Добрый день, уважаемые форумчане!
Столкнулся со следующей проблемой в рамках выполнения диплома:
Месторождение К является месторождением насыщенной нефти. В процессе разработки месторождения наблюдается падение пластового давления, что приводит к выделению газа и изменению свойств пластовых флюидов и эффективных проницаемостей по нефти и газу. Изменение гидропроводности пласта явно отражается на данных исследования скважин. Задача состоит в построении кривых относительных фазовых проницаемостей по нефти и газу, используя PVT-модель пластового флюида и результаты анализа данных ГДИС.
В случае построения фазух нефть-вода было бы более менее ясно (Баклей-Леверетт, Велге метод) , а вот нефть-газ что-то для меня не понятно. Google ничего вразумительного не выдает.
Может кто поможет дельными советами или подскажет литературу для покорения данного вопроса.
Спасибо!
Недавно сталкивался с подобной ситуацией на деле. Залежь перешла на режим растворенного газа (Ртек=18МПа против Рнач=40МПа при Рнас=20), что было очень непонятно представителям Заказчика (да-да, уважаемый юноша, бывает и такое, уверен, что и Вы с подобным еще встретитесь). Пришлось буквально на пальцах объяснять как проводился расчет. По-большому счету значения фазовых проницаемостей "нефть-газ" для Вашего месторождения должны исследоваться на керне, однако думаю что таковых скорее всего нет или Вы не знаете где их искать.
В первом случае Вы можете воспользоваться эмпирическими зависимостями Царевича. Они есть в Гиматуддинове да и других авторах. Здесь есть 2 подвоха: во-первых значения в таблицах представлены не в полном объеме и Вам придется подбирать зависимость к табличным данным с последующим экстраполированием; во-вторых и данные в этой табличке и данные, полученные экстраполированием могут быть достаточно отдаленными от действительных для Вашего месторожения (особенно если это высоковязкая нефть или в продукции присутствует еще и вода).
Во втором случае Вам следует обратиться в нефтедобывающее управление, которое заведует этим месторождением с целью изучения архива дел скважин. Готовтесь что в этом случае Вам могут отказать.
Успехов!
Рекомендую книжку Амикса - Физика нефтяного пласта (1962). Там подробно описаны альтернативные методы рассчета ОФП, минуя исследования керна.
Спасибо! Хоть кто-то ответил
Да, очень странно что ответов как-то негусто, хотя тема достаточно интересная (все-таки сезон отпусков). Думаю, что для Вашего ДП не стоит углубляться в дебри, ищите ответ в книгах, тем более, что упоминание методик, не входящих в обязательную программу, даст Вам дополнительные баллы в глазах руководителя ДП. Но для себя знайте и имейте ввиду: в действительности если от Вас будут требовать обоснования принятия эмпирических зависимостей Вы всегда можете апеллировать к отсутствию лабораторных исследований.
А что тут обсуждать, делайте History Matching. Надо будет только выбрать хотите ли найти стационарное аналитическое решение или через моделирование. Для диплома красивше будет сделать динамическое моделирование, если есть длинная история то можно сравнить со стационарным анализом. Чтобы получить более менее достоверные результаты должны быть очень хорошие данные с длинной историей. Если же это чисто теоретический проект с синтетическими данными ГДИС то должно все хорошо получиться.
*Литературы такой мне не попадалось. Может потому что практическое решение данной задачи сильно отличается от теоретического :-)
У меня есть готовая гидродинамическая модель и PVT модель. Данные ГДИС реальные, не синтетические, сделанные по годам. (Месторождение ввелось в эксплуатацию в 2009г.) Т.е. в каких-то скважинах есть по 4КВД записи (2009, 2010, 2011, 2012), в каких-то по 3, в некоторых только одна. Как я понял суть в том чтобы при зафиксированной модели PVT построить или подобрать (не знаю как правильно) кривые фазовых проницаемостей по нефти и газу. Это что же получается сидеть и тупо перебирать варианты фазух пока модель не будеть показывать результаты как в ГДИ? Может есть какие-нибудь ссылки на SPE статьи?
Ну почему сразу тупо перебирать, можно и умно перебирать
1. Нужно разбить давления по истории по группам - каждому давлению будет соответствовать своя насыщенность по газу. Потом можно заматчить индексы продуктивности из добычи через фазухи по скважинам.
2. Следующим этапом надо посмотреть динамическую состовляющую - так как скважина работает с забойным меньше пластового насыщенность может меняться в зависимости от расстояния. Тут можно сделать LGR в вашей моделе или просто свою модельку для конкретной скважины. Будет ясно насколько данный эффект проявляется.
3. Сравнить результаты из пункта 2 с данными ГДИС и результатами 1. Сделать выводы и скорректировать фазовую по нефти. Конечный участок придется придумать. Фазовую по газу можно взять любую лишь бы концевые точки были более менее разумны.
1. Откуда узнать какая насыщенность по газу соответсвует давлению? (имеется ввиду из модели?) Т.е. при разных выделенных группах насыщенностей будет разная фазовая по нефти? И как эту фазовую по нефти матчит с PI. опять же тупо перебирая..
2. По этому пункту вобще не понятно. Зачем смотреть этот эффект и как он проявляется?
3. Что сравнить с данными ГДИС? Эффект изменения насыщенности? Он не отображается на ГДИС. Как можно сравнить тот же эффект с результатми из пункта 1. Мне нельзя брать любую фазовую по газу, мне ее нужно построить.
Может кто подскажет как в Eclipse задать несколько фазовых проницаемостей по латерали в различных регионах?
нужно создать несколько регионов SATNUM и каждому из них присвоить свою таблицу по фазовым
[quote=VIT]
Ну почему сразу тупо перебирать, можно и умно перебирать
1. Нужно разбить давления по истории по группам - каждому давлению будет соответствовать своя насыщенность по газу. Потом можно заматчить индексы продуктивности из добычи через фазухи по скважинам.
По каждой скважине свой сатнум? не слишком ли много их получится? Надо хотя бы по нескольку скважин в регионе с одной фазовой.
1. В первом приближении можно посмотреть данные PVT - на каждое давление ниже насыщения будет свой объем выделившегося газа. Можно попытаться учесть корректировку сколько его было добыто как свободного. Тут модель не нужна. Берешь данные по ГДИС до газа и после для каждой скважины - сравниваешь проницаемости, выводишь фазовую по нефти.
2. Он может проявляться если забойное много меньше среднепластового, есть так называемая поправка Вогеля. В данном случае насыщенность по газу будет меняться в зависимости расстояния от скважины. Можно попытаться смоделировать данный эффект через подбор фазовых по нефти. Нужна мелкая сетка для одной скважины.
3. По газу фазовую скорее всего не получится построить для реальных данных - только для синтетических. Он слишком подвижен и любая неоднородность в пласте будет слишком сильно влиять на его течение и как следствие фазовую. Т.е. если взять несколько скважин то получится облако вместо зависимости. Это оценочное суждение, так что никто не мешает взять и попробовать, может что и выйдет.
Вообще полноразмерная модель как таковая для этой работы не нужна, она может только пригодиться для оценки давления по регионам, хотя если есть хорошие данные ГДИС то и это не нужно. (это к вопросу о многих SATNUM)
Подскажите пожалуйста, где конкретно искать эту таблицу Царевича? В книге Гиматудинова тоже почему-то не нашёл.