Многие слова были написаны и многие кости сломаны.
Но сейчас, братья (и сёстры?) обращу ваши терпкие умы к следующему.
Каким способом, невзирая не его физичность/нефизичность, заставить в межскважином пространстве образовыватся целикам нефти
И как в дальнейшем запретить любым способом вырабатывать его за бесконечно длинный период времени.
Коэффициент вытеснения трогать нельзя. Структуру порового медиа трогать тоже нельзя (пористость, проницаемость).
Вопрос вроде понятен, а кому не понятен спрошу по другому.
Между скважинами полтора километра. Скважины поработают 20 лет. Должна быть между ними нефть? Конечно, должна - полтора километра не два метра. Ногами пройдешь - устанешь. А вопрос то и есть как этого добится. Ведь теоретически то это возможно. Но мыж не теоретики, а пользователи гидродинамических программ. Понимаешь, да?
Об одном и томже говорим. Если ваш Кац так хорошо всё понимает, почему ни в одной отечественной книге нет упоминаний о том почему моделями нельзя пользоваться. Откройте Басниева, Закирова и прочих где есть раздел моделирование. Ни слова.
Во всем видимо виноват Кац?
Мне импонирует из расчетных старых методик ТатНИПИнефть (Мухарский, Лысенко).
Из старых расчетных методик на мой взгляд самая здравая - Борисов, Воинов, Рябинина Учет неоднородности при проектировании разработки нефтяных месторождений. А Каца обижать не надо. Он великий человек.
Есть даже в бумаге, сам-то пользовался? Твой великий Кац видимо тот который соавтор Каневской. Пустые книжонки, где накопленный опыт моделирования? Переведенные на русский десять золотых правил Азиза в конце книжки Каневской это что и есть ВНИИ?
РоманК, кроме того, что Вы скептик и демагог, Вы еще и невоспитанный человек. Методика Борисова и пр. хорошо формализуется и прекрасно работает, когда у пласт работает на режиме, близком к водонапорному. Сам считал. Далее, Р.Д. Каневская хороший математик и аналитик, но не самый лучший модельер и тем более программист. К тому же она была ученицей Р.М. Каца и ставить их в один ряд бессмысленно. Что до работ самого Р.М. Каца, то они в основном опубликованы в сборниках ВНИИ и очень достойны. Р.М. Кац и его лаборатория создали первый с Союзе трехфазный квазитрехмерный симулятор, который по достоинству оценили на западе и в Японии. Не вам это оспаривать. Он стоял у истоков моделирования в России.
Скептик и демагог, называйте как хотите. Мне неинтересны личные качества упомянутых персоналий, интересно что есть почитать. Труды ВНИИ, к сожалению, недоступны. Занятно, что кто-то считал по Борисову.
Перечитайте - в споры с вами не вступал, выразил свое отношение к тому, что "опыта вонна у нас оказывается скока". Но нет такой книги как "Проектирование разработки месторождений с помощью гидродинамического симулятора", "Опыт проектирование разработки месторождений с помощью...". И где теперь этот симулятор ("методика ВНИИ" как упоминается в учебниках)? Поразил японцев - очень хорошо.
Куда только делась это речка в истоках которой стоял Кац?
Опубликованная методика называлась ВНИИ2. Есть в книге Проектирование разработки и эксплуатации нефтяных месторождений (или Разработка и эксплуатации нефтяных месторождений - точно не помню) ч2 Проектирование разработки под редакцией Ш.К. Гиматуддинова, оранжевая такая 80-х годов. Это не последняя версия методики. Так же были ВНИИ3 и SUTRA. А школа ГД-моделирования почила в бозе вместе с развалом ВНИИ. На это нужно много денег и персонала, а окупится ли - никто не знает. Те же RFD со своим t-Navigator воспользовались почти готовым продуктом Юкоса, который разрабатывали 200 человек много лет.
Кстати, методика Борисова называлась ВНИИ 1.
Заслуги ВНИИ в моделировании:
1975-87 годы – разработан программный комплекс SUTRA (Кац Р.М., Андриасов А.Р) и другие математические модели, составившие основу методик расчета технологических показателей ВНИИ-2 и ВНИИ-3. (Швидлер М.И., Шалимов Б.В., Королев А.В., Индельман П.В., Талашов И.А., Вирновский Г.А., Якуба С.Я.).
1985 год – создана статистическая гидродинамика пористых сред. (Швидлер М.И.).
1978-85 годы – разработана и введена в эксплуатацию автоматизированная система проектирования разработки нефтяных месторождений (САПР) на основе методики ВНИИ-2. (Вахитов Г.Г., Сургучев М.Л., Баишев Б.Т., Курбанов А.К., Максимов М.М., Швидлер М.И., Кац Р.М., Шалимов Б.В.).
1986 год – Постановлением Совмина СССР на МНТК «Нефтеотдача» возложены функции головной организации в области создания САПР разработки нефтяных месторождений. Под руководством ВНИИ введены в действие САПР в СибНИИНП, ТатНИПИнефть, УкргипроНИИнефть, АзНИПИнефть, БашНИПИнефть и Гипровостокнефть.
1990 год – разработана и внедрена САПР ВНИИ-3 на основе двух- и трехмерных моделей многофазной фильтрации. (М.М.Максимов, Б.Т.Баишев, В.Р.Вороновский и другие).
1994-96 годы – создана модель трехмерной трехфазной фильтрации LAURA. (Рыбицкая Л.П., Максимов М.М., Галушко В.В.).
Лауру застал, Сутру уже нет. Книжку оранжевую Гиматудинова читал, в чем отличие от обычных сегодняшних симуляторов не нашел, начинка таже. Плохо что лаура графического интерфейса не имела, точнее имела какую-то жесть под win95 (это уже со слов), трудопользуемую. Как бы к самим симуляторам у меня вопросов нет. Есть математическая теория и есть реализация, что-то другого не ожидаю.
В старых методиках существовали, например, Кс (коэффициент сетки), который по-сути вжимал в себя все незнание о сложной структуре порового пространства, на основе которого моментально определяется необходимое количество скважин (ПСС vs КИН). Сейчас в моделировании это тупое набивание вариантов, потому-что этой величиной напрямую не оперируют. Также пока жив Кохвата и уже мертв Кзаводнения - без этого моделирование уже не похоже на "проектирование". Я рефлексивный да, но на досуге пытаюсь смешать старые методики и симуляторы.
Самое печальное то, что я много раз слышал от университетских профессоров в ответ на вопрос, что такое Кзав и Ксетки ответ - НЕ ЗНАЮ, а то и честное НЕ ПОНИМАЮ.
Не знаю как обращаться к тебе, Ведьмижонок, по имени.
Если есть возможность показать исходные данные для рисунков Каца это было бы очень интересно. Потому как, рисунок очень странный.
Фронт вытеснения в любом случае должен двигаться по основной линии фильтрации, напрямую от нагнетательной до добывающей. Если для скважины P2 (левый нижний) это отчетливо видно, то для P3 и P1 рисунок очень подозрительный. Можно подробнее про то как было задано логнормальное распределение. Я сделал то же самое, задал логнормальное распределение и посчитал с шагом в 1 метр, разницы в фронтах практически (качественно) нет. И не должно быть.
При расстоянии в 300-500 метров между скважинами располагается 300-500 ячеек. При стохастическом распределении (я полагаю так было задано?), проницаемости по каждой линии тока стремится к среднему значению при таком объеме выборки. То есть, логнормальное распределение не должно изменять (практически не должно быть значительных отличий) конфигурацию фронта. И второе, чем больше ячеек будет между линией добычи и нагнетания тем меньше будут отличатся друг от друга проницаемости линий тока - то есть вывод совершенно противоположный вашему:
"Посмотрите что происходит при переходе от 50 метровой сетки к 1 метровой" ситуация обратная.
Второе.
Площади вытеснения на двух рисунках сильно отличаются друг от друга. То есть картинки сравниваются для разных условий, так не должно быть. Если есть возможность дать рисунки на один и тот же закачанный объем воды это было бы намного лучше. Или какие-то пояснения для рисунков.
Третье.
Если досчитать оба варианта до 98% обводненности в суммарном дебите жидкости, то картинки будут приблизительно одинаковы - все это показное искажение фронтов съедаться без следа, такова суть моделирования.
Такие вот вопросы у меня возникли, буду рад если дадите статью откуда они приведены.
Интересно, на сколько модель адекватно может воспроизводить наличие целиков определенных опосредовано через прямыми методами, например трассерными исследованиями или площадными работами по коэфициенту светопоглощения?
По трассерам скорости движения закачиваемой воды фиксируются в диапазоне от первых метров, до сотен метров в час (терригенка).
Очень инересно , как соотносится , или согласуется с данной "Темой" и все описанное выше с - объемным ГРП , горизонтальные стволы , ГРП на горизонтальных участках , и радиальное вскрытие пласта ?
Я боюсь, что достаточно опосредованно. При расчете учитывается отбор массы жидкости из ячейки, обычного размера 100 на 100, или 50 на 50 метров, что понятно очень большие размеры. Радиальные вскрытия, горизонтальные стволы и так далее имеют характерные размеры меньше чем 20 метров (примерно половина ячейки 50 метров), иными словами процессы имеющие размер менее размера ячейки не моделируются, если мы конечно говорим о реальных, практически используемых моделях.
Учет всей этой байды осуществляется за счет скин-фактора, или сообщаемости пласт-скважина, что тоже самое.
Если это никак не учитывают модели , еще более печально .
Я не думаю, что первые 10 метров, так уж сильно повлияют на прорывы воды - это не может быть определяющим фактором сильно влияющим на всю жизнь скважины. Я задавался вопросами ценой в тысячи тонн нефти.
.
Вы как-то писли о ПЗП и рассуждали о послойности и миллиметрах ... ? , по моему это тот самый путь ...
Вода нашла русло в результате копания в призабойной зоне?
Допустим, в результате операции, образовалась сеть трещин и каверн увеличившая неоднородность вытеснения в несколько раз. При расстоянии между скважинами в 400-500 метров, такое отрицательное явление занимает не больше 1% объема дренирования скважины. Поэтому на характеристику вытеснения, если и оказывает, то очень незначительное влияние. Другое дело "сброс давления": на этот 1% может приходится 50% депрессии, следует ожидать повышение продуктивности (уменьшения внутреннего сопротивления скважины).
Естественно это все относится к случаю когда не происходит добавление новых слоев к существующим - здесь, да, можно трактовать как "вода нашла русло", если произойдет подключение водоносных прослоев.
Мне кажется это не такая "неожиданная" проблема, которая решается средствами промысловой геофизикой (или должна).
pomoymu gorizontal'nie stvoli namnogo dlinee 4em 20 metrov (do 3km li4no vstre4al). poetomu to4noe modelirovanie CFaktorov neobxodimo, gde u4itivaetsya Khor, Kvert, NTG, angle etc.
На второй стадии , тоже , вроде все ОК.
Третья стадия с ППД - уже масса вопросов и вариантов с негативными последствиями любых шевелений в ПЗП и тп...
Четвертая стадия с АНПД , - любое изменение В ПЗП от природной проницаемости - почти катастрофа ...
А если на первой - второй стадии вы сделаи ГРП или ГРП на горизонталке или радиальное вскрытие пласта , несколько дыр по 100 м каждая ?
на третьей и четвертой не удивляйтесь стадии что скважина не выйдет на режим после очередного ГТМ .
Какая удивительная стадийность, откуда что берется. Почему ППД на третей стадии? АНПД - этот термин не характеризует состояние текущего пластового давления, скорее относится к начальному.
Да, когда я говорил про манипуляции в ПЗП я не имел в виду ГС и что-то очень длинное, замылился глаз на практике такое не встречалось. Как то ты все больше про последствия ремонтов говоришь, может быть потому-что работаешь с аварийным фондом? Аварийность никогда не учитывается при моделировании. Раньше был такой критерий, основанный на теории надежности, закладывался средний срок службы скважины (40-50 лет) и дальше чем ближе к сроку эксплуатации тем выше шанс вывода из строя скважины с последующим перебуриванием или потерей запасов если не перебуривать. Сейчас скважины в моделях вечные.
Я все надеюсь когда все мероприятия попытаются связать моделью в единое целое . Начав с бурения и проникновения бурового раствора , декальматации ПЗП , глушения скважин с поглощением больших объемов чужих для пласта жидкостей и тп. , остановок отбора и закачки 3....10 раз в год на 15...40 суток , с учетом профиля притока и профиля приемистости и пр... и вывода из эксплуатации .
Анализируя и моделируя на микро уровне ни кто не хочет замечать слонов .
Сделайте инструмент , учитывающий хотя бы грубо, но ВСЕ основные процессы . попутно и с целиками разберетесь .
ППД разумееся вводится раньше - связанные с ним ситуации возникают разумеется позже , с фракталами или без .
.
Когда будут учтены :
- бурение и проникновения бурового раствора по рофилю с учетом проницаемости и т.п. ,
- частичной декальматации ПЗП на какой-то процент при освоении,
- ОПЗ в непонятном направлении с не полным извлечением продуктов реакций ,
- водоизоляции .... (туда же),
- изменений профиля притока и профиля приемистости в процессе эксплуатации,
- ГРП непонятно в каком направлении ,
- глушения скважин с поглощением больших объемов чужих для пласта жидкостей и их неполного извлечения ,
- остановок отбора и закачки 1.... раз в год , на 1... суток ,
и т.п.
тогда и решится вопрос - Как заставить в межскважинном пространстве образовываться целикам нефти ?
.
или не решится ..
Здесь вообще вопрос к теоретической базе. Кроме "магического" корректирующего числа в уравнении притока (скин-фактор), который только и нужен чтобы сбить теорию и факт, больше ничего нет. Ну и вдруг если вы дорастете до очень высокого поста - "учесть всевсевсе" это идея фикс, забудьте про нее, вас будут ненавидеть, вы облажаетесь по срокам и результатам, вы ничего не добьетесь.
Про целики - то, о чем вы говорите, может конечно и как-то влияет (ибо в нефтянке говорить что что-то на что-то не влияет опрометчиво) на скопление. Здесь не очень большая проблема именно в том, как реализована математика. Процентов 90% это полностью зависит от нашей примитивной реализации геологии в численной модели. Если первая причина образования целиков (линзы, тупиковые зоны, прерывистость) ещё как-то (очень конечно слабо) реализуется, и понимается геологами в основном как "неоднородность" геологической модели, то вторая причина, сама структура порового пространства которое во первых непознаваемо и во вторых квадратиками 10 на 10 метров с постоянными свойствами не описывается.
А что до остановок и прочего. Я работал с моделью где были учтены остановки на КВД (длительные до 3 суток), после того как она попала мне в руки я вырезал все эти простои, на результаты это не повлияло - ни на обводненность, ни на давление. Так что это ловля блох, а не слон.
Геология - это слон.
.
"Ну и вдруг если вы дорастете до очень высокого поста - "учесть всевсевсе" это идея фикс, забудьте про нее, вас будут ненавидеть, вы облажаетесь по срокам и результатам, вы ничего не добьетесь." - подняли настроение
Даю рисунок для 85 %:
http://heriot-watt.ru/style_images/1/folde...e_types/gif.gif
Куб проницаемости для обеих моделей:
http://heriot-watt.ru/style_images/1/folde...e_types/gif.gif
В понедельник выложу статью в SPE.
12.jpg
Мне кажется надо было сделать наоборот, сначала на мелкой сетке положить логнормальное распределение и далее через апскейлинг перейти к крупной сетке, в итоге вы получили примерно похожие результаты. Ваша постановка задачи смущает. Если для ячеек 50 на 50 можно сказать, что значение проницаемости крупной ячейки есть среднее значение мелких ячеек составляющее её. При переходе к ячейкам 1 на 1 метр, у вас получается 50 ячеек имеет одинаковое значение проницаемости, что выглядит не очень правдоподобно. Только в случае если вы возьмете 50 образцов (оптимистичное значение) керна и получите одинаковое значение проницаемости.
Показанная фишка обусловлена не размерами сетки, а наличием в мелкой сетке резких перепадов проницаемости на гранях "блоков", но подождем статьи. Такие получаются искусственные барьеры, обтекания, которых в природе нет.
Чем то напомнило этот пример независимости выбора ни типа сетки разработки, ни выбора типа скважин (вертикальные/горизонтальные) на результат. Это новое месторождение, первый стратегический этап, какая сетка скважин будет лучше.
Первый документ, это то что увидели вне.
И второй документ, это уже внутренний. Из 6 вариантов первого документа, два начальника выбрали два разных варианта. Цель была показать эффективность одной из выбранных сеток.
Также как показано во втором документе, первый имеет те же сопоставимые результаты, об этом умалчивается вначале.
Работа по доказательству какая сетка (система) размещения скважин на моделях, это то чего ждут от проектировщика. Первые такие эксперименты начались на Laura и Sutra в 90хх (я говорю про свой уже бывший НИПИ), которые также как и современные симуляторы показали что - как скважины не размещай все равно будет всё хорошо, это полностью противоречит цели проектирования месторождений. А зачем тогда эти варианты?_____________.doc
Vedmezhonok Да судя по вашей картинке с мелкой меткой, можно явно выделить квадратные ячейки по размерам совпадающие с крупной сеткой. Т.е. я так понимаю, что у Вас просто измельчение крупной сетки с постоянными свойствами внутри крупной. То о чем сказал RomanK.
Для правильного апскейлинга фазовых вам нужно было распространить свойства в гриде с мелкой ячейкой, а затем уже апскейлингом переходить к крупной и проверять адекватность параметров укрупненной модели.
Позвольте с Вами не согласится, РоманК! Если посмотреть на карту проницаемости реального месторождения, то мы увидим там пятна проницаемости, похожие на купола структуры, но обычно с ними не совпадающие, расходящиеся кругами или другими плавными замкнутыми линиями. Если мы с помощью ЛЮБОГО распределения генерируем проницаемость на сетке 50*50, то тоже получаем пятна, и измельчив ее (сетку) - получаем картину, близкую к реальной. В идеале необходимо сгладить проницаемости на углах квадратов, чтобы не было резких переходов на мелкой сетке. Но это не обязательно, поскольку задача МОДЕЛЬНАЯ. Если мы сгенерируем куб проницаемости для сетки 1*1 м., то получим картину хаотического распределения проницаемости, что не характерно для реальной при роды. Именно по этому в этой МОДЕЛЬНОЙ задаче не делался апскейлинг и составители модели пошли по обратному пути.
Задумайтесь о расходящихся кругах и плавных замкнутых линиях. Что есть источник информации построения таких карт? На каком основании можно согласится с линейной (с любой) интерполяцией между значениями проницаемости? Почему два образца керна с интервалом в 20 см имеют разные проницаемости и почему (по вашим рассуждениям) это не относится к горизонтальному распределению?
Процедура перехода от мелкой сетки к крупной традиционно называют загрубление (upscaling), который связан с известными трудностями. Обратный процесс когда от крупной переходят к мелкой называется downscaling, который таким образом как у вас не делается. Где downscaling фазовых? Результаты расчета на сетке 50 на 50 должны использоваться как эталон и более мелкую сетку непонятным алгоритмом преобразовать в повторяющую результат. То что у вас это как сравнить сетку до и после upscaling и писать статьи. Научно? Научно.
В целом согласен. Но даже при правильно проведенном downscaling изменится добыча, но никуда не денутся целики на картинке. Я не говорю. что озвученный мной способ - правильный способ расчета и так нужно считать. Я говорю, что целики имеют место быть на мелких сетках. А процессы масштабирования в обе стороны имеют смысл при прогнозировании разработки хоть с какой-нибудь точностью. НО ДЛЯ ТОГО, ЧТОБЫ ПОКАЗАТЬ НАЛИЧИЕ ЦЕЛИКОВ НА МЕЛКОЯЧЕИСТОЙ МОДЕЛИ И ИХ ОТСУТСТВИЕ НА КРУПНОЯЧЕИСТОЙ МОДЕЛИ Г И П О Т Е Т И Ч Е С К О Г О П Л А С Т А МАСШТАБИРОВАНИЕ НЕ НУЖНО! Я еще раз повторяю, масштабирование влияет на точность построения модели реального пласта, а в данном случае оно бессмысленно, поскольку качественной картины не изменит. Не нужно забивать гвозди микроскопом!
Все что Вы пишете о влиянии размера сетки далеко не ново.
Почитайте литературу по моделированию в целои и про апскейлинг,
как его правильно делать, для получения адекватной картины.
Меня конечно смущает вообще геологическое представление: взяли 50 образцов подряд с интервалом 1 метр и получили одну и туже проницаемость, и вдруг с 51 образца появилась другая проницаемость. Такого не может быть. Подобно тому, что вы знаете средний рост в группе 175 сантиметров, и при моделировании каждого человека в группе присваиваете всем подряд по 175 сантиметров.
Но раз вы говорите, что пласт гипотетический тогда ладно. Осталось только найти такой гипотетический пласт.
А о чем вообще работа? Что хотите показать?
Расскажу что я знаю по этой теме.
Уже довольно давно (такими авторами, как Бадьянов, Ревенко, Лысенко, Юрьев - если нужно ссылки на конкретные источники поищу) созданы методики расчёта коэффициента охвата воздействием от плотности сетки скважин, от песчанистости или расчленённости пласта.
Как правило, этот коэффициент экспоненциально убывает с увеличением расстояния "сток-источник". В работе...
Майер В.П., Соколов С.В. Учёт прерывистости нефтяного пласта в двумерной модели фильтрации. - В сб. «Вопросы геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири», - Тюмень, 1985, с.15-21
...был предложен метод учёта коэффициента охвата как функции длины линий тока в гидродинамическом моделировании. Попробую кратко описать главную идею.
В каждый момент моделирования по линиям тока расчитывается Кохв в каждой ячейке и поровый объём ячейки делится на охваченную и неохваченную части. Кохв пересчитывается при событиях, существенно изменяющих структуру потока (линии тока), таких как ввод/выбытие скважин, перфорация/изоляция и т.п. В неохваченной части движения жидкости не происходит, насыщенности и давление не меняются, т.е. часть запасов остаётся невовлечённой в дреннирование и образуются те самые зоны высокой концентрации остаточных запасов.
Данный подход был реализовани одним из авторов В.П.Майером в гидродинамическом симуляторе "Техсхема" и давно применяется при проектировании. Кстати, в своей книге автор советует применять эту методику именно при проведении upscaling или моделировании залежей, вскрытых редкой сеткой разведочных скважин.
Добавлю . застойные зоны , по моему умозаключению , начинаются сразу за ПЗП , за искусственно созданными ловушками (кальматация).
Из документации могу посоветовать книгу автора Техсхемы:
Майер В.П. Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды в пористой среде. - Екатеринбург: «Путиведь», 2000, 208с
Даже могу прислать на эл. почту первую главу, где более подробно описана и модель, и учёт охвата.
Насколько я знаю, частоту перечётов охвата в Техсхеме можно регулировать, более частые пересчёты дадут более точный результат, но потребуют больше времени.
"...про фазовые и угрубление..." я не в курсе, но за "наводку" на вестник цкр от 3.2009 спасибо. Попробую достать.
если Вас не затруднит alcogrom(@)rambler(.)ru
rkositsyn gmail com в ответ статью кину
Ссылка на обещанную статью
Р.М. Каца и Е.Р. Волгина
Определение остаточных извлекаемых запасов в обводненных зонах
Ссылка работает месяц
В 2006..7 гг. проводили декальматацию ПЗП на скв. Бавлынефть , на старых скважинах , возможно из списка эксперимента , на всех основным кальматантом был - буровой раствор .
Двух минут общения с ГГ хватило чтобы он понял суть. Сначала дал 5 скважин, потом еще. всего сделали ок. 20 . результаты всех удовлетворили . После этого уже давали скважины сразу после бурения . Работали с ООО"Линза" и Лениногорский КРС.
Что в ней правильного? Я скрещиваю твой факт и описанное в статье. В статье говориться, что скважины расположенные между фронтом нагнетания и отбора, "первая линия" была остановлена, до тех пор пока не обводнятся скважины "второй" линии. Далее, их ввели в работу. Авторами утверждается, что добыча нефти была обусловлена тем, что фронт вытеснения прошел неравномерно и некоторые скважины "первой" линии оказались в целиках. Твоя же информация о другом. Причиной дополнительной добычи явились обойденные в плане фронтом вытеснения подвижные запасы нефти, а невовлеченные в разработку нефтяные слои, запечатанные (законсервированные) буровым раствором. Это факт скорее расчлененности пласта. Поэтому так однозначно нельзя делать выводы, причин много. И кажется Бавлинский эксперимент был о влиянии плотности сетки скважин на нефтеотдачу, про поиск целиков не знал.
Для меня в статье рис.3, 4 что слева, что справа одно и то же, если помнить что такое "нефтенасыщенность", очевидна схожесть. А вот рис. 10 это совсем разные вещи, с учетом того что на рис.8 сделано с ОФП (по сути значительно! уменьшен коэффициент вытеснения) получились разные задачи, что ещё ожидалось я не знаю. Статья уровня третьего курса провинциального института, хотя да, критичен..Но хочется ожидать от "Института системных исследований РАН" более серьезных исследований, от кого ещё ждать?
Странно, то что вроде люди серьезные а рассматриваемую задачу не досчитали до предельной обводненности 98%, при которой все выдуманные целики испарятся. Точнее что-то по насыщенности конечно будет. В этом случае нужно оценить на какие запасы будут закладываться новые скважины в эти целики. Модельные скважины не окупятся. Динамика обводненности 85% - это половина срока работы, ещё пахать и пахать. Я то знаю почему не даны картинки насыщенности на конец работы. Потому-что разницы нет.
Что достигается грамотным переходом с мелкой размерности сетки на крупную, особенно критично для проницаемости. Раз уж у вас есть доступ к SPE, то почитайте, полезно.
Кстати, в статье об этом ни слова.
Неоднородность пласта надо моделировать (это очевидно), но не надо замыкаться на мелкой сетке.
Ведь в таком случае надо требовать, показывая красивые картинки, вертикальной размерности по 0,5 м в гидродинамической модели, чтобы соответсвовать каротажу, а то еще лучше и по 10 см, чтобы соответсвовать керну? Выложите еще статью и об этом?
RomanK"Причиной дополнительной добычи явились обойденные в плане фронтом вытеснения подвижные запасы нефти, а невовлеченные в разработку нефтяные слои, запечатанные (законсервированные) буровым раствором. Это факт скорее расчлененности пласта. Поэтому так однозначно нельзя делать выводы, причин много."
- Я бы тоже однозначно не сказал.
.
Unknown"Неоднородность пласта надо моделировать (это очевидно), но не надо замыкаться на мелкой сетке.
Ведь в таком случае надо требовать, показывая красивые картинки, вертикальной размерности по 0,5 м в гидродинамической модели, чтобы соответсвовать каротажу, а то еще лучше и по 10 см, чтобы соответсвовать керну?
- А почему бы этого не делать ?
.
Я не пытаюсь делать окончательные выводы , Вы занимаетесь моделированием ...
Просто на мой взгляд , состояние ПЗП и приток в неполный профиль (а ОН всегда неполный - 5...30 %)- уже предпосылка создания застойной зоны вблизи скважины ! чего уж говорить о пласте .
И какие есть реальные рычаги управления образованием целиков ?
- закачка в конкретных объемах в конкретную скважину,
- отбор в конкретных объемах, с конкретных скважин .
- остановка . включение ?
Как на промысле Это точно выполнить чтобы не испортить КАРТИНКУ ?
Что такое "целики"? В Википедии глухо!
В тему дискуссии,
RomanK. будете OVPG как костыли для целикообразования использовать?
Почитав доку сделал вывод, что OVPG это именно костыли (один градиент на всю модель).
Да, еще из опций 6.6 можно попробовать MPFA в паре с трастовской рамасштабировалкой (объединяющей коллектор с коллектором, неколлектор с неколлектором) - сохранение в гдм межскважинного стохастического шума тоже охват снизит
geronimos1@mail.ru
Страницы