Значение плотности флюида при расчете пористости по ГГКп

Neputevie 36 9
3 нед. #1

Коллеги, здравствуйте.

В настоящий момент пытаемся уточнить расчет пористости по результатам ГГКп для условий конкретных активов. Столкнулись с проблемой.

Условия:

1. Коллектор терригенный.

2. Скважина наклонно-направленная, с зенитом не более 30 градусов.

3. Разрез имеет порядка 10 продуктивных объектов.

4. Буровой раствор на нефтяной основе с плотностью 1,15.

Проблема: какое значение плотности флюида использовать в формуле расчета пористости по ГГКп?

Месторождения старые, проектный фонд разбурен. Среднее расстояние между скважинам 400 м. На старом фонде пористость оценивалась по зависимости от Апс.

На текущий момент оцениваем плотность флюида, используя удельный вклад в общую плотность остаточных воды, нефти и фильтрата, их плотность в пластовых условиях: р=рн*Кно+рв*Кво+рф*(1-Кно-Кво). Неопределенность с плотностью фильтрата. Сейчас используем 0,9.

Известны ли кому-нибудь результаты по исследованию фильтрации бурового раствора на нефти в пласт - какой плотности фильтрат при проникновении в пласт на расстояние радиуса ГГКп?

 

Рушан 263 10
3 нед.

Непутевый, есть статья в Oilfield Review, где для расчета плотности использовалось Sxo(Кво), которое может быть больше (если произошло разделение фаз в растворе) или меньше Swi (если использовали ПАВ например), но плотность оставляли прежней.

Еще есть работа Salazar где они моделировали в STARS формирование зоны проникновения OBM и WBM и показания ИК зондов разной величины. Можно его подход рассмотреть.

Neputevie 36 9
3 нед.

Рушан пишет:

Непутевый, есть статья в Oilfield Review, где для расчета плотности использовалось Sxo(Кво), которое может быть больше (если произошло разделение фаз в растворе) или меньше Swi (если использовали ПАВ например), но плотность оставляли прежней.

Еще есть работа Salazar где они моделировали в STARS формирование зоны проникновения OBM и WBM и показания ИК зондов разной величины. Можно его подход рассмотреть.

 

Спасибо, Рушан. Ознакомлюсь.

Rhino 512 8
2 нед.

Рушан, вынужден поправить комментарий, Sxo всеж таки это не Кво. Что по существу, автор, Вы предлагаете весьма точную, но сложную модель плотности пористой среды (с Кво, Кно и фильтратом). И это только флюиды. В целом, хороший плотностной все любят для определения пористости, Шелл особенно. Попробуйте сами посчитать влияние методом множественных итераций или МК, задав распределение и вероятность этого параметра, обычно так делают.

Рушан 263 10
2 нед.

Да, надо было обозначить как Sxo(вместо Кво). То была отсылка к выражению с Кво.

Go to top