Глубинная проба - не истина в последней инстанции. Есть факторы при которых она вообще не показатель, например насыщенная нефть. А то что со временем газовый фактор падает - вариант, что скв работает с забойным ниже давления насыщения (хотя при ваших давлениях сомневаюсь) или пробу отобрали в области двухфазного потока (что вероятно).

"Нелетучая" нефть - это расплывчатое определение. Газосодержание 130 - это не много, но и не мало. И, кстати, стоит отделить понятия "газосодержание" и "газовый фактор". Газосодержание - сколько газа расворено в нефти при заданном давлении, а газовый фактор - отношение добытого газа к нефти за заданный период. Так что газовый фактор, грубо говоря, состоит из растворенного и свободного газа и др. туда же попавшего и не обязан всегда быть равным газосодержанию

А если брать идеализированную картину с одной скважиной в куполе, давлением насыщения меньше пластового, а забойным ниже насыщения, то
газосодержание и газовый фактор будут падать. При этом газовый фактор падает от величины исходного газосодержания до тех пор пока в ПЗП не накопится газа до величины большей критической насыщенности по газу и газ станет мобильным. Тогда газовый фактор будет расти до величины большей газосодержания, а газосодержание будет соответствовать величине при текущем забойном давлении (прошу относится к описанию как к упрощенной картине).
Но, к сожалению, я не видел "реального" сопровождения замерами газа и нефти скважин с момента их начала работы, чтобы можно было такую картину показать.

Ну и такие "точечные" замеры как вы приводите - неявное свидетельство проблемы. Если бы вы имели регулярную запись дебитов нефти и газа, то...

А как вы по ГДИС ГФ определили?

У вас раньше что ли не было подозрений на газовую шапку? ГИС, испытания, RFT и т.п. Она ведь мистически не возникнет. Иначе бы не стреляли всю мощность... Да и из ваших описаний свободный газ в залежи вряд ли возможен.

Замеры дебита газа реально делали? Обычно газ - продукт побочный и его дебит не измеряют с достаточной точностью. А газовый фатор случайно не равен произведению дебита нефти на газосодержание? А если все же делали замеры, то чем, если не секрет, и при ГДИС и в работе?

Что-то я не понял, откуда газовой шапке-то взяться? Если:
"глубина больше 4400, пластовое давление около 460 атм."
"давление насыщения 130 атм."....

Если "карбонаты (возможно трещиноватые)", то с падением Рпл газ все таки вырастал бы (ГФ !),
потому что для трещин критическая газонасыщенность нулевая, и газ стал бы высвобождаться при большой депрессии.
Стало быть полность поддерживаю вопрос "газовый фатор случайно не равен произведению дебита нефти на газосодержание?"

Smart_Ice пишет:

Имеются замеры суточные с начала года по текущую дату... самое смешное что газовый фактор стабилен, а потом в прекрасный майский день за день уменьшается на 30 м3/м3, при этом дебет нефти остался прежним и даже штуцер не поменяли.
При исследованиях замеряли дебит по нефти и по газу, поэтому нетрудно было получить газовый фактор при работе в данном режиме.

Может в этот прекрасный майский день поменялись условия сепарации. Интересно еще проследить как плотность товарной нефти поменялась за этот период.

VIT пишет:

Может в этот прекрасный майский день поменялись условия сепарации. Интересно еще проследить как плотность товарной нефти поменялась за этот период.

+1
Хотя 130 и 80... одними условиями сепарации трудно добиться

Какие у вас плотности нефти и газа? Достаточно тяжелая нефть может иметь довольно высокое давление насыщения, и даже при Ваших 130 кубах оказаться с шапкой. Тем более, что при глубинах ниже 4400м у Вас наверное, и температура пластовая немаленькая.

77 по результатам ГДИС? Так то 81 и 77 небольшая совсем разница.

Eugene пишет:

А как вы по ГДИС ГФ определили?

Мне тоже интересно!!!

Smart_Ice пишет:

Температура около 86 град. С. Давление насыщения, как я писал выше 130 атм.

а какая плотность нефти в поверхностных усл.? и газа тоже?

Какие были условия сепарации при проведении исследований и после?

Как уже много раз отмечалось, Ваши замеры ГФ не равны ли произведению дебита на газосодержание?
Проводилось ли поинтервальное опробирование скважины? Если да, то посмотрев результаты, Вы сможете понять есть ли все-таки шапка

Складывается впечатление, что все ваши вариации с ГФ связаны не с загадками природы, а с загадками измерений дебитов нефти и газа.

Рассчитывайте на точность +-50% в ГФ и все нормально

Smart_Ice пишет:

Просто отчет включает результаты замера рабочих параметров и давления по стволу скважины.
Разве только снятие КВД и КВУ имеет право называться гидродинамическим исследованием?

есть хорошее слово - испытание скважин...просто чтоб не путаться с ГДИСами

Smart_Ice пишет:

О_о меня несколько смущает такая формулировка, потому как не логично... произведение дебита жидкости на газосодержание в лучшем случае даст дебит газа, но никак не газовый фактор (ГФ)... Неужели так делают? но все же проверил и констатирую, что не равны.

Прошу прощения. неправильно выразилась. Имела ввиду, не равна ли добыча газа произведению добычи нефти на газосодержание. ну и, соотвественно ГФ вычисляется и становится равным газосодержанию. Какое удивительное совпадение! И все хлопают в ладоши. так бывает, к сожалению.

Вообще, у Вас все очень даже красиво и газовый фактор и давления. Так что, если действительно велись замеры ГФ, то дело в погрешности его измерения. Ни о какой газовой шапке говорить не приходится. Не те у вас давления и газосодержания для этого. Если бы она была, то ГФ у вас бы за 500, скорее всего зашкаливал. Хотя и в этом случае во всех отчетах могут красиво рисовать нужную, а не фактическую цифру.

Я бы в Вашем случае, наверное, все-таки не мудрствовала лукаво, а дала бы +-25% погрешности на замер ГФ. И тогда цифры у Вас более-менее бьются.
А истинные причины часто кроются в человеческом факторе. Для этого надо на промысле поработать и уметь по душам с персоналом цехов разговаривать. Насколько я поняла в Вашей ситуации это что-то совсем невероятное. У нас был случай - у геолга цеха днюха была - это в шахматке написано! - нагнеталку на радостях закрыли. И через месяц удивляются, а что это у нас добыча падает?

Заголосовано тут. Взято отсюда.
Вот такая серьзная статья с серьезными и пессимистичными прогнозами... Кто что думает...?

Smart_Ice пишет:

Я понимаю, что данные возможно исказили на промысле... но их присылают мне за подписью директора этой дочерней конторы и мне нужно что-то этому противопоставить.

Не, ну если директор подписал то какие тут разговоры. Дело толмача не думать, а объяснять что царь говорит

Ну а если серьезно, то как же условия сепарации не меняются если, например, одни замеры производились зимой, а другие в мае, может и солнышко грело уже

Опять же надо посмотреть одно и тоже оборудование ли использовалось, те же люди или нет.
"Плотность газа (относительная) - 0,995" - весьма высокая цифра так что тут есть простор для маневра. Делали ли они пересчет на эту плотность в обоих случаях, отбирали ли пробы. Вообще что касается газового фактора тут часто человеческий фактор играет. Помню у нас ЗУ как пришли с завода так и работали с заводской плотностью, нефть кое как выставили где-то, а до газа руки не дошли. Одна из причин это то что у нас инструкции или академики пишут в которых без известного дела не разберешься, или вообще не понятно кто, напишут филькину грамоту на полстраницы и все.

Если же все подтвердится значит как вариант у вас возможен градиент свойств нефти по вертикали. Т.е. более легкую нефть с шапки вы добыли, теперь пошла та что глубже залегала.

П.С. ГФ сложный зверь, на одном месторождении где я работал так никогда и не смог понять почти ничего из наблюдаемого

VIT пишет:

Если же все подтвердится значит как вариант у вас возможен градиент свойств нефти по вертикали. Т.е. более легкую нефть с шапки вы добыли, теперь пошла та что глубже залегала.

для того чтобы газосодержание так сильно поменялось с глубиной нужна мощность ой-ой-ой Идея очень хорошая, но вряд ли они одной скважиной метров 100 вскрыли

Irina пишет:

для того чтобы газосодержание так сильно поменялось с глубиной нужна мощность ой-ой-ой Идея очень хорошая, но вряд ли они одной скважиной метров 100 вскрыли

Не обязательно, мощность пласта может быть любой, изменения завязаны на oil column. А для легких нефтей очень часто наблюдается градиент свойств.

Smart_Ice пишет:

Мощность там конечно приличная больше 60 м., но чтобы газовый фактор три месяца стабильно держался на отметке в 104 м3 и за день решил упасть до 73 м3 верится с трудом=)

Такое может наблюдаться в случае подтягивания газового конуса из газовой шапки читать здесь - , поскольку скважина окончена в нефтяной части пласта (скорее всего много ниже газовой шапки) ее наличие могло быть не диагностировано. Разница 104 и 73 существенна, при измерениях на прувере обычно для black-oil таких колебаний не бывает (для летучих нефтей при измерении на прувере погрешность может быть весьма существенной так при фактическом газовом факторе 700 на различных измерениях он колебался от 600 до 800 - здесь действительно значительное влияние оказывают условия сепарации). Подтягивание конуса можно объяснить высокими отборами и типом коллектора.Schlumberger___Introduction_to_Well_Testing.pdf

kochichiro пишет:

Такое может наблюдаться в случае подтягивания газового конуса из газовой шапки читать здесь -

Там говорится о подготовке скважины к проведению исследования, когда постепенно уменьшают штуцер для того, чтобы добиться однофазного потока в месте отбора проб.
На сколько можно понять из постов автора, о смене штуцера речи не велось.
Да и газовая шапка маловероятна. слишком уж газовый фактор невелик

А можно выложить весь мануал, а не только одну страничку

глубинные в пределах погрешности отбора/замера.
Газосодержание то по какому разгазированию замерено?
А ГДИ врут, и врут те, кто мериют в особенности!

ViTech пишет:

Суть проблемы:
месторождение нелетучей нефти, пробурена одна скважина, судя по данным залежь небольшая, карбонаты (возможно трещиноватые), нет активного притока из аквифера (давление падает довольно интенсивно), глубина больше 4400, пластовое давление около 460 атм.
В первый месяц эксплуатации отобрали глубинную пробу: давление насыщения 130 атм. (при пластовой температуре). Газовый фактор 130 м3/м3, по результатам ГДИС точно такой же.
Через четыре месяца повторно отобрали глубинную пробу: газовый фактор - 120 м3/м3. По результам ГДИС 81,8. Передают в базу данных передают 100 м3/м3.
Последующие месяцы газовый фактор падает при неизменно высоком уровне добычи нефти и к лету достигает 77 м3/м3.

Вопрос:
Мистика это или на это есть причины?=)
(перелопатил книжки и ничего близкого найти не смог, повторить историю с падением ГФ на модели не получается.... скважина построена практически в самом куполе залежи.)

в бомбе PVT наблюдал расслоение нефти при таких давлениях на "темную" и "светлую" фазы. Суть в том, что тяжелые УВ практически нерастворимы в метане.
Итак, гипотеза: в пластовых условиях имеем 2 подвижные фазы "светлую" и "темную". "Темная" фаза имеет подвижность гораздо меньшую чем "светлая" вследствие гораздо большей вязкости. В связи с этим скважина работает в пульсирующем режиме из-за опережающей фильтрации "светлой" фазы. В связи с этим имеем непостоянный во времени газовый фактор, поскольку "светлая" фаза имеет гораздо большую газонасыщенность нежели "темная". Но на устье это незаметно, поскольку вы оперируете суточными дебитами нефти и газа.

Теперь представим реакцию людей, что отбирают у вас глубинки: во всех трех (или сколько там) пробах (скорее всего) разные газовые факторы и составы нефти и газа! 8-0
В результате и пишем то, что первым придет в голову.

Попробуйте дать заказ на глубинки другой сервисной компании и предупредите о возможных проблемах с отбором проб. Если я прав выложите результаты здесь, очень интересно!

Gladix пишет:

в бомбе PVT наблюдал расслоение нефти при таких давлениях на "темную" и "светлую" фазы. Суть в том, что тяжелые УВ практически нерастворимы в метане.
Итак, гипотеза: в пластовых условиях имеем 2 подвижные фазы "светлую" и "темную". "Темная" фаза имеет подвижность гораздо меньшую чем "светлая" вследствие гораздо большей вязкости. В связи с этим скважина работает в пульсирующем режиме из-за опережающей фильтрации "светлой" фазы. В связи с этим имеем непостоянный во времени газовый фактор, поскольку "светлая" фаза имеет гораздо большую газонасыщенность нежели "темная". Но на устье это незаметно, поскольку вы оперируете суточными дебитами нефти и газа.

А Вы часто такое расслоение наблюдали? Я думаю, что это все-таки не типичный случай.
Если следовать Вашей гипотезе, то в пласте будет иметь место уже даже не 3-фазный, а 4-фазный поток, что еще больше усложнит и без того не самую простую теорию многофазной фильтрации.

Smart_Ice пишет:

Глубинные пробы довольно достоверны, расхождение величин пластового газового фактора по результатам двух исследований 7%.
Я считаю это довольно надежным и при проектировании использовал пластовый газовый фактор.
Пластовый газовый фактор был получен по результатам дифференциального разгазирования.

А ГДИ действительно врут и ДИКТ похоже очень неточное оборудование=)
Но стоит здесь отметить, что при ГДИ замеряется рабочий газовый фактор, а при PVT исследованиях пластовый газовый фактор.

Вот я не зря спросил про вид разгазирования. Газовый фактор по ГДИС нужно сравнивать не с дифференциальным разгазированием а с лабораторной ступенчатой сепарацией. Тогда это будет правильным подходом. А газосодержание по диф. разг. всегда выше ступенчатой сепарации (и ГФ ГДИС).

Нет такого понятия "пластовый газовый фактор". Есть газосодержание пластовой нефти. Оно может отличаться от вида разгазирования. На сепараторе определяют газовый фактор - фактор, потому что к реальному газосодержанию пластовой системы он может иметь мало отношения (особенно при двухфазной системе в пласте).

visual73 пишет:

Вот я не зря спросил про вид разгазирования. Газовый фактор по ГДИС нужно сравнивать не с дифференциальным разгазированием а с лабораторной ступенчатой сепарацией. Тогда это будет правильным подходом. А газосодержание по диф. разг. всегда выше ступенчатой сепарации (и ГФ ГДИС).

Нет такого понятия "пластовый газовый фактор". Есть газосодержание пластовой нефти. Оно может отличаться от вида разгазирования. На сепараторе определяют газовый фактор - фактор, потому что к реальному газосодержанию пластовой системы он может иметь мало отношения (особенно при двухфазной системе в пласте).

Ну Вы же специалист в этом. Вы же понимаете, что для такого низкого газосодержания не будет принципиальной разницы между диффернциальным разгазированием и ступенчатой сепарацией, по крайней мере, о 30%, о которых говорил автор, речи точно быть не может. Зачем к копейкам придираться?

Irina пишет:

А Вы часто такое расслоение наблюдали? Я думаю, что это все-таки не типичный случай.
Если следовать Вашей гипотезе, то в пласте будет иметь место уже даже не 3-фазный, а 4-фазный поток, что еще больше усложнит и без того не самую простую теорию многофазной фильтрации.

Если бы 1 раз, то не писал бы.
А жизнь на самом деле не так уж и проста...
Как экспериментатору мне часто приходится не учитывать некоторые вещи, но это не значит что они не существуют...

Gladix пишет:

Если бы 1 раз, то не писал бы.
А жизнь на самом деле не так уж и проста...
Как экспериментатору мне часто приходится не учитывать некоторые вещи, но это не значит что они не существуют...

Я пока для себя не решила, это жизнь такая сложная или когда что-то становится слишком сложным, мы просто чего-то не понимаем и движемся не в том направлении
Допустим, что при повышенном давлении , с одной стороны, часть более легких углеводородов растворилась в газе, с другой, часть газа, наоборот, обратилась в жидкость, образовав таким образом 2 новые жидкие фазы. Я правильно мысль уловила? Тогда следующий шаг - моделирование. я не уверена в том, что композиционная модель отобразит адекватно физику. и уверена, что "black oil" точно не позволит смоделировать 2 жидкие УВ фазы с разными свойствами. Следовательно возникает проблема, как адаптировать модель (и какую модель) под эту гипотезу.
Я надеюсь, что я не слишком далеко ухожу от темы, предложенной автором.

Irina пишет:

Я пока для себя не решила, это жизнь такая сложная или когда что-то становится слишком сложным, мы просто чего-то не понимаем и движемся не в том направлении
Допустим, что при повышенном давлении , с одной стороны, часть более легких углеводородов растворилась в газе, с другой, часть газа, наоборот, обратилась в жидкость, образовав таким образом 2 новые жидкие фазы. Я правильно мысль уловила? Тогда следующий шаг - моделирование. я не уверена в том, что композиционная модель отобразит адекватно физику. и уверена, что "black oil" точно не позволит смоделировать 2 жидкие УВ фазы с разными свойствами. Следовательно возникает проблема, как адаптировать модель (и какую модель) под эту гипотезу.
Я надеюсь, что я не слишком далеко ухожу от темы, предложенной автором.

Нет, вы неправильно поняли. Для простоты - давайте представим что у нас есть 3 чистых жидкости:
1. Изопропиловый спирт
2. Бензин
3. Вода.
Изопропиловый спирт растворяется и в воде и в бензине. но если вы добавите воду в смесь бензина с изопропиловым спиртом, то немедленно бОльшая часть спирта из бензина перейдет в воду, а смесь трех компонентов расслоится на 2 жидкости!
Так и в нефти, в которой растворены тяжелые УВ, нерастворимые в метане. Добавление в флюид метана приведет к его расслоению на 2 жидкости, 1-я: с1-с10(например) 2-я: с6 - с...(много)

Irina пишет:

Ну Вы же специалист в этом. Вы же понимаете, что для такого низкого газосодержания не будет принципиальной разницы между диффернциальным разгазированием и ступенчатой сепарацией, по крайней мере, о 30%, о которых говорил автор, речи точно быть не может. Зачем к копейкам придираться?

Утю-утю! Какие мы ехидные! Зубки каждый день наверно точите, штобы кусали лучче

Ну а если взять реальные 20% разницы да плюс ошибка эксперимента + ошибка ГДИС. Как раз на 30 и вылазием, нет? (месторождение Ждановское, GORступ=113, GORдиф=133 м3/м3)

PS до специалиста мне далеко Специалисты за рубежом работают, а мы тута в глуши...

Конечно не так всё просто, нужно изучать систему и вопросы снимутся. Скорее тут многофакторное влияние ))
Ещё разок нужно PVT сделать в другой лаборатории, и пощупать ГДИС (тама скорее собака порылась).

А по поводу расслоения....На такой глубине нет дифференциации флюида по плотности в стандартных условиях.
Думается мне что помрёт залежь скоро. - 50/50 )))

visual73 пишет:

На такой глубине нет дифференциации флюида по плотности в стандартных условиях.

Не понял этой сентенции. Поясните как вы пришли к такому выводу?

visual73 пишет:

Утю-утю! Какие мы ехидные! Зубки каждый день наверно точите, штобы кусали лучче

Напрасно Вы так, ничего подобного. вот если бы захотела поехидничать, поверьте, мало бы не показалось.
и про специалиста я вполне серьезно. когда человек понимает, о чем пишет, это сразу заметно.

visual73 пишет:

Думается мне что помрёт залежь скоро. - 50/50 )))

Хех... Напомнило:
У блондинки спрашивают:
-Какова вероятность того, что вы выйдя из дома найдете бриллиант в 1000 карат?
- 50/50, - говорит блондинка.
- Почему?
- Ну, либо найду, либо нет!
)))))

visual73 пишет:

Думается мне что помрёт залежь скоро. - 50/50 )))

Откуда такие выводы? Учитывая, что косяк, скорее всего, в ГДИСовских замерах, как можно делать выводы о дальнейшем поведении всей залежи, не имея о ней никаких других данных кроме неполных PVT?

Irina
спасибо за комплимент , больше правда никто не ценит .

Gladix, Irina
по поводу "50/50" - это конечно шутка, поэтому так и написал. Про блондинку хороший анек, точно к месту
А написал я про это потому что исследовал я одну такую залежь на одном месторождении: и глубины большие, и газосодержание невысокое , и очень лёгкая нефтишка... померла старушка. Конечно на все 100 согласен что это ерунда. Но замечу что на больших глубинах всё как-то по большей части высоконасыщенные флюиды или газы встречаются, а эти...хрен их знает ))) ... не укладываются в одну теорию о нефтеобразовании )))

Irina пишет:

На такой глубине нет дифференциации флюида по плотности в стандартных условиях.

Тогда, более развернуто, так: если залежь массивная и не глубоко, то иногда встречается дифференциация плотности флюида от глубины, например наверху залежи нефть 850 кг/м3, а ближе к контакту 880 - всё это плотности нефти в стандартных условиях, допустим при одинаковых условиях промысловой сепарации.
Я же писал про то что на больших глубинах нет такой дифференциации - напр. при высоте залежи 1,5 км, плотность разгазированной нефти будет одна и таже в кровле и на контакте.

visual73 пишет:

то на больших глубинах всё как-то по большей части высоконасыщенные флюиды или газы встречаются, а эти...хрен их знает ))) ... не укладываются в одну теорию о нефтеобразовании )))
Тогда, более развернуто, так: если залежь массивная и не глубоко, то иногда встречается дифференциация плотности флюида от глубины, например наверху залежи нефть 850 кг/м3, а ближе к контакту 880 - всё это плотности нефти в стандартных условиях, допустим при одинаковых условиях промысловой сепарации.
Я же писал про то что на больших глубинах нет такой дифференциации - напр. при высоте залежи 1,5 км, плотность разгазированной нефти будет одна и таже в кровле и на контакте.

Действительно, в случае который я описал, должна наблюдаться дифференциация плотности от глубины. Но представим ситуацию когда работает 1 высокопроницаемый пропласток, прихватывающий флюид то более плотный (снизу) то более легкий (сверху). Вполне получится описанная мной картина, не так ли?

Gladix пишет:

Вполне получится описанная мной картина, не так ли?

не заморачивайтесь на выдумывании новых теорий, тем более на мой взгляд чушь это, нету там дифференциации, неету. Тем более доказать всё это будет ой как сложно на гкз и цкр - примеры есть доказанные из жизни? нет? А тут есть доказательства кроме предположений? Нет? тогда никаких шансов
Лучше копайте ГДИС и делайте повторно PVT.

Есть хорошее правило "бритва Оккама"
Не следует привлекать новые сущности без самой крайней на то необходимости

Другими словами, чем проше решение проблеми, тем больше шансов, что оно верное,
так что проблема скорее в пробах, а чем в геологии

Что касается вертикальнои дифферензиации флюида по плотности, то она имеет место при большои высоте залежи до глубин с "критическими" условиями.
Естественно, чем "богаче" состав нефти, т.е. больше контраст компонентов по молекулярнои массе , тем выраженнее будет эта дифференциация

visual73 пишет:

не заморачивайтесь на выдумывании новых теорий, тем более на мой взгляд чушь это, нету там дифференциации, неету. Тем более доказать всё это будет ой как сложно на гкз и цкр - примеры есть доказанные из жизни? нет? А тут есть доказательства кроме предположений? Нет? тогда никаких шансов
Лучше копайте ГДИС и делайте повторно PVT.

Убедил.

Unknown пишет:

Есть хорошее правило "бритва Оккама"
Не следует привлекать новые сущности без самой крайней на то необходимости

+100

Unknown пишет:

Есть хорошее правило "бритва Оккама"
Не следует привлекать новые сущности без самой крайней на то необходимости

Другими словами, чем проше решение проблеми, тем больше шансов, что оно верное,
так что проблема скорее в пробах, а чем в геологии

Однако, я не вижу ничего плохого в том, чтобы иногда "потрясти" голиафов от науки. Ведь повторяя всюду что-то типа "Маскет-это голова!" врядли сам станешь умнее...
Поэтому - хоть и немного бредовая - но все же идея...