Доброго времени суток, коллеги.
У меня накопилось пару вопросов по сабжу, хотелось бы услышать мнения по данному вопросу.
Итак, первый вопрос, теоретический: допустим мы закачиваем в течении длительного времени (10+ лет) холодную воду в пласт. Сколько времени после остановки должно пройти, чтобы температура напротив перфораций вернулась к геотерме? Что в таком случае происходит с температурным фронтом? Сегодня увидел кейс, когда замерили температуру в стволе скважины спустя 20 лет после остановки, а температура в районе перфораций все еще не восстановилась.
Второй вопрос, более практический. Это вопрос испытания скважин. Какую вязкость брать в таком случае при интерпретации PFO? Вязкость закачиваемой/пластовой воды при температуре нагнетания/пластовой?
все зависит от тепловых свойств. Задайте в модель-кирпичь температурную опцию и смоделируйте различные варианты. Сразу станет все понятно)
ResEng, по части скважины спустя 20 лет после остановки - имеется ввиду 20 лет после остановки закачки холодной воды или остановки скважины. Если второе то сколько лет прошло после прекращения закачки холодной воды.
у вас есть какая-нибудь моделька, хоть и механистическая, на которая более менее заматчена с реальностью? в температурных моделях столько неизвестных, что без опыта построяния подобных моделей ценность моей модели будет близка к нулю. Ведь нужно учесть столько факторов, типа влияние теплых над и подлежащих пластов теплоёмкости/проводимости и т.д. и т.п.
В скважину закачивали длительное время только холодную воду. Потом ее остановили на 20-30 лет и ничего не делали с ней. Перетоки отсутствуют. Температурный лог показывает аномально холодную зону напротив перфораций. Закачки холодной воды в соседних скважинах не ведется.
Чтобы проверить как поведет себя температура не детально, а качественно, можно просто забить формальные значения. там не так много свойств.
Ставите в ранспек TEMP, задаете удельную теплоемкость породы в зависимости
от температуры, удельную теплоемкость воды, нефти и газа в зависимости от температуры, зависимость вязкости и температуру закачки, температуры пластовые.
Можно все по умолчанию взять или отнормировать на свои данные (такие как вязкость) и все. запускаете на прогноз. Смотрите как снижается температура, останавливаете скважину на 10 лет и смотретите как она восстанавливается )
у вас есть какая-нибудь моделька, хоть и механистическая, на которая более менее заматчена с реальностью? в температурных моделях столько неизвестных, что без опыта построяния подобных моделей ценность моей модели будет близка к нулю. Ведь нужно учесть столько факторов, типа влияние теплых над и подлежащих пластов теплоёмкости/проводимости и т.д. и т.п.
взял модель стандартную эклипсовскую thermal1.data, добавил один толстый малопористый слой снизу и просимулировал примерную ситуацию. Да, действительно моделирование подтверждает то, что темпаратура возле ствола далеко не восстанавливается до начальной температуры. Хотелось бы услышать от кого-нибудь результаты промысловых испытаний, показания те же?
и по части второго вопроса. Получается, что для интерпретации ГДИС в холодных нагнетательных скважинах необходимо брать вязкость нагнетаемой воды при температуре возле перфораций (как правило ~ температуре на устье). К сожалению я нашел мало литературы по этому поводу. все статьи сходятся на изучение эффекта термальных трещин, а не вязкости воды.
Посмотрите тем же моделированием насколько далеко изменение температуры заходит в пласт.
В беседе с профессором Непримеровым Н.Н. он высказал мнение, что, если в процессе разработки месторождения, пластовую воду в результате заводнение заместить трижды, то пластовая температура восстановиться лет через 300. Даже, если относится к этому как к гиперболе, все равно сменится не одно поколение.
... и предложение подогревать воду под жарким Аравийским солнцем, прежде, чем закачивать ее в пласт.
Насколько знаю - никто так не делает, интересно, почему? Дорого?
Не всегда легко обосновать причины, почему следует предварительно подогревать воду, например, с 20С до пластовой (скажем, 80С). Нагревание это всегда капзатраты и дополнительные опер. расходы, которые нужно обосновывать.
Встречались проекты с "горячей" водой, например, в Канаде, в Калифорнии. Было это связано с разработкой тяжелых нефтей. То есть решался вопрос вязкости нефти. Проекты могли также чередоваться как "high quality steam" - "low quality steam" - "hot water". Если, например, поначалу имелись проблемы с охватом пара по разрезу (неоднородному по k), то при переходе к горячей воде, охват мог увеличиваться.
Другой причиной может быть выпадение парафинов и, как следствие, снижение проницаемости пласта. Скажем, температура насыщения нефти парафинами в диапазоне 35-45С. И, как следствие, при закачке холодной воды 20С за ней следовал "фронт снижения проницаемости".
По поводу нагревания воды солнечной энергией есть пилотные проекты с участием компании GlassPoint - в Омане и в Калифорнии. И, возможно, будет в Кувейте.