Подвижность воды и нефти в условиях заводнения

Последнее сообщение
Pwl 372 16
Май 07

Народ, вопрос достаточно давнешний, тонкий но важный. Если кто то задумывался об вопросе построения объективных фазовых проницаемостей, а также об планировании мощностей поверхностной инфраструктуры, то должен был вставать вопрос. С прорывом воды меняется ли продуктивность скважины т.е. ее сумарная эффективная проницаемость (подвижность)? Для фазок, на сколько крайние точки по воде ниже крайних точек по нефти? Если у кого нить есть сюрезные факты, доводы, статьи прошу разместить и обсудить их здесь...

volvlad 2257 16
Май 07 #1

Pwl пишет:

Народ, вопрос достаточно давнешний, тонкий но важный. Если кто то задумывался об вопросе построения объективных фазовых проницаемостей, а также об планировании мощностей поверхностной инфраструктуры, то должен был вставать вопрос. С прорывом воды меняется ли продуктивность скважины т.е. ее сумарная эффективная проницаемость (подвижность)? Для фазок, на сколько крайние точки по воде ниже крайних точек по нефти? Если у кого нить есть сюрезные факты, доводы, статьи прошу разместить и обсудить их здесь...


Очевидно, суммарная продуктивность - меняется!
Если верить закону Д'Арси, то суммарная эффективная проницаемость это (абсолютная прониц. породы)*(относительную фазовую), когда имеем только нефть и связанную воду, то это k*kro, а когда только остаточную нефть => k*krw. Положение концевых точек зависит от характеристик породы и флюидов, обычно в гидрофильном коллекторе krw' < kro', на сколько меньше обычно зависит от гидрофильности коллектора.
Разность вязкостей воды и нефти и их смеси, тоже очень сильно влияет на конечную продуктивность.
Особенно в высоковязких нефтях.

Статьи на эту тему можно поискать, например в SPE, чтобы посмотреть на конкретные цифры и калькуляции.

Pwl 372 16
Май 07 #2

Все правельно, вот я и спрашиваю у кого какие факты есть для оценки этой разницы? А вообще есть мнения что подвижность всей системы всегда постоянна. Например за себя могу сказать, что при построение графика дебита жидкости от обводненности дебит жидкости на моих месторождениях растет, что косвенно указывает на увеличения общей подвижности с ростом процента воды в продукции.

ASh999 172 15
Май 07 #3

Очень интересная тема. Как-то беседовал с одним авторитетным (у нас в регионе) дядей на предмет того, почему фазовые проницаемости, которые дает его лаборатория имеют такую особенность: с появлением воды резко падает общая подвижность (нижняя точка ямы может быть в 2-3 раза ниже начальной) и зачастую хоть некоторое превышение подвижности от безводной мы имеем лишь при очень высокой обводненности (процентов 70 и более). Под подвижностью имею ввиду сумму отношений фазовой проницаемости флюида на его вязкость (krw/uw+kro/uo). Нефти у нас вязкие, uo>uw в ~10-60 раз. Коллектора имеют приемущественно промежуточную смачиваемость. Так вот он мне сказал, что эмульсия образуется. А образуется ли она в пласте? По работе скважин падения жидкости не видно, при появлении воды жидкость как минимум стабильна (при близких режимах если сопоставлять).

Unknown 1659 16
Май 07 #4

Pwl пишет:

Все правельно, вот я и спрашиваю у кого какие факты есть для оценки этой разницы? А вообще есть мнения что подвижность всей системы всегда постоянна. Например за себя могу сказать, что при построение графика дебита жидкости от обводненности дебит жидкости на моих месторождениях растет, что косвенно указывает на увеличения общей подвижности с ростом процента воды в продукции.


Попробуй прокоррелировать разницу с отношением текующих фазовых проницаемостей по воде и нефти

VIT 1124 16
Май 07 #5

В общем случае конечно подвижность воды и нефти разная в пласте. Их отношение зависит от конкретных условий. Я делал следующее для проектирования ППД и наземки:

-Сделал КВД на новой добывающей скважине с безводной нефтью , посчитал kh.
-После перевода этой скважины в нагнетание и отработки сделал fall-off, посчитал новый kh.
-Зная вязкости фаз можно посчитать отношение подвижностей.

В итоге имеем отношение подвижностей полученное в лаборатории на керне, скажем крайние точки 0.75 для нефти и 0.13-0.17 для воды, предполагая что для нефти мы уверены в точке 0.75 считаешь крайнюю точку по воде по результатам fall-off, эврика !. Я получил для разных скважин от 0.11 до 0.15 крайнюю точку по воде. Потом говоришь что все в шоколаде - данные примерно сходятся. После этого посчитать ППД и требуемую закачку на новые кусты становится тривиальной задачей wink.gif , а главное ты сможешь точно предсказать сколько воды будут принимать скважины которые сейчас в добыче.

Конечно возможны вариации, но я бы рекомендовал проверять в полевых условиях то, что было получено в лаборатории, так на всякий случай smile.gif А то может получиться что водозаборных скважин не хватит или наоборот возможности закачки были сильно переоценены. А вообще об этом надо думать еще при выборе системы разработки.

VIT 1124 16
Май 07 #6

Еще я бы обратил внимание на такую вещь - если построим общую подвижность системы как функцию от насыщености основываясь на фазовых проницаемостях и вязкостей, то это совсем не то же самое что происходит в реальном пласте. Все дело в разном масштабе.
В пласте обычно образуется (или наоборот не образуется для высоковязких нефтей) фронт вытеснения. В результате мы имеем высокую подвижность до фронта, высокую подвижность после фронта и только небольшую зону где действительно общая подвижность системы значительно меньше чем по каждой фазе. Поэтому график общей подвижности для пласта и лабораторные кривые для керна (как функция насыщенности) совершенно разные вещи.

Pwl 372 16
Май 07 #7

VIT пишет:

Еще я бы обратил внимание на такую вещь - если построим общую подвижность системы как функцию от насыщености основываясь на фазовых проницаемостях и вязкостей, то это совсем не то же самое что происходит в реальном пласте. Все дело в разном масштабе.
В пласте обычно образуется (или наоборот не образуется для высоковязких нефтей) фронт вытеснения. В результате мы имеем высокую подвижность до фронта, высокую подвижность после фронта и только небольшую зону где действительно общая подвижность системы значительно меньше чем по каждой фазе. Поэтому график общей подвижности для пласта и лабораторные кривые для керна (как функция насыщенности) совершенно разные вещи.

Все отлично изложил Виталик, если вы так делаете то вы боссы. У нас нет скважин с безводной нефтью, и уж точно под нагнетание мы переводим скважины с процентом воды не менее 90. И только такие же скважины дают останавливать под КВД.
Необходимо отметить также что отношения которые ты описал 0.75 и 0.11 очень похожи на разницу в вязкостях, тогда подвижность как раз одинакова.
По фазовым проницаемостям, на мой взгляд нужно несколько делить их на кривые описывающие модель и др. попытки описать природу в чистом виде. По модели важны только крайние точки, т.к. остальные могут содержать в себе поправки на неопределенности в абсолютной проницаемости после адоптации. Керновые я бы использовал только для определения крайних точек. А других наверное пока и не припомню biggrin.gif . Проблемма в том что в природе нет понятия фазовых приницаемостей и абсолютных, там только эффективные. Поэтому нужно подходить к каждому случаю отдельно.
Про имульсию, я слышал. Но с точки зрения моделирования и инженерных расчетов, есть ли разница... Главное что фронт двигается так то...

aver 266 16
Май 07 #8

уважаемые - некто: акжан & мишган, работая в юнг, написали программку - просчитывает как меняеццо кн в зависимости от обводненности. ехе-шник и ддл-ка....
дык кн при росте воды сначала проваливается а на последней "стадии" роста воды обратно вырастает....
капирайт - акжан & мишган wink.gif
каму надо абращатесь к сим перцам smile.gif

volvlad 2257 16
Май 07 #9

Pwl пишет:

Все отлично изложил Виталик, если вы так делаете то вы боссы. У нас нет скважин с безводной нефтью, и уж точно под нагнетание мы переводим скважины с процентом воды не менее 90. И только такие же скважины дают останавливать под КВД.
Необходимо отметить также что отношения которые ты описал 0.75 и 0.11 очень похожи на разницу в вязкостях, тогда подвижность как раз одинакова.
По фазовым проницаемостям, на мой взгляд нужно несколько делить их на кривые описывающие модель и др. попытки описать природу в чистом виде. По модели важны только крайние точки, т.к. остальные могут содержать в себе поправки на неопределенности в абсолютной проницаемости после адоптации. Керновые я бы использовал только для определения крайних точек. А других наверное пока и не припомню biggrin.gif . Проблемма в том что в природе нет понятия фазовых приницаемостей и абсолютных, там только эффективные. Поэтому нужно подходить к каждому случаю отдельно.
Про имульсию, я слышал. Но с точки зрения моделирования и инженерных расчетов, есть ли разница... Главное что фронт двигается так то...


Керновые исследования по вытеснению дают многое, но для моделирования в основном важны концевые точки: krw', kro', и зависимости Swc и Sor. Т.к. форма фазух будет меняться в зависимости от степени апскейлинга, т.е. чтобы из керновых фазовых прийти к модельным нужен двухфазный апскейлинг, что я уверен делается крайне редко. Поэтому керновые фазовые используются в основном для первого прогона модели, а затем их начинают менять, чтобы заматчить с историей.

Эмульсия. Известно точно, что эмульсия образуется в трубах, при этом суммарная вязкость смеси, сначала увеличивается при увеличении обводненности, причем достаточно сильно, а затем после инверсии фаз падает. На счет эмульсии в пласте, не уверен есть ли она там, надо полистать статьи и книжки на эту тему. Может у кого есть какие-нить мысли на этот счет?

Pwl 372 16
Май 07 #10

aver пишет:

уважаемые - некто: акжан & мишган, работая в юнг, написали программку - просчитывает как меняеццо кн в зависимости от обводненности. ехе-шник и ддл-ка....
дык кн при росте воды сначала проваливается а на последней "стадии" роста воды обратно вырастает....
капирайт - акжан & мишган wink.gif
каму надо абращатесь к сим перцам smile.gif

Вот этот факт уменьшения и увеличения и надо обоснавать. Потому как может их программа работает при задании каких нить фазовых, а это уже большое и толстое допущение... Короче ты прав, надо у них и спрашивать. А точнее пусть пишут что делали и что сделали...

VIT 1124 16
Май 07 #11

Pwl пишет:

Все отлично изложил Виталик, если вы так делаете то вы боссы. У нас нет скважин с безводной нефтью, и уж точно под нагнетание мы переводим скважины с процентом воды не менее 90. И только такие же скважины дают останавливать под КВД.
Необходимо отметить также что отношения которые ты описал 0.75 и 0.11 очень похожи на разницу в вязкостях, тогда подвижность как раз одинакова.


Ну можно попробовать найти старую КВД для безводных скважин. Главное чтобы были 2 КВД на одной скважине до нагнтания (100% нефти) и после (100% воды). Ну не у всех же разница в взякостях состовляет 0.75:0.11 smile.gif

Pwl 372 16
Май 07 #12

VIT пишет:

Ну можно попробовать найти старую КВД для безводных скважин. Главное чтобы были 2 КВД на одной скважине до нагнтания (100% нефти) и после (100% воды). Ну не у всех же разница в взякостях состовляет 0.75:0.11 smile.gif

Значения у тебя очень логичные получены... Можно кстати проще сделать, взять скважину недавно переведенную под нагнетание и сделать на ней КПД. Там должна быть радиальнокомпозитная модель с нефтянной и водянной зонами. Правда допущений тоже зватает, может быть две зоны с разными проницаемостями или какая нить зона не радиальной получается... rolleyes.gif
А про нас, мы нормальные КВД и КПД стали делать два года назад, а месторождению уже 15 лет... Вот так плохи дела в Российской нефтянке...smile.gif Короче нет у нас ни одного КВД с безводной нефтью. А если случиться чудо и пробурят безводную скважину то нас туда на пушечный выстрел не подпустят... laugh.gif

ASh999 172 15
Май 07 #13

VIT пишет:

...
-Сделал КВД на новой добывающей скважине с безводной нефтью , посчитал kh.
-После перевода этой скважины в нагнетание и отработки сделал fall-off, посчитал новый kh.
-Зная вязкости фаз можно посчитать отношение подвижностей.
...

на одном из месторождений делал схожие по сути расчеты не имея КВД, КПД. Считал через отношение продуктивностей (безводная нефть - закачка). В принципе если ничего нет, то вариант, хотя разбег получаемых значений возможен немаленький (пластовые давления, скин и прочие нюансы...) и получить можно что угодно.

ojakov 135 16
Май 07 #14

Pwl пишет:

Все отлично изложил Виталик, если вы так делаете то вы боссы. У нас нет скважин с безводной нефтью...

blink.gif Витальчег! А ты где брал такие безводные скважтны? На Каменном штоль? Или в WY? biggrin.gifbiggrin.gifbiggrin.gif

VIT 1124 16
Май 07 #15

Pwl пишет:

Значения у тебя очень логичные получены... Можно кстати проще сделать, взять скважину недавно переведенную под нагнетание и сделать на ней КПД. Там должна быть радиальнокомпозитная модель с нефтянной и водянной зонами. Правда допущений тоже зватает, может быть две зоны с разными проницаемостями или какая нить зона не радиальной получается... rolleyes.gif


Думаю это только в учебниках можно провести анализ при радиально-композиционной модели вода-нефть, к тому же это не будет 100% нефти за фронтом воды.

ojakov 135 16
Май 07 #16

Представляю "довольную" физиономию Пола, которому говорят, что канальную скважину с дебитом NNN тонн надо закрыть на билд ап..
biggrin.gif

Pwl 372 16
Май 07 #17

VIT пишет:

А ты небось думал на Каменном мы только воду добывали tongue.gif Были такие скважины !!!
Думаю это только в учебниках можно провести анализ при радиально-композиционной модели вода-нефть, к тому же это не будет 100% нефти за фронтом воды.

Почему, в SPD, Антон, показывал мне такую скважину. Приятно в этом то, что та же инфа без потерь по нефти...

VIT 1124 16
Май 07 #18

ojakov пишет:

Представляю "довольную" физиономию Пола, которому говорят, что канальную скважину с дебитом NNN тонн надо закрыть на билд ап..
biggrin.gif


Ну мы же не беспредельщики скважины закрывать, и не обязательно канальные с дебитом NNN. Ведь можно тест сделать во время ожидания освоения, при поломке, отключении электричества и т.д. cool.gif

aver 266 16
Май 07 #19
Цитата

Ну мы же не беспредельщики скважины закрывать, и не обязательно канальные с дебитом NNN. Ведь можно тест сделать во время ожидания освоения, при поломке, отключении электричества и т.д. cool.gif

и вапче... мона стэп-рэйт тест сделать и ничего закрывать не надо будет... или марафон принчипиально тольк с остановкой гидродинамику делает wink.gif

VIT 1124 16
Май 07 #20

aver пишет:

и вапче... мона стэп-рэйт тест сделать и ничего закрывать не надо будет... или марафон принчипиально тольк с остановкой гидродинамику делает wink.gif


Интересно узнать как ты собираешься rate-step test сделать на добывающих скважинах оборудованных ЭЦН ?

aver 266 16
Май 07 #21

меняя через чпс частоту вращения двигателя.....
штуцеря скважину......

замер забойного организовать через забойный датчик на двигателе эцна

Pwl 372 16
Май 07 #22

aver пишет:

меняя через чпс частоту вращения двигателя.....
штуцеря скважину......

замер забойного организовать через забойный датчик на двигателе эцна

На добыче эти данные очень шумные получаются. У СИАМа есть такой опыт. При смене частоты, будет неустановившейся режим, дебит зависит от времени. ЗУ мерит обычно с не очень большой частотой. В итоге допущения с дебитами и качество записи могут свести на нет усилия. Хотя я смотрел, что то получается у них иногда, но месторождении не мои, поэтому правельность оценить я не смог. Хотя когда ничего не остается то что то все равно надо делать, и можно и так...
На нагнетании со штуцером попробывать можно, но ППД и так дают останавливать. Потерь прямых нет...

aver 266 16
Май 07 #23

степ-рэйт как раз и был придуман для скважин в процессе мех добычи - конкретней оборудованных ЭЦНом wink.gif

aver 266 16
Май 07 #24
Цитата

При смене частоты, будет неустановившейся режим, дебит зависит от времени. ЗУ мерит обычно с не очень большой частотой. В итоге допущения с дебитами и качество записи могут свести на нет усилия.

вот меня это больше всег угнетает - покупается афигенно хороший датчик позволяющий замерять раз в секунду значение забойного давления и при этом без возможности хранения данных sad.gif а с учетом дискретности замеров ЗУ такой КВД\КПД замер можно сразу не выежжая с куста выкидывать на помойку sad.gif
пригоняеццо дорогущий мобильный комплекс ЧПС с опреаторами и т.д. а дискретность замера ЗУ - ну далее см. выше - ллля одним словом

VIT 1124 16
Май 07 #25

Pwl пишет:

Везет вам, у вас подвижности позволяют. У меня Юра, радиаольный приток наступает после ~100 ч. Тут никакое ожидание ремонта не поможет.
А вообще у меня есть только косвенные данные, например в нагнетательных скважинах после радиального производная почти всегда уходит вверх, т.е. что там есть у чего всегда подвижность меньше, разумеется что форма фронта всегда разная, поэтому и разные характеры увеличения, но всегда вверх. И оценить численно ничего пока не получается.


Да если 100 часов для радиалки то тут только специальные исследования нужны. Не повезло вам. А то что производная вверх уходит скорее всего означает что месторождение добывает smile.gif - влияние добывающих скважин.

Рушан 768 16
Май 07 #26

Pwl пишет:

на сколько крайние точки по воде ниже крайних точек по нефти?

по PBU и PFO - в 7-10 раз.
по керну - в 5-8

Pwl 372 16
Май 07 #27

Рушан пишет:

по PBU и PFO - в 7-10 раз.
по керну - в 5-8

А на какие у вас вязкости воды и нефти?

Рушан 768 16
Май 07 #28

Pwl пишет:

А на какие у вас вязкости воды и нефти?

0.4-0.5 и 1.9-2cP

Pwl 372 16
Май 07 #29

Рушан пишет:

0.4-0.5 и 1.9-2cP

Завидую я вам, в плане данных... Можно какие то выводы - оценки даже по керну делать... Но вода у вас наверное еще не прорвалась... И важность и достоверность этих выводов пока не очень актуальна smile.gif . Но все равно цыфры хорошие... Привет Хабару... Я числа с 15 в Тюмени, готовте баньку и маньяков biggrin.gif .

Pwl 372 16
Май 07 #30

Pwl пишет:

А на какие у вас вязкости воды и нефти?

Слушай, Рушан... Сидел я тут в ванной и пришла мне в голову мысь... У вас что подвижность по воде меньше чем подвижность нефти? И это небось в гидрофильном коллекторе... Это не косяк ли?? У нас по факту наоборот. Правда в Юре...??? wacko.gif

Кстати у Ветал результ логичнее, разница в фазках в ~ в 3 раза, что похоже на разницу в вязкостях, и по воде еще и большн получиться подвижность...

Рушан 768 16
Май 07 #31

Pwl пишет:

У вас что подвижность по воде меньше чем подвижность нефти? Это не косяк ли??

не косяк. несколько меньше, нередко близки.
разница по фазкам наблюдается точно не в ~3 раза.

Pwl 372 16
Май 07 #32

Рушан пишет:

не косяк. несколько меньше, нередко близки.
разница по фазкам наблюдается точно не в ~3 раза.

Пока несколько скважин не оводниться, ничего и не узнаем smile.gif

Go to top