Прогноз эффекта от ГТМ на ППД

Последнее сообщение
Shurych 13 16
Дек 08

Здравствуйте!
Возник вопрос - как спрогнозировать доп добычу нефти от ГТМ на ППД (увеличение приемистости, перевод под нагнетание) БЕЗ гидродинамической модели ?
Пока для прогноза только есть такой вариант:
предположить что закачка эффективна на 100% и что насколько увеличили закачку, настолько и получим больше жидкости; через тренд ВНФ от накопленной добычи нефти для реагирующей скважины получить доп добычу нефти от доп добычи жидкости.
Подскажите пожалуйста альтернативные варианты.

Гоша 1199 16
Дек 08 #1

А если реагирующих много.... делить как?

Могу посоветовать реализовать в Excel алгоритм: по истории добычи восстанавливаются величины a1 ... aN из системы линейных уравнений для каждой j-ой добывающей скважины Qжj=SUM(ai*Qзакi)+Q0, где Q0 - это дисбаланс системы (приток воды из-за контура, например), Qзакi - закачка в i-ю скважину...

Для ГТМов на ППД пойдет, а вот для переводов не знаю как модифицировать правильно.
Посмотрите статью SPE 75225

Впрочем это тоже модель, только не ГД, а математическая.
Другое дело, что симулятор не привлекается - значит и физика под вопросом.

Jfk 435 16
Дек 08 #2

Shurych пишет:

Здравствуйте!
Возник вопрос - как спрогнозировать доп добычу нефти от ГТМ на ППД (увеличение приемистости, перевод под нагнетание) БЕЗ гидродинамической модели ?
Пока для прогноза только есть такой вариант:
предположить что закачка эффективна на 100% и что насколько увеличили закачку, настолько и получим больше жидкости; через тренд ВНФ от накопленной добычи нефти для реагирующей скважины получить доп добычу нефти от доп добычи жидкости.
Подскажите пожалуйста альтернативные варианты.


Ты молодец что до этого допер. Это мне говорит о том что соображаешь. ph34r.gif

VIT 1124 16
Дек 08 #3

Shurych пишет:

Здравствуйте!
Возник вопрос - как спрогнозировать доп добычу нефти от ГТМ на ППД (увеличение приемистости, перевод под нагнетание) БЕЗ гидродинамической модели ?
Пока для прогноза только есть такой вариант:
предположить что закачка эффективна на 100% и что насколько увеличили закачку, настолько и получим больше жидкости; через тренд ВНФ от накопленной добычи нефти для реагирующей скважины получить доп добычу нефти от доп добычи жидкости.
Подскажите пожалуйста альтернативные варианты.


Хороший метод, только текущий ВНФ желаетельно чтобы был больше 3-4. Плюс надо показать что нет активного аквифера и/или другие нагнеталки не достаточны. Можно модифицировать метод и подставить реальные фазовые для получения функции ВНФ.

Юра Злой 90 16
Дек 08 #4

Shurych пишет:

Здравствуйте!
Возник вопрос - как спрогнозировать доп добычу нефти от ГТМ на ППД (увеличение приемистости, перевод под нагнетание) БЕЗ гидродинамической модели ?
Пока для прогноза только есть такой вариант:
предположить что закачка эффективна на 100% и что насколько увеличили закачку, настолько и получим больше жидкости; через тренд ВНФ от накопленной добычи нефти для реагирующей скважины получить доп добычу нефти от доп добычи жидкости.
Подскажите пожалуйста альтернативные варианты.

В некоторой литературе это называется нуль-размерная модель иди другими словами матбаланс. При правильном использовании уравнения матбаланса можно предскать эффект и от ввода в нагнетанание новых скв, и от увеличения примистости, и от ввода новых добывающих скважин и т.д. Можно даже учесть образование газовой шапки при падении давления ниже давления насыщения. Почему это модель? да потому что она точно также адаптируется на фактические замеры Рпл (подбиваются параметры аналитического аквифера), чтобы в будущем корректно предсказывать поведение. Отличие в том, что она реализуется буквально на коленке, в Иксель.
Вообще вещь удобная в плане экспресс-оценки, могу говорит точно за Роснефть, такой метод у нас используется, другие российские компании наверно тоже. Ну и зарубежные компании широко тоже используют, есть спец ПО, если я не ошибаюсь называется помоему MatBal, есть еще по моему VolOil... Ну а вообще повторюсь сделать можно тоже самое самому в Иксель. было бы желание.

Юра Злой 90 16
Дек 08 #5

VIT пишет:

Хороший метод, только текущий ВНФ желаетельно чтобы был больше 3-4. Плюс надо показать что нет активного аквифера и/или другие нагнеталки не достаточны. Можно модифицировать метод и подставить реальные фазовые для получения функции ВНФ.

Откуда цифры 3-4? Практический опыт? Спрашиваю потому что в любой литературе говорится о том, что экспоненциальное приближение, которое описывает отношение подвижностей нефти и воды, начинает работать с 60 %, что соответствует ВНФ чуть больше 1. Очевидно нижний порог будет зависеть от формы ОФП в каждом конкретном случае... поэтому вопрос: у вас есть видимо какойто опыт в этом плане раз вы берете цифры 3-4?Кстати давно мучает вопрос: будет ли изменяться тренд ВНФ при проведении ГТМ на фонде? Практика показывает что будет... и как это учесть при прогнозе ВНФ?

VIT 1124 16
Дек 08 #6

Юра Злой пишет:

Откуда цифры 3-4? Практический опыт? Спрашиваю потому что в любой литературе говорится о том, что экспоненциальное приближение, которое описывает отношение подвижностей нефти и воды, начинает работать с 60 %, что соответствует ВНФ чуть больше 1. Очевидно нижний порог будет зависеть от формы ОФП в каждом конкретном случае... поэтому вопрос: у вас есть видимо какойто опыт в этом плане раз вы берете цифры 3-4?Кстати давно мучает вопрос: будет ли изменяться тренд ВНФ при проведении ГТМ на фонде? Практика показывает что будет... и как это учесть при прогнозе ВНФ?


У меня отложились такие цифры раньше в то время когда я анализировал данные графики. За точность не ручаюсь. Если есть желание теоретически их обосновать то я вижу такой путь (цифры ориентировочны):

- скажем для Западной Сибири если построить fractional flow то прорыв воды будет где-то при обводненности 50-80%
- соотвественно все что мы наблюдаем до этого не соответсвует модели метода ВНФ и не может участвовать в построении прямой линии
- чтобы уверенно построить прямую линию надо несколько точек, т.е. больше накопленной жидкости. Например мы хотим чтобы промытый поровый объем был хотя бы 1.5-3 то это как раз и приведет к обводненности 65-80%, ВНФ 3-4.

К тому же обычно изменение обводненности в районе 40-70% очень чувствительно к модели, неоднородности и т.д. и эту динамику сложно предсказать. Про 60%, возможно, это как раз первая точка, когда вообще можно начинать пользоваться данным методом, но нет достаточных данных для хорошего предсказания.

Смотря какой ГТМ smile.gif

Юра Злой 90 16
Дек 08 #7

VIT пишет:

Смотря какой ГТМ smile.gif


Ну предположим имеется коллектор с определенным стабильным фондом. На этот пласт переводим под закачку скважину, пускть это будет приконтурное заводнение. По сути это приведет к повышению коэффициента охвата заводнением а значит и к более высоким извлекаемым запасам. А значит и тренд ВНФ обязательно изменится. Так можно это какимто образом учесть?

Go to top