Моделирование скважины на краю купола (вблизи ВНК)

Последнее сообщение
alex-ey 10 14
Дек 09

Собственно часто встречаются скважины вблизи ВНК. Естественно что они очень быстро наинают тянуть воду, модель обводняется моментально хотя по истории качает нефть.
Какие тут предположения:
1. ВНК находится гораздо ниже чем предпологали изначально
2. где то на линии ВНК непроницаемый барьер

Т.к. Внк опустить никто не позволит, приходится искуственно создавать барьер. Обнуляню проничаемость (вода просачивается очень быстро, приходится обнулять)
А как вы справляетесь с подобным эффектом?
Какие еще есть предположения по поводу обводнения и его предотвращения?

Гоша 1197 15
Дек 09 #1

По пункту 1. Фонд соседних скважин, вскрывших ВНК, есть? Если да, то менять ВНК противопоказано. А вот высота переходной зоны, и масштабирование Kr / Pc - запросто.
2. Смотрите каротажки, где там глинораздел у вас вообще есть? Понятно что проницаемость зададите нулевую, но лучше толщину ячеек модели выдержать в соответствии с расчленением разреза.
3. Есть такой вариант как пороговый перепад давления, запрещающий перетоки между регионами до достижения определенной разности давлений. В модели это сделать несложно, только вот этот вариант (и ему подобные фантазии) еще менее осязаемый, чем пункты 1 и 2!!! То бишь нужно никак не менее убедительно обосновать это, чем, например, отметку ВНК.

Rfus 119 12
Дек 09 #2

Что я могу добавить к предыдущему сообщению:
Посмотрите насколько хорошие у вас данные по скважинам:
1) инклинометрию проблемных скважин и как исходная траектория скважины, построенная по этим данным, пересекается с блоками сетки. Если эти данные сомнительны, то возможно скважину стоит сдвинуть на 1-2 блока от ВНК.
2) Насколько хорошие данные по перфорациям, обычно перфорации двигать по стволу разрешают. Можно сдвинуть их повыше.

Thorio 208 12
Дек 09 #3

Ещё можно поиграться с ОФП, иногда помогает.
Также, если это допустимо, можно уменьшить проницаемость Z - т.е. по вертикали.
Можно искуственно ввести скин-фактор для этой определённой скважины. Всё зависит от цели моделирования. Очень полезно посмотреть историю добычи подобных скважин, чтобы докопаться до истины - поможет.

Ещё как вариант можно поиграться с аквифером. Его ФЕС обычно мало исследуют, уменьшить пористость/проницаемость, радиус. Это уменьшит приток воды, но тогда давление будет падать быстрее.

По поводу прослоек глин - я бы не ставил там проницаемость 0, особенно если их мощность около метра.

RomanK. 2164 13
Дек 09 #4

Как мы справлялись с этой проблемой.
При всей фееричности моделирования есть два пути.
Первый путь это задавливание воды, следующим:
1. Жестокое удаление связи удалением ячеек (метод подкопа или в другом случае метод колодца или траншеи)
2. Локальное занижение водяной нитки ОФП (метод пережимания воды)
3. Метод бег перфорациями вверх
4. Метод перенести эту скважину нахер от ВНК

Второй путь, это наращивание объема нефти
1. Занижение остаточной нефтенасыщености (наращивание подвижных запасов)
2. Наращивание порового объема (наращивание порового объема)

Thorio 208 12
Дек 09 #5

Что за метод подкопа? Можно по-подробнее?

RomanK. 2164 13
Дек 09 #6

Эм. Берешь лопату и копаешь, как в твоем первом сообщении.
От геометрии происходят названия - подкоп, траншея, колодец или да, барьер.

Гоша 1197 15
Дек 09 #7

RomanK. пишет:

4. Метод перенести эту скважину нахер от ВНК


Кстати, очень может быть! Особенно, если пропишете гироскоп / уточните координаты забоя... Скважина-то древняя?

alex-ey 10 14
Дек 09 #8

скважина древняя да. но тут речь идет даже не о какойто конкретной, а о подобных случаях.
охота составить этайкий faq часто встречающихся проблем в моделировании, возможные причины и способы решения. что можно делать что нельзя, как на опыте люди борятся с теми или иными вопросами.

Mishgen 145 14
Дек 09 #9

alex-ey пишет:

скважина древняя да. но тут речь идет даже не о какойто конкретной, а о подобных случаях.
охота составить этайкий faq часто встречающихся проблем в моделировании, возможные причины и способы решения. что можно делать что нельзя, как на опыте люди борятся с теми или иными вопросами.

Математические методы (институтские) Вам уже перечислили. (Что делать нельзя или 1001 рекомендация как сделать чтоб графики совпадали, а что там с месторождением на самом деле - по барабану).

О физических ("физичных") методах:
1. Контакт (чаще всего) - минимальная глубина получения первого притока вода (верхняя граница переходной зоны). В модели мы используем FWL (зеркало воды). То есть величины разные и количество нефти "за контактом" не регламентировано. Распределение насыщенности в переходной зоне воспроизводим капиллярной кривой (получаем обратным пересчетом функцию Pc vs Sw из Sw vs Depth ... кто забыл Pc = (Rw-Ro) field *G*H где H=FWL - Depth ). А вот какая часть этой насыщенности (хоть нефти, хоть воды) подвижна определяют SWCR и SOWCR .... ими и воспроизводим историю приконтурных скважин.
2. Кто сказал что вода пластовая и вода ППД имеет одни и те же свойства? Это повод выделить SATNUM регион ЧНЗ (где в основном фильтруется вода ППД) и регион ЧЕЗ [ХЕЗ] (водоплавающая часть, влияние законтурного водоносного пласта) и при помощи двух разных фазовых воспроизвести историю (тот же метод иногда подходит для проблем конусообразования, но это отдельная тема).
3. Современная точность измерения инклинометрии не превышает 5-7м (это не считая "конкретных" проблем оцифровки и измерений на 10-15м по вертикали и 150м в сторону :-). Поднять 2-3 скважинки на 5м, снизить 2-3 скв. на 5м - вот и HM, а тех кто возмущаться начнет - к РД по измерению инклинометрии или с гироскопом на скважину.

С уважением,
Инженер

RomanK. 2164 13
Дек 09 #10

Нет принципиальной разницы.

1. Уменьшить подвижные запасы
2. Увеличить локально подвижность воды
3. Перенести скважину.

Воду в продукции можно списать за счет заколонных перетоков или переходной зоны, это видно по динамике обводненности. Также могли отрицательно сыграть проведенные ГТМ. Сама по себе модель имеет преимущество течения в плоскости X-Y чем по Z, это обосновывает увеличиние анизотропии или уменьшения коэффициента вытеснения как уменьшение недостатка разрешения модели в области скважины, здесь нет "физики". Более сложный подход, это выделение более проницаемых слоев по которым происходит более быстрый приход воды. То есть увеличения неоднородности по проницаемости. Это может быть эмулировано двойной средой, снижением коэффициента вытеснения, увеличением фазовой по воде, так что все перечисленые выше методы имеют достаточное физическое обоснование. Хотя что нам институтским лохам до настоящих пацанов.

gacol 10 13
Дек 09 #11

Гоша пишет:

По пункту 1. Фонд соседних скважин, вскрывших ВНК, есть? Если да, то менять ВНК противопоказано. А вот высота переходной зоны, и масштабирование Kr / Pc - запросто.
2. Смотрите каротажки, где там глинораздел у вас вообще есть? Понятно что проницаемость зададите нулевую, но лучше толщину ячеек модели выдержать в соответствии с расчленением разреза.
3. Есть такой вариант как пороговый перепад давления, запрещающий перетоки между регионами до достижения определенной разности давлений. В модели это сделать несложно, только вот этот вариант (и ему подобные фантазии) еще менее осязаемый, чем пункты 1 и 2!!! То бишь нужно никак не менее убедительно обосновать это, чем, например, отметку ВНК.

Мне вариант 3 нравится. Физика (на основе опыта, правда чужого) такая - битумизация контакта (ловили на керне ~4 м). Еще на оторочках Уренгойского месторождения, по отдельным площадям, плохая проводимость ВНК определялась по давлениям в близких скважинах, вскрывших нефть и воду. Так, что я за моделирование с помощью предельных градиентов!

RomanK. 2164 13
Дек 09 #12

Что вам не живется то? Какие ещё два региона и перепады давления.

Надо проанализировать две характеристики вытеснения: фактическую и модельную. По фактической определить какие мероприятия к чему привели, какие мероприятия можно проигнорировать. Вообще, оценить исторические данные, если обводненность не имеет "характерный" нарастающий вид, что-то моделировать бесполезно.

Про переходную зону актуально в ситуации обратной первому сообщению темы.

Go to top