"

согласен

- "производные не чисто линейные, скорее всего уместны угловые коэффициенты для билинейного потока, значит имеет место быть снижение проводимости (что в 2015 году и привело к небольшому падению приемистости до 44 м3/сут., в 2012-14 году расход 64-70 м3/сут.) данный эффект возможен как от ВПП так и от качества воды"

билинейного не наблюдаю. Сматчить кривую 2015 года трещиной ограниченной проводимости получается ничуть не лучше чем бесконечной со скином и переменным послепритоком. От качества воды растет скин-фактор, это я ясно вижу на множестве скважин без ВПП. После ВПП на 0,2-20 часов производная выполаживается и выгибается вверх "горбится".  От грязной воды такого нет.

 

- интересно поведение производной (тест 2015г), достаточно ли учтена предыстория работы?

Да, достаточно, в пять раз дольше чем КПД. Меня тоже она интересует т.к. есть соблазн провести там радиалку. В этом случае останется длина трещины  5 метров (то есть капитальная кольматация трещины). Но опыт остальных скважин подсказывает, что это совсем не обязательно радиалка, а пока не ясный мне эффект от ВПП.

Вложение: 
Go to top