примерно так я и действую (более общей формулой во втором вложении), однако есть взаимовлияния по скважинам и нагнетательные, для вторых получается нужно использовать обратный знак, а с первыми вообще не красиво - отборы у скважины увеличиваются, а за счет соседних нагнтетательных скважин, давление также повышается. В итоге сумарное давление выходит отрицательным.
примерно так я и действую (более общей формулой во втором вложении), однако есть взаимовлияния по скважинам и нагнетательные, для вторых получается нужно использовать обратный знак, а с первыми вообще не красиво - отборы у скважины увеличиваются, а за счет соседних нагнтетательных скважин, давление также повышается. В итоге сумарное давление выходит отрицательным.
В таком случае, возможно, лучше воспользоваться принципом суперпозиции и зная забойные давления скважин рассчитать суммарное пластовое давление. Это будет обоснованно, поскольку у тебе идет отбор и одновременно закачка, т.е. режим работы всей залежи принципиально не установившийся. Сам принцип здесь - Superposition.pdf
Да эти данные все есть. Я сопаставляю давление, расчитанное по объемам добычи/закачки, и "фактическое".
Тут вопрос, как правильно действовать методически. Если я осредняю давления по скважинам с весом по расходу жидкости, то для нагнетательных скважин я должен брать знак "-" или "+"? Я получаю корректный результат если беру во внимание только добывающие скважины.
каким "-"?? суть то просто на основании предположения что дебит скважины составляет какую то часть от общего дебита фонда скважин то можем использоваеть это в качестве весового коффициента при расчете среднего давления ну если с нагнетательными, то на первый взгляд таже формула вполне применима только дебиты в пластовых условиях и с поправкой на мобильность флюида.. хотя еще подумать надо ))
хотя зачем так заморачиваться когда используя общую добычу\закачку, сжимаемость и начальное давление можно вычислить среднее пластовое буквально за пару арифметических действий..
хотя зачем так заморачиваться когда используя общую добычу\закачку, сжимаемость и начальное давление можно вычислить среднее пластовое буквально за пару арифметических действий..
eto vse rabotaet esli u tebay zakritaya sistema (linza), a kak bit' s "aquifer support", neopredelennost' kotorogo za4astuyu o4en' bol'waya? Dlay etogo i nuzno osrednit' vse zameri davleniy 4tobi sdelat' match po material'nomu balansu.
для аналитического расчета лучше пользоваться формулой, приведенной в книге Дейка (была ссылка), только надо учитывать, что используются дебиты жидкости ( и естесственно по нагнетательным с знаком минус). А вообще для определения среднего пластового давления используют карту изобар . учтете и нагнетательные и добывающие и так сказать по площади осредните.
В свое время я много с эти мат.балансом возился. В конце концов решил поставить эксперимент, сделал кубик в ecl с пятиточкой и просчитал несколько вариантов. Потом загонял данные по скважинам в MBAL и как только я не осреднял скважинные давления неполучалось мне повторить модельное решение в MBAL. Особенно большая проблема была если скважны вводились в разное время. Единственная задача когда все получилось это когда все скважины вводятся одновременно и работают стабильно. О том что эта самая большая проблема при использовании матбала даже в хелпе по MBAL написано. Короче честно говоря получить среднее пластвое давление корректное для использования в матбал очень сложно, особенно для нефтяных залежей (замеры не регулярны, недовостанавливают скважины и т.п.) и осреднить корректно тоже (замеры на разные даты нерегулярны по площади и т.п.) а матбал чувствителен к этому давлению очень сильно. Есть у него (матбал) своя область применения когда моделировать не имеет смысла (по разным причинам) например залежь не разрабатывалась, нет кучи данных по скважинам и т.п. при такой неопределенности прогноз в MBAL будет не хуже чем при моделировании
, более детально, но не по-русски - вот здесь - P_average.pdf
примерно так я и действую (более общей формулой во втором вложении), однако есть взаимовлияния по скважинам и нагнетательные, для вторых получается нужно использовать обратный знак, а с первыми вообще не красиво - отборы у скважины увеличиваются, а за счет соседних нагнтетательных скважин, давление также повышается.
В итоге сумарное давление выходит отрицательным.
размеры залежи (или запасы) известны? сколько всего добыто\закачано? начальное пластовое? сжимаемость?
Да эти данные все есть. Я сопаставляю давление, расчитанное по объемам добычи/закачки, и "фактическое".
Тут вопрос, как правильно действовать методически. Если я осредняю давления по скважинам с весом по расходу жидкости, то для нагнетательных скважин я должен брать знак "-" или "+"?
Я получаю корректный результат если беру во внимание только добывающие скважины.
каким "-"?? суть то просто на основании предположения что дебит скважины составляет какую то часть от общего дебита фонда скважин то можем использоваеть это в качестве весового коффициента при расчете среднего давления
ну если с нагнетательными, то на первый взгляд таже формула вполне применима только дебиты в пластовых условиях и с поправкой на мобильность флюида.. хотя еще подумать надо ))
хотя зачем так заморачиваться когда используя общую добычу\закачку, сжимаемость и начальное давление можно вычислить среднее пластовое буквально за пару арифметических действий..
eto vse rabotaet esli u tebay zakritaya sistema (linza), a kak bit' s "aquifer support", neopredelennost' kotorogo za4astuyu o4en' bol'waya? Dlay etogo i nuzno osrednit' vse zameri davleniy 4tobi sdelat' match po material'nomu balansu.
для аналитического расчета лучше пользоваться формулой, приведенной в книге Дейка (была ссылка), только надо учитывать, что используются дебиты жидкости ( и естесственно по нагнетательным с знаком минус).
. учтете и нагнетательные и добывающие и так сказать по площади осредните.
А вообще для определения среднего пластового давления используют карту изобар
В свое время я много с эти мат.балансом возился. В конце концов решил поставить эксперимент, сделал кубик в ecl с пятиточкой и просчитал несколько вариантов. Потом загонял данные по скважинам в MBAL и как только я не осреднял скважинные давления неполучалось мне повторить модельное решение в MBAL. Особенно большая проблема была если скважны вводились в разное время. Единственная задача когда все получилось это когда все скважины вводятся одновременно и работают стабильно. О том что эта самая большая проблема при использовании матбала даже в хелпе по MBAL написано. Короче честно говоря получить среднее пластвое давление корректное для использования в матбал очень сложно, особенно для нефтяных залежей (замеры не регулярны, недовостанавливают скважины и т.п.) и осреднить корректно тоже (замеры на разные даты нерегулярны по площади и т.п.) а матбал чувствителен к этому давлению очень сильно.
Есть у него (матбал) своя область применения когда моделировать не имеет смысла (по разным причинам) например залежь не разрабатывалась, нет кучи данных по скважинам и т.п. при такой неопределенности прогноз в MBAL будет не хуже чем при моделировании