Аномальное поведение обводненности в модели при увеличении отборов

Последнее сообщение
Gushez 37 12
Мар 09

Настраиваю двухфазную модель. Возникла проблема. последние несколько лет, на месторождении активно применялись интенсификации.
При этом по факту получается рост обводненности. Однако в в модели наоборот с увеличением отборов обводненность уменьшается.
Из за этого не получается точно настроить текущую добычу за последний год. Месторождение находится на завершающей стадии разработки,
обводненность 98%. Из за этого, невязка обводненности даже на 1% дает огромную невязку добычи нефти. На начало последнего года,
нефтенасыщенность выше остаточной примерно на 10%. При этом зачастую наблюдается миграция нефти в кровельную часть пласта.
Ктонибудь может сказать, в чем может быть дело? Очень хочется настроить модель грамотно, без применения
некорректных методов.
Вязкость нефть 1,7, проницаемость около 100 мД.

Заранее благодарю.

Гоша 1197 15
Мар 09 #1

Что-то я может не понимаю - но обводненность 98% уже считается пределом рентабельности... Какая-то слишком поздняя стадия разработки. А что с фазовыми проницаемостями?
Миграция в кровельную часть - какие плотности заданы, находится ли модель изначально в равновесии (если инициализировать и посчитать без скважин)?

Ну и заключительный вопрос - в каком симуляторе моделируете, российском? забугорном?

Gushez 37 12
Мар 09 #2

Гоша пишет:

Что-то я может не понимаю - но обводненность 98% уже считается пределом рентабельности... Какая-то слишком поздняя стадия разработки. А что с фазовыми проницаемостями?
Миграция в кровельную часть - какие плотности заданы, находится ли модель изначально в равновесии (если инициализировать и посчитать без скважин)?

Ну и заключительный вопрос - в каком симуляторе моделируете, российском? забугорном?


Ну собственно согласен, поздняя. Уточню, обводненность не 98%, а 97%smile.gif Месторождение работает как раз за счет интенсификаций. Фазовые проницаемости классические.
Плотность нефти 0,857, воды, 1,02 т/м3. Изначально модель в равновесии. Симулятор - эклипс.

Уж не знаю можно или нет, фазовые приведу прямо здесь.
Sw Water Oil
0.2 0 1
0.27 0 0.771
0.391 0.028 0.4
0.42 0.044 0.3
0.459 0.059 0.202
0.5 0.088 0.122
0.541 0.119 0.07
0.568 0.150 0.031
0.609 0.198 0.009
0.67 0.320 0
0.715 0.413 0
0.783 0.539 0
1 1 0

Nettler 33 13
Мар 09 #3

Gushez пишет:

Настраиваю двухфазную модель. Возникла проблема. последние несколько лет, на месторождении активно применялись интенсификации.
При этом по факту получается рост обводненности. Однако в в модели наоборот с увеличением отборов обводненность уменьшается.


какие виды интенсификации проводятся? Если ГРП то по факту возможны прорывы в обводненные пласты, которые в модели не учтены. проводится ли интенсификация скважин ППД?

mishgan 130 14
Мар 09 #4

это нормальный "модельный" эффект. За счет увеличения отборов происходит снижение давления в околоскважинной области и "высвобождается" упругий запас нефти, поэтому на модели практически всегда увеличение отборов приводит к снижению проницаемости, зачастую к кратковременному, но снижению. К тому же модель фазовых проницаемостей в периоды работы скважины с обводненностями (95-100%), как бы сказать помягче, не совсем отражают реальность. Но это лирика... По существу, бросилось в глаза, что насыщенность текущая на 10% выше остаточной, обводненность 97%, а фазовая по воде в 5 раз больше чем фазовая по нефти. Как у вас с таким соотношением фазовых обводненность составляет 97%? И не кажется ли вам, что текущая насыщеность велика?

Gushez 37 12
Мар 09 #5

mishgan пишет:

К тому же модель фазовых проницаемостей в периоды работы скважины с обводненностями (95-100%), как бы сказать помягче, не совсем отражают реальность.


Вот об этом можно поподробнее, если не трудно?

И я не понял слегка, обводненность 97%, при том что фазовая по воде в 5 раз выше чем по нефти, это много или мало?

mishgan 130 14
Мар 09 #6

Gushez пишет:

Вот об этом можно поподробнее, если не трудно?

И я не понял слегка, обводненность 97%, при том что фазовая по воде в 5 раз выше чем по нефти, это много или мало?


посчитайте отношение подвижностей воды и жидкости (подвижность это прониц/вязкость). врядли у вас 0,97 получится, будет примерно около 0,9.
По поводу фазовых, надо понимать, что это все го лишь модель, которая неплохо описывает реальность. Реальности никто не знает)), но врядли в каждой поре идет такой вот плавный доотмыв нефти, как по фазовым проницаемостям. У меня в голове другая модельная картинка этого процесса. Полно поровых каналов разной проводимости. При вытеснении нефти водой в каждом поровом канале происходит Поршневое вытеснение, но в связи с разной проводимостью каналов содержание воды в продукции растет плавно. Это поведение динамики роста содержания воды в продукции неплохо описывается моделью фазовых проницаемостей. Но при обводненности 90-95-100% (зависит от повижностей) модель фазовых дает слишком долгий доотмыв (хвосты обводненности 95-98% тянутся годами, десятилетиями, столетиями... Бред, но те кто занимается проектированием, часто сталкиваются с этим. В реальности я не видел такого поведения обводненности на факте. А при высокой вязкости рост обводненности стремительный, и до 100% доходит быстро и логично, что не подтверждается моделью фазовых проницаемостей.

Вобще это тема отдельной дискуссии, и вопросы эти немного на форуме затрагивались. Только я попросил бы отдельных товарищей меня правильно понимать. Я ни в коем случае не говорю, что модели дерьмо (хотя, по большому счету, это недалеко от истины)). Я всего лишь говорю, что есть диапазон, в котором их более-менее корректно применять. Диапазон больших обводненностей туда не входит.

Гоша 1197 15
Мар 09 #7

mishgan пишет:

Вобще это тема отдельной дискуссии, и вопросы эти немного на форуме затрагивались. Только я попросил бы отдельных товарищей меня правильно понимать. Я ни в коем случае не говорю, что модели дерьмо (хотя, по большому счету, это недалеко от истины)). Я всего лишь говорю, что есть диапазон, в котором их более-менее корректно применять. Диапазон больших обводненностей туда не входит.


У фразы "все модели неверны" (С) есть продолжение - "но какие из них полезны?" Так что все верно

RomanK. 2164 13
Мар 09 #8

Измените коэффициент вытеснения на тысячную.
В вашей модели есть запасы нефти которых по факту нет
Вместо
0.67 0.320 0
Пробуйте
0.665 0.320 0
И так далее...

Go to top