Интерпретация КВД. Ваше мнение.

Последнее сообщение
Pilot 41 8
Июн 15

Какая модель наиболеее подходящая в этом случае?

 

Krichevsky 692 12
Июн 15 #1

Похоже на трещину ограниченной проводимости. Радиалка или здесь или выше, но искажена границами. Вы из-за сероводорода не можете на всю КВД прибор оставить в скважине?

Pilot 41 8
Июн 15 #2

Да, H2S там хороший процент. Коллектор пористо - трещиноватый, может здесь быть модель двойной пористости?

Скважина, возможно после СКО.

kochichiro 943 15
Июн 15 #3

Pilot пишет:

Да, H2S там хороший процент. Коллектор пористо - трещиноватый, может здесь быть модель двойной пористости?

Скважина, возможно после СКО.


Модель двойной пористости за такой трещиной вы уже никогда не увидете, трещина - результат по-видимому СКО.
На конце не границы, а артефакт производной из-за нарушения непрерывности функции по которой берется производная. Последние точки скорее всего писали через несколько дней на втором спуске.

Pilot 41 8
Июн 15 #4

Спасибо, я так и сделал. Трещина конечной проводимости, без ВСС, но мои коллеги не соглашаются со мной. Попробую их разубедить.

Krichevsky 692 12
Июн 15 #5

Pilot, а постройте ради любопытства ту же производную без точек со второго спуска.

Pilot 41 8
Июн 15 #6

Так выглядит без "хвоста", который через 28 дней. Не до конца довел интерпретацию, подгрузил второй этап.

Krichevsky 692 12
Июн 15 #7

Спасибо.

kochichiro, что-то артефакт настырный какой-то. Может, границы все-таки?

kochichiro 943 15
Июн 15 #8

Я тебе таких настырных артефактов могу привести вагон и маленькую тележку. Если ты про загиб на конце первого участка, взять сглаживание 0.5 и будет более приемлемая форма.

Вложение: 
Krichevsky 692 12
Июн 15 #9

Конечно, сглаживание ее тянет к поздним точкам.

А если их убрать, какое сглаживание нужно задать чтобы убрать загиб?

kochichiro 943 15
Июн 15 #10

Алгоритм выбора сглаживания у каждого свой, есть такая например методика - проводится касательная на полу-логе и определяется значение проницаемости, дальше выбирается сглаживание до тех пор пока радиальная линия на производной не начнет уползать от значения проницаемости определенного на полу-логе.

В данном случае зашумленность может приводить к накопленной ошибке, которую возможно не удасться убрать сглаживанием. Для простановки границ нужен более представительный участок - см. пример.  

Вложение: 
Krichevsky 692 12
Июн 15 #11

"зашумленность может приводить к накопленной ошибке"?

Это же обычная производная, не интегральная.

Ну да ладно. В общем, по границам к консенсусу не пришли.

kochichiro 943 15
Июн 15 #12

Krichevsky пишет:

"зашумленность может приводить к накопленной ошибке"?

Это же обычная производная, не интегральная.

Ну да ладно. В общем, по границам к консенсусу не пришли.

Ну так сглаживание берется по соседним точкам, соответственно если у нас на интервале сглаживания попадает несколько точек в прогиб или подъём мы на сглаженной кривой также получим участок провала или подъёма, но уже с меньшей амплитудой. На самой же исходной кривой соответствующий участок может быть вызван колебаниями в плотности скважинного флюида, что в газовых скважинах встречается сплошь и рядом.

К консенсусу прийти очень просто, если знать как соотносится радиус исследования в момент проявления артефакта на кривой с геологическими границами, полученными из других источников. Простановку границ на слабо дифференцируемом артефакте без привлечения стороннего материала могут расценить как спекулятивную оценку.

MironovEP 2088 13
Июн 15 #13

приятно умных людей послушать)) непонятно только ничего

Pilot 41 8
Июн 15 #14

 

Помогите неопытному интерпретатору определиться с моделью в этом случае.

Krichevsky 692 12
Июн 15 #15

Больше всего похоже на неправильно заданную предысторию или на очень короткую отработку перед КВД.

 

Pilot 41 8
Июн 15 #16

Скважины перед исследованием останавливают на шаблонирование (8-10 часов), пуск и через 20-24 часа мы спускаем манометры. Скважины до остановки работают от 3 до 6 месяцев (по данным Заказчика). Два года назад, на этой же скважине, когда я еще не был знаком с Сапфиром и обрабатывал все по Хорнеру мне тоже пришлось сдвинуть время пуска. Почему, на некоторых скважинах остановка на шаблонирование так сильно влияет и как быть с интерпретацией в этом случае?

Krichevsky 692 12
Июн 15 #17

Если у Вас за эти 24 часа режим более-менее восстановился, то когда интерпретируете, не задавайте вообще эту остановку.

Pilot 41 8
Июн 15 #18

Я не учитавал эту остановку, как и на скважине в первом посте и других скважинах. А похоже надо. В том и вопрос, почему  именно на этой скважине остановка влияет, а на других нет, ведь "технология" исследования такае же.

kochichiro 943 15
Июн 15 #19

В данном конкретном случае не важно сколько была остановка, а важно сколько времени работала ваша скважина до записи такой вот КВД. Время работы скважины было скорее всего недостаточным для стабилизации. Попробуйте задать всю историю, включая 3 месяца работы, остановку и работу до записи КВД. Если не поможет, в следующий раз надо, чтобы скважина непрерывно проработала до записи КВД хотя бы неделю.

Pilot 41 8
Июн 15 #20

После добавления истории работы скважины ничего не изменилось. На других скважинах тоже режим не стабилизируется. Перед остановкой на КВД прописывается динамический режим 2-3 ч, давление либо ощутимо падает 1-2 атм, либо ощутимо растет(вследствии запуска с меньшим дебитом,чем при добыче), но такой картины нет. 

На этой скважине, режим квазиустановившийся, по сравнению с другими, падение давления за 2ч  0.2 атм. И два года назад было тоже самое. Просто не знаю как Заказчику это объяснить, что вот такая вот особенная скважина.

Pilot 41 8
Июн 15 #21

http://www.petroleumengineers.ru/sites/default/files/u15061/1_1.jpg

Уважаемые господа, оцените интерпретацию. Трещина конечной проводимости. Граница - параллельные разломы. Остановиться на этом или еще, что попробовать? А может все совсем не верно?

kochichiro 943 15
Июн 15 #22

Pilot пишет:

http://www.petroleumengineers.ru/sites/default/files/u15061/1_1.jpg

Уважаемые господа, оцените интерпретацию. Трещина конечной проводимости. Граница - параллельные разломы. Остановиться на этом или еще, что попробовать? А может все совсем не верно?


Я уже писал здесь для простановки границ у вас должны быть данные из других источников. Сравните полученное расстояние до разломов со структурными построениями геологов.

Pilot 41 8
Июл 15 #23

С вашего позволения, продолжу задавать вопросы.

Скажите пожалуйста,при интерпретации в Сапфире, получаемая длина (полудлина) трещины должна коррелировать с интервалом перфорации? Например, может так быть, что эффективная (перфорированная) мощность пласта 102 м, а полудлина трещины 83 м. Или случай открытого ствола - мощность 180 м, а полудлина 5 м.

kochichiro 943 15
Июл 15 #24

У вас скважина вертикальная или горизонтальная? Если вертикальная, то полудлина - это мера внедрения трещины так сказать вглубь пласта, в интерпретационной же модели считается, что по высоте трещина перекрывает весь интервал перфорации. Когда не перекрывает может возникать дополнительный скин.

Прикрепил схему вертикальной трещины, чтобы вам было понятно.

Вложение: 
Pilot 41 8
Июл 15 #25

Спасибо. Теперь все стало ясно. Скважина вертикальная. Ключевая фраза "в интерпретационной же модели считается, что по высоте трещина перекрывает весь интервал перфорации", которой я не встретил в литературе, сомневался, поэтому и спросил.

 

Pilot 41 8
Июл 15 #26

Еще один вопрос по Сапфиру. Если пластовая температура превышает критические температуры основных составных пластового газа, правильно я делаю, что выбираю "сухой газ". И можно ли в этом случае пренебрегать 3% жидких С6,С7?

Pilot 41 8
Июл 15 #27

Добавлю, 2% жидкого бутана С4, который по законам физики в пласте должен быть сконденсирован. Можно им пренебрегать и ставить "сухой газ"?

kochichiro 943 15
Июл 15 #28

Тут ситуация такая, для того чтобы отнести газ к сухим, жирным или ретроградным газам, нужно помимо критической температуры знать температуру крикондентермы. Оба этих параметра определяются непосредственно по глубинной пробе флюида. Если осуществляется расчетное определение этих параметров по составу пластового флюида, то свойства тяжелого компонента C7+ должны быть откалиброваны на реальное поведение флюида. Это целая наука и в двух словах как это делается не раскажешь.

Если вы получили на поверхности вместе с газом УВ жидкость, то для большинства случаев достаточно будет перевести ее на газовый эквивалент и прибавить к дебиту газа.

В Сапфире это делается путем выбора меню Dry gas with condensate recombination. Далее нужно будет ввести отношение дебита газа к дебиту конденсата, плотности газа и конденсата в С.У. Скрины прикрепил.

Можно это сделать и ручками на стадии подготовки данных к загрузке в Сапфир. Формулу также прикрепил.

Как я уже сказал выше такого подхода хватит для большинства практических случаев, если же у вас присутствует в пласте свободный конденсат не переходящий обратно в газовую фазу, возникнет дополнительная положительная составляющая скин-фактора.

 

 

VIT 1124 15
Июл 15 #29

Pilot пишет:

Добавлю, 2% жидкого бутана С4, который по законам физики в пласте должен быть сконденсирован.

Не факт. Посмотрите еще раз законы.

По поводу остального kochichiro хорошо расписал. Если хотите бОльшой точности то перевод из замеренного газа в пластовый можно сделать через PVT отчет вместо использования формул корреляций. А можно вообще не заморачиваться, особенно если yield маленький 0-50 bbl/mmscf, взять просто замеренный газ и ошибка в Bg/visc/дебит с точки зрения определения проницаемости может быть смехотворна.

Pilot 41 8
Окт 15 #30

Скажите пожалуйста, корректно ли использовать модель трещины в случае большой эффективной мощности пласта 70-160 м. В скважинах проводили СКО, причем неоднократно (при КРС). На рисунке представлена "типичная" картина, очень похоже на трещину, мощность пласта -120 м(открытый ствол). Может быть вертикальная трещина 120 м? Получаемая полудлина - "физичный" параметр?

RomanK. 2179 14
Окт 15 #31

Проницаемость низкая?

RomanK. 2179 14
Окт 15 #33

Мне видится, что у вас КВД не восстановлена. Этот горб должен спустится вниз и выйти на радиальный режим. При вашей обработке будут фантастические отрицательные скины. У нас было так, что радиус исследования небольшой и типа трещина почти протыкает радиус. Сложно понять такую интерпретацию. Похожая тема всплывала ранее.

 

M2.png

Pilot 41 8
Окт 15 #34

RomanK. пишет:

Этот горб должен спустится вниз и выйти на радиальный режим.

Что-нибудь такое, например?Какую модель использовать?

А если вот так:

Или так:

Модель с трещиной подходит, но корректность применения ее для случая Н=150 м для меня остается вопросом.

А может быть так, что наблюдаемая стабилизация производной - это уже второй радиальный режим, а первый скрыт на ранних временах. Спрашиваю, потому что в нескольких скважинах по месторождению КВД выглядит вот так:

                                            

В этом случае интерпретация через композитную модель пласта (2phi radial composite). Правильно ли сделал? Можно при ненаблюдаемом раннем радиальном режиме использовать композит?

 

 

 

 

welltester 553 14
Окт 15 #35

Нужна уверенная стабилизация производной давления характерной для радиальной фильтрации, без нее можно что угодно навыдумывать....В первом случае, видится ) - однородный-бесконечный для вертикальной скважины, начальный этап списываешь на ВСС (с увеличивающимся коэффициентом), но впрочем не стоит исключать и ННС с большим отходом вскрывающий пласт на всю мощность  ) Ниже, картинки с DDA book kappa111_0.jpg

222.jpg

333.jpg

444.jpg

Под композит любой "мусор" можно подписать, потом правда объясняй всем и каждому, что это да как )

 

welltester 553 14
Окт 15 #36

Проницаемость 1-2 мД. согласно каких источников? РИГИС? Какова вязкость нефти?

Pilot 41 8
Окт 15 #37

welltester пишет:

Проницаемость 1-2 мД. согласно каких источников? РИГИС? Какова вязкость нефти?

По результатам ГИС в т.ч., бывает и меньше 1 мД. Это газ, вязкость 0.5-0.7 сПз.

welltester 553 14
Окт 15 #38

С газом не работал, но вязкость в 0.5-0.7 сПз - диковата, почти сравнима с водой в пластовых условиях (а даже и больше).... Погуглив нашел - Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 00С обычно не превышает 0,01МПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость.

Pilot 41 8
Окт 15 #39

welltester пишет:

С газом не работал, но вязкость в 0.5-0.7 сПз - диковата.

0.05-0.07 сПз. так правильно

 

Go to top