Сопоставление дренируемого объема ОИЗ нефти по скважине с динамикой снижения пластового давления

Последнее сообщение
aukarmanov 1 4
Окт 16

Коллеги, добрый день!

Столкнулся с проблемой как правильно считать и соотнести дренируемый объем запасов нефти по скважине с динамикой снижения пластового давления.

Суть вопроса в следующем.

По одной из скважин месторождения р.Коми: геологические запасы радиуса дренирования скважины составляют 3724 тыс. т, НИЗ - 2200 тыс.т, нак.добыча нефти 494,2 тыс.т, за период эксплуатации (5 лет) отобрано 22% извлекаемых запасов при этом пластовое давление снизилось с 40,3 МПа до 16,2 МПа (т.е. на 59%) при Рнас=21,8 МПа. Регион дренирования скважины выделен на основании построения диаграммы Вороного по действующим окружающим скважинам в программном продукте ResView (данная модель не предусматривает фациального разделения, в связи с этим необходимо считать геологические и извлекаемые запасы ориентировочными).

Вопрос в том, какие еще способы есть "правильного" расчета дренируемого объема запасов приходящихся на скважину и как "правильно" соотнести с динамикой снижения пластового давления.

Буду признателен за советы, литературу.

Dorzhi 894 12
Окт 16 #1

материальным балансом. надо сматчить пластовое давление, тогда матбаланс выдаст объем геологических запасов. в программе MBAL например.

PetroleumEng 159 2
Окт 16 #2

MBal это хорошо, но не дает трехмерное преимущество над симуляторами. В данном случае при наличии общих средних данных и толщин пласта разумно было бы использовать симулятор с инструментами на подобии Enable, MEPO и т. д. Думаю это намного проще и быстрее чем MBal, конечно если есть ресурсы на это. Даже если есть всего лишь одна лицензия возможно быстро сделать это, сделав крупными ячейками что бы модель считала не больше 5 мин.

Marchello 9 2
Окт 16 #3

http://tekhnosfera.com/view/552447/a?#?page=8 посмотри эту ссылку.

Dorzhi 894 12
Окт 16 #4

куда уж проще и быстрее МБАЛа? точность симулятора в данном случае избыточна, и не факт, что будет точнее.

PetroleumEng 159 2
Окт 16 #5

МБАЛ смажет все данные и заматчит все что захочешь, при том что модель будет без известных boundary conditions результаты будут обманчивыми (misleading). С другой стороны симулятор выявит все нестыковки и укажет их. В моей практике много случаев что изначально данные не правильные. Я использую симулятор как инструмент QC/QA за одно. Ошибичные данные ведут к ошибочным решениям. Построить модель из велтопов и загрузить перфорации при знании инструментов не так сложно, главное наличие их. 

Гоша 1180 12
Окт 16 #6

Вот что интересно: автор темы указал, что извлекаемые запасы составляют 59%(!!) от геологических. Конечно, в природе всегда бывают сюрпризы :) Но все таки, кажется, что многовато...

kochichiro 911 11
Окт 16 #7

Да тут с запасами шняга по всем статьям, однозначно мат. баланс в помощь. Касательно литературы - Ahmed Tarek - Reservoir Engineering Handbook. Все, что нужно для работы есть в этой книге.

PetroleumEng 159 2
Окт 16 #8

Писал для тех кто решает реальные проблемы и заинтересован в конечном результате. Конечно не обратил внимание на НИЗ. Выходит данные институтовские. Их интересы и методы мне понятны. Тогда и МБал вроде не поможет. Через извлеченные запасы и давление легко выявить начальные геологические запасы, что наверняка будут противоречить установившему институтом. Шило в мешке не утаишь, хотя наверное смотря от кого не утаишь.

PetroleumEng 159 2
Окт 16 #9

Извиняюсь, наверное я поспешил с выводами. НИЗ это начальные извлекаемые запасы? Наверняка НИЗ считался относительно воды. В таком случае НИЗ и КИН не одно и тоже. КИН содержит в себе коэфициент охвата по вертикали и горизонтали.

Михаил Н. 91 8
Окт 16 #10

Можно обойтись excel и функцией поиск решения. выразили пластовое давление через уравнение матбаланса, протянули уравнение матбаланса на всю историю и минимизируйте невязку замеров рпл и расчетного рпл.

denisgontarev 13 2
Окт 16 #11

Матбаланс надо использовать аккуратно. Если проницаемость маленькая или нефть вязкая, матбаланс даст ошибку.
Если проницаемость и вязкость нормальные, можно попробовать decline curve analysis.

RomanK. 2158 11
Окт 16 #12

Денис, раскройте что не так с матбалансом для мало- и высоковязких нефтей.

denisgontarev 13 2
Окт 16 #13

RomanK. пишет:
Денис, раскройте что не так с матбалансом для мало- и высоковязких нефтей.

При использовании матбаланса принимается, что пласт это "бочка" в которой давление выравнивается достаточно быстро. В случае высоковязкой нефти или маленькой проницаемости этоко не происходит (см. уравнение пьезопроводности).

Для маловязкой нефти мабаланс работает отлично.

Подробнее можно посмотреть здесь: L. Dake "Practice of Reservoir Engineering"

RomanK. 2158 11
Окт 16 #14

denisgontarev пишет:

При использовании матбаланса принимается, что пласт это "бочка" в которой давление выравнивается достаточно быстро. В случае высоковязкой нефти или маленькой проницаемости этоко не происходит (см. уравнение пьезопроводности).

Если в матбалансе Qзапасов принять как функцию от времени, до выполнения условия достижения границ дренирования, матбаланс опять начинает работать. Не так ли?

RomanK. 2158 11
Окт 16 #15

aukarmanov пишет:

Коллеги, добрый день!

Столкнулся с проблемой как правильно считать и соотнести дренируемый объем запасов нефти по скважине с динамикой снижения пластового давления.

Суть вопроса в следующем.

По одной из скважин месторождения р.Коми: геологические запасы радиуса дренирования скважины составляют 3724 тыс. т, НИЗ - 2200 тыс.т, нак.добыча нефти 494,2 тыс.т, за период эксплуатации (5 лет) отобрано 22% извлекаемых запасов при этом пластовое давление снизилось с 40,3 МПа до 16,2 МПа (т.е. на 59%) при Рнас=21,8 МПа. Регион дренирования скважины выделен на основании построения диаграммы Вороного по действующим окружающим скважинам в программном продукте ResView (данная модель не предусматривает фациального разделения, в связи с этим необходимо считать геологические и извлекаемые запасы ориентировочными).

Вопрос в том, какие еще способы есть "правильного" расчета дренируемого объема запасов приходящихся на скважину и как "правильно" соотнести с динамикой снижения пластового давления.

Буду признателен за советы, литературу.

Вопрос как обычно в недостоверности соотношения геологических запасов на скважину по любому геометрическому делению - будь то условный радиус дренирования или же деление по Воронову. Это всё значительное упрощение.

Правильней конечно определить по характеристикам вытеснения извлекаемые запасы, если у вас есть обводненность, конечно же.

Далее, КИН 2200/3724 =0.591 это сверх высокие значения, я не помню таких значений для Коми. 0.300-0.350 характерные реальные значения и до 0.450 выдуманные проектные.

Ещё настораживает, что пусть КИН 0.591 был поставлен при вытеснении нефти водой. А у вас на лицо рухнувшее давление и переход на жесткое разгазирование. Это совершенно другой метод разработки, для которого КИН должен быть значительно меньше. Так как вы нарушили проектные решения по разработки, опиратся на проектные НИЗ не имеет никакого смысла. 

Андрей Осинский 20 5
Окт 16 #16

Касаемо КИН - коллега считает запасы на скважину, в разбуренной части условно берет Кохв=1, соответственно в его случае КИН=Квыт.

Коллега хочет имея два показателя 1. Текущее Рпл (относительно Рпл нач), 2. Накопленную добычу (может жидкость надо брать) выйти на понимание доли дренируемого объема, что бы потом предложить правильную технологию ПНП.

Если мы будем точно понимать твет на этот вопрос, то (например) в случае если отключились пропластки будем делать скинфрак, а если это сдренировалась какая то линза и есть проблемы по латерали - большеоъемный, глубокопроникающий ГРП.

А если расчеты показывают, что это весь объем приходящийся на скважину дренируется - то и не надо "лезть" с ГРП.

 

Андрей Осинский 20 5
Окт 16 #17

Например, если отобрали условно 10% от порового объема жидкости радиуса половины расстояния сетки скважины, а давление село на 50% от начального, означает ли это, что дренируется не весь объем запасов, приходящихся на скважину? И как правильно посчитать?

Go to top