Цель. Разобрать простой сквозной кейс интерпретации КВД в SiamWellTest и показать основные возможности программы: от настройки диагностического графика до итоговых параметров пласта.
Для кого. Документ рассчитан на две группы читателей:
- инженерам по ГДИС: можно оценить, что умеет SiamWellTest и как в нём выглядит привычная работа интерпретатора;
- нефтяным инженерам других специальностей: можно получить общее представление о том, как интерпретируют КВД и откуда берутся параметры пласта в заключениях по ГДИС.
Что делаем. На примере одной КВД проходим полный цикл интерпретации:
- Настройка диагностического графика: прореживание и сглаживание.
- Анализ диагностического графика и определение режимов течения.
- Ручной подбор начального приближения.
- Поиск лучшего решения оптимизатором.
- Фиксация полученных результатов.
Данные для кейса подготовлены заранее. Подготовку давлений, дебитов и PVT-свойств можно найти в других кейсах, здесь мы это повторять не будем.
Исходные данные
Для кейса берём типичное исследование малодебитной нефтяной скважины: КВД, записанную датчиком ТМС, и историю дебитов из шахматки. Данные заранее подготовлены в модуле подготовки данных: давление загружено, режимы работы согласованы с записью давления, момент остановки совмещён с началом КВД.
Давление
Давление записано датчиком ТМС на приёме насоса. В запись попало около 15 часов работы скважины, затем остановка 05.08.2025 в 15:24 и почти 9 суток восстановления давления. За время КВД давление выросло примерно с 29 до 96 атм.
| Параметр | Значение |
|---|---|
| Источник | ТМС |
| Период записи | 05.08.2025 – 14.08.2025 |
| Дискретность | 5 с |
| Длительность КВД | ≈ 210 ч |
Дебиты
Дебиты взяты из шахматки. История работы перед остановкой задана пятью циклами с дебитом от 21 до 24 м³/сут, последний режим — 22 м³/сут. Между записями дебит считается постоянным.
| Параметр | Значение |
|---|---|
| Источник | Шахматка |
| Период | 23.06.2025 – 14.08.2025 |
| Режимы | 5 циклов работы + КВД |
| Дебит | 21–24 м³/сут |
Параметры пласта и флюида
Свойства флюида рассчитаны отдельно в PVT-модуле и перенесены в анализ. Эффективная толщина и пористость приняты по геологическим данным, радиус скважины — по её конструкции.
| Параметр | Значение |
|---|---|
| Радиус скважины, rw | 0,108 м |
| Пористость, φ | 0,18 |
| Эффективная толщина, h | 8,6 м |
| Объёмный коэффициент, B | 1,2858 м³/м³ |
| Вязкость, μ | 0,760 сПз |
| Общая сжимаемость, ct | 2,03·10⁻⁴ атм⁻¹ |
Настройка диагностического графика
Работа с КВД начинается с подбора коэффициентов прореживания и сглаживания. Они настраиваются слайдерами, и диагностический график перестраивается интерактивно. Так удобно подобрать параметры на глаз, не перебирая значения вслепую.
Прореживание задаёт число точек на логарифмический цикл. Чем меньше точек, тем меньше шума, но и меньше деталей. Чем больше точек, тем подробнее кривая. Обычно 100 точек на лог-цикл достаточно, дальше новых полезных деталей уже не появляется.
Сглаживание задаёт ширину окна при расчёте производной. Чем окно меньше, тем меньше искажаются данные, но производная остаётся шумной. Чем окно больше, тем легче читается график, но тем сильнее искажается форма кривой. Останавливаемся на 0,28: шум на поздних временах уходит, а форма кривой сохраняется.
Ввод исходных данных
После расчёта производной SiamWellTest открывает рабочее пространство анализа: входные данные, графики и результаты. Параметры пласта и флюида вносим в панель слева, в блок «Исходные параметры»: радиус скважины, пористость, толщину, объёмный коэффициент, вязкость и сжимаемость.
В центре расположены три графика:
- Общий — давление и история дебитов на одной оси времени, интервал КВД выделен. На нем изучают, как модель описывает исторические данные.
- Лог-лог — диагностический график: перепад давления и производная. Основной график для определения режимов течения.
- Полулог — давление от времени суперпозиции. Используется для проверки радиального режима и оценки проницаемости по наклону прямой.
Справа находится панель результатов. К ней вернёмся, когда закончим анализ и перейдём к разбору результатов.
Анализ диагностического графика
Переходим к анализу лог-лог графика и определяем режимы течения. От них зависит, какую модель мы будем подбирать. На графике чётко выделяются два режима.
Влияние ствола скважины (ВСС). На ранних временах, примерно до 0,5 ч, перепад давления и производная совпадают и лежат на прямой с единичным наклоном (красная линия). В этот период отклик пласта ещё не проявляется: после смены режима работы приток на забое отличается от расхода на устье за счёт сжимаемости флюида в стволе или изменения уровня жидкости. Положение этой прямой определяет коэффициент ВСС.
Переходный участок. Дальше производная отходит от перепада, образует горб с максимумом около 3–4 ч и резко опускается. Высота горба связана со скин-фактором: чем он выше, тем больше скин.
Радиальный режим. Примерно с 20 до 200 ч производная выходит на горизонтальную полку (синяя линия). Это радиальный приток в бесконечном пласте. Полка держится почти целый логарифмический цикл, поэтому режим зафиксирован надёжно. По её уровню определяется проницаемость.
Подъём последних нескольких точек — краевой эффект расчёта производной в конце записи. Признаком границы его не считаем.
Признаков влияния границ, неоднородности пласта или особенностей заканчивания скважины на графике нет. Поэтому выбираем простую модель:
- ВСС — постоянный;
- скважина — вертикальная;
- пласт — однородный;
- границы — бесконечные;
- скин-фактор — постоянный.
Ручной подбор начального приближения
Оптимизатор работает надёжнее, если начинает из точки, близкой к решению. Поэтому сначала подбираем модель руками. Параметры меняем слайдерами в панели «Параметры», модельная кривая на лог-лог графике перестраивается сразу.
У каждого параметра своя зона влияния на графике, поэтому подбирать их удобно по очереди:
- Проницаемость k — опускаем или поднимаем полку производной модели до уровня полки по данным.
- Коэффициент ВСС Cs — сдвигаем прямую единичного наклона модели на ранние точки.
- Скин-фактор S — подгоняем высоту горба на переходном участке.
Цель этого шага — дать первое приближение для более быстрой и точной работы оптимизатора.
Уточнение решения оптимизатором
Дальше подключаем регрессию. В окне «Настройки регрессии» выбираем параметры для оптимизации и задаём для каждого диапазон поиска. Проницаемость уверенно определяется по полке радиального режима, поэтому её не оптимизируем. Оптимизируем Cs и S по равномерно выбранным точкам диагностического графика.
Нажимаем «Рассчитать». Оптимизатор подбирает параметры, при которых выбранная модель лучше всего описывает данные.
Результаты
| Параметр | Значение |
|---|---|
| Проницаемость, k | 8,12 мД |
| Скин-фактор, S | 4,24 |
| Коэффициент ВСС, Cs | 0,068 м³/атм |
| Пластовое давление, Pi | 100,85 атм |
| Гидропроводность, kh/μ | 91,8 мД·м/сПз |
| Пьезопроводность, χ | 0,029 м²/с |
| Радиус исследования, Rinv | 265 м |
Дополнительно: изменяющийся ВСС
Модель с классическим ВСС хорошо описывает данные в целом, но на переходном участке форма горба немного отличается от модели. Попробуем модель изменяющегося ВСС по Hegeman. В ней коэффициент ВСС меняется во времени: от начального значения Cf к конечному Cs, характерное время перехода задаётся параметром tf.
Меняем тип ВСС в панели модели и повторяем подбор: сначала руками, затем оптимизатором.
Модель легла на данные заметно лучше, особенно в переходной зоне. При этом основные параметры пласта практически не изменились.
| Параметр | Классический ВСС | Изменяющийся ВСС (Hegeman) |
|---|---|---|
| Проницаемость, k | 8,12 мД | 8,12 мД |
| Скин-фактор, S | 4,24 | 4,24 |
| Пластовое давление, Pi | 100,85 атм | 100,86 атм |
| Коэффициент ВСС | Cs = 0,068 м³/атм | Cf = 0,070 → Cs = 0,033 м³/атм |
| Время перехода, tf | — | 9,2 ч |
По сути это косметическое уточнение: оно улучшает совпадение с данными, но не меняет выводов о пласте. Такая проверка полезна, чтобы убедиться, что проницаемость и скин не зависят от того, как описан ствол скважины.
Обзор результатов
Проницаемость — 8,1 мД. Значение низкое, но для этой скважины ожидаемое: при дебите 22 м³/сут депрессия составляет около 72 атм. Для рабочего пласта это реалистичная величина. Окончательно оценивать её стоит в сравнении с данными по объекту: керном, ГИС, результатами исследований соседних скважин.
Скин-фактор — 4,2. Призабойная зона загрязнена. Причину нужно искать отдельно: история глушений и ремонтов, отложения, качество вскрытия. Если скин удастся снизить, скважина сможет работать с тем же дебитом при меньшей депрессии или с большим дебитом при той же.
Пластовое давление — 100,9 атм. Это экстраполированное давление. Границ на графике мы не увидели, поэтому среднее пластовое давление не рассчитываем. Полученное значение учитывает историю работы по пяти циклам перед остановкой. Так как пласт в модели бесконечный, при неограниченно долгой остановке давление вышло бы именно на это значение. Давление относится к глубине датчика ТМС. Для сравнения с другими скважинами его нужно пересчитать на единую отметку.
ВСС — 0,068 м³/атм. Это типичное значение для механизированного фонда. Большой объём ствола и затрубного пространства и подъём уровня после остановки дают высокий коэффициент ВСС. Модель Hegeman показывает, что ВСС, скорее всего, изменяющийся: примерно через 9 часов коэффициент снижается вдвое, с 0,070 до 0,033 м³/атм. Наиболее вероятная причина — смена механизма ВСС. Сразу после остановки приток идёт на подъём уровня жидкости в стволе. Когда уровень доходит до устья, работает только сжатие флюида, и ВСС снижается.
Заключение
В этом кейсе мы прошли полный цикл интерпретации КВД малодебитной скважины в SiamWellTest: от подготовленных данных до итоговых параметров пласта и их разбора.
Вся интерпретация выполнена в одном модуле:
- Диагностический график настраивается слайдерами прореживания и сглаживания, результат виден сразу.
- Режимы течения на лог-лог графике читаются однозначно: ВСС на ранних временах и радиальный режим почти на целый логарифмический цикл.
- Начальное приближение подбирается вручную: у каждого параметра своя зона влияния на графике.
- Оптимизатор уточняет решение в заданных диапазонах.
Это базовый сценарий, с которого начинается большинство интерпретаций. В следующих кейсах разберём исследования со сложными режимами течения и моделями.
