Фев 10
Здравствуйте, коллеги!
У меня возник следующий вопрос: есть модель месторождения, залегающего в терригенных коллекторах (Западная Сибирь, ЮК10 и ЮК11), хотелось бы попробовать заложить в фильтрационной модели зависимости остаточной нефтенасыщенности от ФЕС. Нет ли у кого примеров таких корреляций или источников на примете, где подобные зависимости можно было бы посмотреть?
Опубликовано
04 Фев 2010
Активность
5
ответов
5338
просмотров
4
участника
0
Рейтинг
Есть пример из прошлого опыта об отсутствии такой однопараметрической корреляции Кно из керновых исследований (Западная Сибирь, группы пластов АС, БС). Намного теснее связь между Квс и Кпр из керна.
Вопрос многопараметрической корреляции Кно, втч с помощью HFU, не исследовался. Впрочем, вряд ли следует сильно усложнять модель. Типичная Кно для тех примеров была 0.3 плюс-минус копейки...
Если из экспериментальных данных есть разброс, то лучше проверить чувствительность модели к оптимистическим (низкая Кно, много подвижной нефти) и пессимистическим (высокая Кно, мало нефти) сценариям. Производственники выберут последний вариант для случая прогнозирования остаточны запасов и ГТМ - стратегия минимакс в этом случае повышает надежность.
Rfus, самым оптимальным будет построить свои зависимости по имеющемуся керну.
Спасибо за советы!
К сожалению, ОФП обоих эксплуатационных объектов заданы по исследованиям одного образца керна и аналогией с другой площадью. Основная идея изменения остаточной нефтенасыщенности для данной модели: воспроизвести в межскважинном пространстве хорошо- и слабодренируемые зоны, т.е. уменьшить коэффициент охвата вытеснением. Вот думаю как это лучше сделать через фазовые.
И что, тут есть противоречие? :-)
Простой и упрощенный не совсем одно и то же.
2Rfus >> "воспроизвести в межскважинном пространстве хорошо- и слабодренируемые зоны..."
То есть обнаружить остаточные подвижные запасы и запланировать их извлечение, а значит вполне подойдет указанная стратегия минимакс.
Можно еще провети максимин - на оптимистической модели выбрать наихудшие кандидаты, сравнить с минимаксом и получить результат с наибольшей надежностью.
Более того, если в каком-то региончике поднять планку остаточной нефтенасыщенности, то в симуляторе эта нефть останется неподвижной не потому что зона не дренируется, а потому что нефть уже водой не вытесняется, и сделать эту нефть подвижной добуриванием скважин в этот регион (читай увеличением коэффициента охвата) невозможно. Отсюда вопрос "а зачем поднимать эту планку?", если предполагается, что по факту низкий коэффициент охвата, который уплотняющим бурением как раз таки можно увеличить.
Ну и, наконец, застойные зоны обнаруживать лучше с помощью симулятора линий тока, будь то FrontSim или 3DSL...
Обычно остаточная насыщенность не зависит от пористости и проницаемости. Она больше контролируется распределением пор, т.е. rock type. Для большинства песчаников 0.3 очень хорошая величина. Постановка эксперимента оказывает намного большее влияние: например для разных градиентов закачки на одном и том же образце может наблюдаться приличная разница.