Мар 08
Господа, специалисты, помогите пожалуйста разобраться в следующем: каждый резервуар имеет одно неизменное значение абсолютной проницаемости (вопрос неоднородности здесь опускаем), которое показывает его проницаемость для того или иного флюида при 100% насыщенности этим флюидом, т.е. не важно сколько фаз находиться в пласте все равно абсолютная проницаемость неизменна. Однако насколько я знаю абсолютная проницаемость (то есть насыщение 100%-ое) для одного и того же скажем образца керна по газу оказывается все же несколько больше за счет эффетка Клинкенберга - как быть c такими нестыковками в теоретическом определении и реальной действительности???
Опубликовано
18 Мар 2008
Активность
40
ответов
11902
просмотра
15
участников
0
Рейтинг
Абсолютная проницаемость - это абстрактное понятие - наподобие абсолютно черного тела. Это проницаемость пласта при фильтрации идеального флюда, без физического и химического взаимодействия между породой и флюдом. Обычно за абсолютную проницаемоть принимают проницаемоть по газу (например по азоту).
Несколько больше чего становится проницаемость по газу? При нормальных иследованиях эффект Клинкенберга исключается.
проницаемость из керна определеятеся по "steady state method". То есть через образец керна пропускается какойто объем жидкости (или газа) в единицу времени и замеряется соответствующее падение давления. Дальше используя линейную форму закона Дарси определяется проницаемость.
То есть проницаемость керна - это есть расчетная величина, а не замеренная напрямую, а значит точность её определения зависит от метода расчета. Здесь встает вопрос о применимости закона Дарси для определения проницаемости, одним из допущений которого является ламинарный режим течения (около стенок присутствует слой неподвижной жидкости). Но для газа в условиях пор небольшого размера это допущение не будет корректным (около стенок не будет неподвижного слоя) и расчетная проницаемость по закону Дарси будет выше чем в случае расчета для жидкости. В этом и заключается эффект Клинкенберга.
То есть по теории получается что правильнее будет чило определенное для жидкости, либо для газа в случае высокопроницаемоых пластов (а значит и для пор большего диаметра). Поэтому проницаемость определенную по газу нужно привести к эквивалентной проницаемости по жидкости - это и будет правильным числом. Для этого строится график замеренной проницаемости по газу от обратного среднего давления по образцу. Полученная прямая экстраполируется на нулевое обратное среднее давление - полученя величина есть эквивалентная проницаемость по жидкости.
Все это (в том числе и графики) описано в одной из глав Reservoir Engineering.
Вроде нигде не ошибся.
погляди 2 источника
при замерах k по газу, если есть возможность, лучше всего использовать гелий, аргон
Правильно говорить об абсолютной Кпр как о прониц по конкретному газу с поправкой на эффект Клинкенберга. Выше верно замечено, что Кпр по водам различного состава и тем более по нефти(обычно керосину) меньше чем Кпр по газу - данные о Кпр(вода-нефть) используют в качстве калибровочных для опр фазовых проницаемостей по известным газовым проницаемостям.
Тут все дело в экономике - по газу измерять дешево и быстро, по воде - дорого и долго.
Кстати, не забудьте о поправке на пластовые условия - при увеличении давления обжима образца (и след эффективного напряжения в породе)проницаемость значительно уменьшается! В SPE на тему "экон. эффект снижения проницаемости при уменьшении порового давления " есть несколько зачетных статей.
если конкретный пример для песчаника АС брать - при обжиме 3 и 180 бар соответственно проницаемость по р-ру = 19.8 и 19.3 мДарси - т.е. снижение на 2.5%. такое снижение значительным не назовешь.
При 3 атм - 1 мД , при 100 атм - 0.1 мД. Значительно - имел ввиду низкопроницаемые коллектора. Но снижение со 100 до 95 мД - это реалии и миллионы долларов
)) Известный нам всем тов. Amaefule имеет статью в SPE по этим вопросам, рекомендую.
Точность приборов - вопрос сложный. Руководствуйся ГОСТОМ - и будет тебе точность!
В SPE на тему "экон. эффект снижения проницаемости при уменьшении порового давления " есть несколько зачетных статей
Amaefule имеет статью в SPE по этим вопросам, рекомендую
тов. vve,
можно поподробнее про статьи. хотя бы какие номера SPE.
никто толком не может объяснить про учет эффекта Клинкенберга.
Наверное именно поэтому он мало где учитывается :-)
тут немного конкретики (ровно столько, сколько мне преподали
)
или
тифф многостраничный (3 странички)
Ну во-первых эффект Клинкенберга учитывается даже студентами в лабораторных. Это такая простейшая рутина, что делается любой лабораторией при вычислении проницаемости. Не понимаю за что вообще базар идет?
А насчет разницы проницаемости на поверхности и в пластовых условиях, то стандартная практика на него забивать. Считается, что уменьшение проницаемости в пластовых условиях примерно равноценно увеличению проницаемости за счет геомеханических изменений в пласте в процессе добычи. Можно, конечно, долго обсуждать этот вопрос и везде геомеханическая составляющая разная... Сейчас ведутся обширные исследования в этом направлении. Очень актуально в условиях оффшора, трещинноватых коллекторов, а также нефтеносных "песков". Но общепринятая практика, упрощенный вариант - это считать геомеханику и разницу между пластовыми и "непластовыми" условиями взаимоисключающими (в воздействии на проницаемость).
Простите, если наковеркал что-то. Русской терминологией владею очень плохо.
Вопрос по поводу повсеместного учета эффекта Клинкенберга. Его действительно учитывают? И нужно ли это? Не так давно читал статью SPE по этому вопросу, там было показано, что значимый эффект появляется лишь при абсолютных проницаемостях меньше 10^-18 м^2, или 0,001 мД. Зачем тогда этот учет применительно к нефтянке?
Господа как от проницаемости по ГИС перейти к эффективной (по ГДИ). для оценки потенциалов скважины по ГИС.
Через относительные фазовые проницаемости.
т.е. зная текущую водонасыщенность и абсолютную по ГИС?
Теоретически да.
:) так.. а на практике кто как делает? какую водонасыщенность брать то? как теперь ее связать с текущей обводненностью) кажется где то это уже обсуждалось...
Связать с обводненностью можно через кривую фракциального потока fw=Qв/Qж=1/(1+Ko(Sw)/Muo*Muw/Kw(Sw)). Но опять-таки это доля воды в потоке в пластовых условиях, а не поверхностная обводненность.
На практике приходится эти данные брать (керн, РИГИС, история добычи) и друг к другу подгонять, так чтобы получалась реалистичная, целостная и логичная картина.
А каким методом ГИС определяется проницаемость???
Скорее надо от пористости ГИС перейти к пористости керн.
нет. то что описал Wasteland Rat подтвердили еще некоторые специалисты.
Я ж написал выше про керн. РИГИС без керна не делается.
может я не в теме, ещё раз спрошу, каким методом ГИС определяется проницаемость? Вроде только по корреляции ГИС-Керн?
ГИС - ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ исследования скважин. Они по определению не могут измерять проницаемость. Для этого нужна петрофизическая модель. А для этого нужен керн и флюиды.
А я подумал, что-то новое уже.
Для абсолютной проницаемости по ГИС не нужен керн. Нужны пористость и водонасыщенность (Гамма, акустич., плотностной), и далее по формуле либо по графику, как удобней. По ГИС можно узнать только порядок проницаемости. Более точно- керн и ГДИ (и то, только если корректный замер и есть выход на радиальность)
Аххаха. Ну пусть будет так. :))) Если не хотим различать геофизику от петрофизики и плевать, как из гамма, акустич., плотностного получается пористость и водонасыщенность.
А как из гамма получается пористость?
НГК, ННК понятно, а из гамма?
Напрямую из гаммы, конечно, ненадежно получать пористость. Но использовать ее для определения глинистости, а потом вводить поправку за глинистость при интерпретации пористости можно.
Извиняюсь, там ещё ГГК, тоже гамма, по нему вроде можно.
ГГК это и есть плотностной. По нему, зная плотность флюида и скелета, можно найти общую пористость.
С пористостью консенсус. Вернёмся к баранам :)
Что за проницаемость по ГИС. С этого началось непонимание.
Непонимание началось потому что путаете ГИС и РИГИС.
ГИС - это геофизические исследования скважин, они могут измерять уровень излучения, сопротивление, индукцию и т.п.
Для того, чтобы извлечь из ГИС информацию, необходимую для разработки (пористость, проницаемость, насыщение), нужна петрофизическая модель. Она устанавливает ВЗАИМОСВЯЗЬ между величинами, которые измеряют приборы ГИС и которые нужны нам. Для построения адекватной петрофизической модели (не "по аналогам") нужны исследования керна и флюида, иначе взаимосвязи строить не на чем. Кривые РИГИС (литология, пористость, насыщение, проницаемость) - результат наложения петрофизической модели на кривые ГИС. Проблема в проницаемость в том, что нет физических законов и зависимостей, чтобы установить ее взаимосвязь с ГИС. Если с пористостью физически всё обоснованно (если по-простому, поглощение гамма-излучения прямо связано с плотностью вещества, плотность породы наполненной флюидом прямо связана с пористостью, надо только знать плотность скелета и флюида), то с проницаемостью ничего такого нет. Тупо статистическая корреляция по керну и подгон. Поэтому говорят, мол "пористость определяется по ГИС, а проницаемость нет". На самом же деле, чисто по ГИС, без дополнительной информации, не определяется вообще ничего (полезного для разработки).
Спасибо. Мир устоял;)
чисто по ГИС, без дополнительной информации, не определяется вообще ничего (полезного для разработки).
А потокометрия? Единственный реальный метод раскидать добычу по пластам.
ПГИ не зря содержат в себе букву П, дабы отличаться от просто ГИС. :) Но формально ты прав. :)
не совсем так. Метод ЯМК не рассчитывает пористость, а именно замеряет ее. Даже без петрофизической модели вы получите адекватные данные(только не в условиях газа), кроме этого вы получите замерянное значение Кво и рассчитанную проницаемость (через Кво и Кп по эмпирическим зависимостям: Коатс, Тимур, SDR) все эти данные в благоприятных условиях достаточно неплохо коррелируются с данными керна.
Чтоб интерпретировать ЯМК, нужно вроде как знать состав флюида и породы. Просто по напряженности магнитного поля вряд ли численно пористость можно получать.
Нет, не надо. Пористость по ЯМК не зависит от литологии напрямую. Нужно знать граничное Т2, оно примерно одно для терригенки и примерно одно для карбонатов.
Чтоб интерпретировать ЯМК, нужно вроде как знать состав флюида и породы. Просто по напряженности магнитного поля вряд ли численно пористость можно получать.
Нужно не забывать что граничное значение Т2 относится к определению доли Кво в общей пористости. А сама общая пористость измеряется примерно также как и нейтронниками с примерно таким же влиянием свойств флюида в частности водородного индекса. Но зато отсутствует влияние водородных групп в структурах глин (ЯМР их просто не в состоянии видеть) и структурных особенностей других минералов что сильно искажает обычный нейтронник.