Проблемы с капиллярным давлением

Последнее сообщение
beloil 45 14
Авг 10

Всем добры день.
Возникли некоторые трудности с анализом результатов капиллярного давления.
Ситуация такая.Имеется набор результатов анализа капиллярного давления методом закачки ртути.По получившимся данным была построена зависимость J-функции от нормализованной насыщенности смачиваемой фазы.
Затем я решил преобразовать полученное капиллярное давление в высоту над ВНК.Для этого все капиллярные давления перевел в reservoir condition и рассчитал Height above oil water contact (H=Pc(pw - po) ). Однако результаты удивили меня - высота переходной зоны порядка 180 метров, притом что мощность залежи всего 60 метров.Да,можно предположить,что неправильно определен ВНК (и на самом деле он ниже), т.к не одной скважиной он не подсечен.Но если исходить из расчетной высоты переходной зоны, то т.к падение пластов не очень большое площадь нефтеносности - просто огромная.
Кто сталкивался с такой проблемой? Какие есть мысли на этот счет?
Если методика внесения некой поправки для того,чтобы получить приемлемую величину высоты переходной зоны?

lemon 133 13
Авг 10 #1

Какая проницаемость пласта? Если до 10 мД, то результат вполне правдоподобный. Второй важный вопрос - какой угол и натяжение использовал для пересчета в "reservoir conditions".

beloil 45 14
Авг 10 #2

Проницаемость по керну изменяется в широких пределах: от доли мД до 70 мД.
Для пересчета в пластовые услоя использовал следующие значения:
surface tension - 30 дин/см
contact angle - 30 degree

panchik 215 11
Авг 10 #3

beloil пишет:

Проницаемость по керну изменяется в широких пределах: от доли мД до 70 мД.
Для пересчета в пластовые услоя использовал следующие значения:
surface tension - 30 дин/см
contact angle - 30 degree


Первым делом я бы проверил единицы измерения.

beloil 45 14
Авг 10 #4

Да вроде с единицами измерения все в порядке.

lemon 133 13
Авг 10 #5

beloil пишет:

Проницаемость по керну изменяется в широких пределах: от доли мД до 70 мД.
Для пересчета в пластовые услоя использовал следующие значения:
surface tension - 30 дин/см
contact angle - 30 degree

Это понятно. А для ртути? По идее для ртути TcosQ = 367, а для вода-нефть TcosQ = 26. Таким образом, Pres = Plab*(26/367) или Pres = 0,071*Plab. У тебя так?

ShadowRaven 620 13
Авг 10 #6

beloil пишет:

Проницаемость по керну изменяется в широких пределах: от доли мД до 70 мД.
Для пересчета в пластовые услоя использовал следующие значения:
surface tension - 30 дин/см
contact angle - 30 degree


Проницаемость меняется на два порядка. Высота залежи будет зависеть от того насколько "однородным" предполагается пласт
Чем ниже К - тем больше переходная зона. У Вас вероятно серия капиллярок, по какой из них определялся ВНК?

Второй момент - ртутная порометрия может сильно отличаться от других методов, например центрифугирования или ЯМР. Если в породе присутствует иллит, особенно его "крупнокристаллические" разновидности (тонкие нитевидные образования), то ртутный метод не буде самым надежным.

beloil 45 14
Авг 10 #7

To panchik
Совершенно верно, для воздух-ртуть произведение 367, для вода-нефть - 26. С этим все в порядке.

To ShadowRaven
Да,имеется серия капиллярок.Практически все имеют максимальное значение 55-68 атм (800-1000 psi). Если это перевести в высоту над контактом получим около 170-180 м. (разность плотностей небольшая)
Согласен,что пористость может серьезно отличаться.Поэтому для выборки керна использовал статистические методы в сравнение с пористостью по каротажу (в интервалах отбора керна).

beloil 45 14
Авг 10 #8

Проверил еще раз все.
Попробовал пересчитать высоту переходной зоны (height above OWC) как из исходных капиллярных давлений, так и выразив ее через полученную J-функцию. Результаты схожи - высота переходной зоны свыше 100 м. Как быть - ума не приложу. Вижу только один выход - вручную уменьшать капиллярное давление. Но как это обосновать? wacko.gif
У кого есть еще какие идеи?

VIT 1124 15
Авг 10 #9

beloil пишет:

Проверил еще раз все.
Попробовал пересчитать высоту переходной зоны (height above OWC) как из исходных капиллярных давлений, так и выразив ее через полученную J-функцию. Результаты схожи - высота переходной зоны свыше 100 м. Как быть - ума не приложу. Вижу только один выход - вручную уменьшать капиллярное давление. Но как это обосновать? wacko.gif
У кого есть еще какие идеи?


Ртутные капиллярки не совсем корректно использовать для J функции и предсказания насыщения. Если вы посмотрите на остаточное насыщение по ртути оно может быть очень близко к 5-15% чего не наблюдается при других методах исследований. Основными проблемами являются большие давления достижимые при ртутном методе и то что воздух является сжимаемой фазой что не есть гуд. Лучше всего использовать porous plate (мембранный, кажется по-русски) метод. В некоторых случаях центрифуга может дать неплохие результаты, но там надо смотреть внимательно (уже как то обсуждалось на форуме).

Myp3uJIKA 237 15
Сен 10 #10

VIT пишет:

Ртутные капиллярки не совсем корректно использовать для J функции и предсказания насыщения. Если вы посмотрите на остаточное насыщение по ртути оно может быть очень близко к 5-15% чего не наблюдается при других методах исследований. Основными проблемами являются большие давления достижимые при ртутном методе и то что воздух является сжимаемой фазой что не есть гуд. Лучше всего использовать porous plate (мембранный, кажется по-русски) метод. В некоторых случаях центрифуга может дать неплохие результаты, но там надо смотреть внимательно (уже как то обсуждалось на форуме).

1. Остаточное насыщение 5-15% ни о чем не говорит применительно к J-функции. Или вы хотите сказать что поведение в районе средних значений Sw тоже аномальное?
2топикстартеру:

2. что такое маленькая разность плотностей? какая? вы что добываете? smile.gif
3. Капиллярное давление считается от FWL, а не от OWC, запомните это и, как любит говорить тов. DmitryB, "не позорьтесь".
4. ВНК каждый понимает по-разному, смотря какая точка зрения рассматривается. В чистой теории (читайте мануалы ХВ) OWC это самая верхняя точка где Sw=1 и Pc<>0. У нас при подсчетах и разработке под ВНК понимается уровень Рс, где Sw=1-Sor, то есть уровень извлекаемых запасов.
5. Высота переходной зоны разная в каждой вертикали проведенной через пласт. Ибо ВНК это поверхность, а не плоскость.
6. Определив Рс, соответствующее ВНК (согласно вашим представлениям о ВНК и вашей J), вы можете посчитать высоту ВНК над FWL по несложной формуле вида h=pc/(row-roo)/g. Ну и аналогично любую высоту, какая вам там нужна.

ShadowRaven 620 13
Сен 10 #11

если правильно понял вы накладываете на капиллярку Sw рассчитанное по ГИС в пласте (в низ по падению пласт предполагается однородный). Вариант с изменением рассчетного Sw не расматривается?

ShadowRaven 620 13
Сен 10 #12

Myp3uJIKA пишет:

1. Остаточное насыщение 5-15% ни о чем не говорит применительно к J-функции. Или вы хотите сказать что поведение в районе средних значений Sw тоже аномальное?
2топикстартеру:

2. что такое маленькая разность плотностей? какая? вы что добываете? smile.gif
3. Капиллярное давление считается от FWL, а не от OWC, запомните это и, как любит говорить тов. DmitryB, "не позорьтесь".
4. ВНК каждый понимает по-разному, смотря какая точка зрения рассматривается. В чистой теории (читайте мануалы ХВ) OWC это самая верхняя точка где Sw=1 и Pc<>0. У нас при подсчетах и разработке под ВНК понимается уровень Рс, где Sw=1-Sor, то есть уровень извлекаемых запасов.
5. Высота переходной зоны разная в каждой вертикали проведенной через пласт. Ибо ВНК это поверхность, а не плоскость.
6. Определив Рс, соответствующее ВНК (согласно вашим представлениям о ВНК и вашей J), вы можете посчитать высоту ВНК над FWL по несложной формуле вида h=pc/(row-roo)/g. Ну и аналогично любую высоту, какая вам там нужна.


ВНК это наверно уровень ниже которого в притоке 100% воды....

Myp3uJIKA 237 15
Сен 10 #13

ShadowRaven пишет:

ВНК это наверно уровень ниже которого в притоке 100% воды....

И так можно сказать. Если Sw=1-Sor то это как раз и будет конечная точка фазовой по нефти, когда 100% приток воды.

beloil 45 14
Сен 10 #14

To VIT
По поводу ртутных капиллярок.Остаточная насыщенность изменяется в широких пределах,есть низкие значения от 9% до 70%, в среднем около 30%.На днях должен получить результаты испытания методом центрифугирования.Сравню.

To Мур3гJIKA
Разность плотностей небольшая - пластовая нефть тяжелая (свыше 0.8 ),а вода - практически пресная. И как отмечалась уже в теме,чем меньше эта разница (pw-po),тем выше будет переходная зона. Я исхожу из точки зрения,что ВНК - уровень,ниже которого в притоке 100% воды (как и написал ShadowRaven)

To ShadowRaven
Что-то я не совсем понял ваш вопрос.Попробую расписать подробнее.J-функцию строю по данным специального анализа керна для нормализованной насыщенности.Получаю зависимость J(Swn)=A*Cтепень(Swn,-cool.gif. Затем рассчитываю капиллярное давление в пластовых условиях, используя найденную J-функцию, среднее значение пористости и проницаемости и поверхностное натяжение и угол контакта для системы нефть-вода в пластовых условиях.В качестве связанной водонасыщенности для дерномализации взял минимальное значение по ГИС.Сейчас попробую выделить группу кластеров(rock types), для которых определить среднее Swi, пористость и проницаемость.Затем построю ряд капиллярных кривых для каждого кластера.Но чувству,что полученные капиллярные давления будут все равно большими (и соответсвенно переходная зона).Вот я и ломаю голову, то ли у меня действительно такая большая переходная зона,то ли мои лабораторные исследования ошибочны, то ли z что-то делаю не так.

VIT 1124 15
Сен 10 #15

beloil пишет:

To panchik
Совершенно верно, для воздух-ртуть произведение 367, для вода-нефть - 26. С этим все в порядке.

To ShadowRaven
Да,имеется серия капиллярок.Практически все имеют максимальное значение 55-68 атм (800-1000 psi). Если это перевести в высоту над контактом получим около 170-180 м. (разность плотностей небольшая)
Согласен,что пористость может серьезно отличаться.Поэтому для выборки керна использовал статистические методы в сравнение с пористостью по каротажу (в интервалах отбора керна).


Как вы определяете высоту переходной зоны ? Максимальное значения на капиллярной кривой ни о чем кроме метода исследования не говорит. От того где вы проведете остаточную водонасыщенность высота переходной зоны может меняться в больших пределах.

VIT 1124 15
Сен 10 #16

beloil пишет:

To VIT
По поводу ртутных капиллярок.Остаточная насыщенность изменяется в широких пределах,есть низкие значения от 9% до 70%, в среднем около 30%.На днях должен получить результаты испытания методом центрифугирования.Сравню.


Я не посмотрел что у вас конечные давления при капиллярометрии ~1000 psi, на наших данных капиллярки идут до 60000 psia (при переводе на нефть-вода 5000psi). Поэтому в конце вытесняется все и происходит разрушение керна.

ShadowRaven 620 13
Сен 10 #17

останется определить, что есть
FWL- free water level,
и ежли это точка с которой начинаеися приток свободной воды, то переходная зона будет между OWC и FWL

beloil 45 14
Сен 10 #18

Вчера получил данные по специальному анализу керна методом центрифугирования.Значения рассчитанной J-функции по этим данным не сильно отличается от рассчитанной по ртутному методу (значения близки к среднему значению по методу закачки ртути). Остаточная насыщенность по методу центрифугирования ниже,чем средняя по методу ртути (как я писал: среднее около 30%).
Но что мне это дает?Мне отбраковать все ртутные капилярки и использовать только полученные по центрифуге?
Для понимания определений вставляю картинку из книги Ахмеда Тарека.Вот это и использовал в своих умозаключениях.

Закончил построение капиллярных кривых из J-функции с выделением различных rock types,используя средние пористость, проницаемость и связанную водонасыщенность для каждого типа породы.Как и ожидал - капиллярные давления в пластовых условиях большие,а следовательно и величина переходной зоны. На второй картинке изображены капиллярные давления для первых двух типов пород.

Еще раз как я их получил.Для этого капиллярное давление выразил из формулы J-функции и используя пористость,проницаемость для каждого roke tipe, а саму J-функцию нашел как J(Swn)=A*Swn(в степени b).Для денормализации насыщенности использовал уравнение:
Sw=(Swn-Swi)/(1-Swi), где Swi - среднее значение связанной водонасыщенности для типа породы.
_______________.JPG

ShadowRaven 620 13
Сен 10 #19

из первой картинки совершенно неясно различие межде FWL и OWC - оба при 100% водонасыщенности
вопрос - что за порода, теоретичски в алевролитах ртуть может не вытеснять всю воду, соответственно остаточна насыщенность окажтся завышеной, но на практик е= увы не встречал.
ИМХО - без доп. инфы - берите центрифугирование

Myp3uJIKA 237 15
Сен 10 #20

ShadowRaven пишет:

из первой картинки совершенно неясно различие межде FWL и OWC - оба при 100% водонасыщенности
вопрос - что за порода, теоретичски в алевролитах ртуть может не вытеснять всю воду, соответственно остаточна насыщенность окажтся завышеной, но на практик е= увы не встречал.
ИМХО - без доп. инфы - берите центрифугирование


Ахмед как всегда рулит.
Это именно то, о чем я и говорил ранее, FWL это 100% воды и Pc=0, OWC это 100% воды и максимальное соответствующее 100% Pc<>0. Это теория, которые увы в российской реалии понимается почему то иначе (видимо авторитеты).
Переходная зона (опять же согласно теории) - это расстояние между Рс (соответственно высотой) где Sw=Swc и Pc, отвечающим OWC.
У нас понимается под переходной зоной нечто вида от Sw=Swc до Sw=1-Sor, то есть то место, где идет приток и нефти и воды.

И еще, поясните, что вы понимаете под термином "свободная вода"?

beloil 45 14
Сен 10 #21

To Myp3uJIKA
Спасибо за пояснения.
А к кому вопрос про "свободную воду"?
Я такого термина не употреблял. blush.gif

Myp3uJIKA 237 15
Сен 10 #22

beloil пишет:

To Myp3uJIKA
Спасибо за пояснения.
А к кому вопрос про "свободную воду"?
Я такого термина не употреблял. blush.gif

это к shadowraven'у

lemon 133 13
Сен 10 #23

beloil пишет:

Вчера получил данные по специальному анализу керна методом центрифугирования.Значения рассчитанной J-функции по этим данным не сильно отличается от рассчитанной по ртутному методу (значения близки к среднему значению по методу закачки ртути). Остаточная насыщенность по методу центрифугирования ниже,чем средняя по методу ртути (как я писал: среднее около 30%).
Но что мне это дает?Мне отбраковать все ртутные капилярки и использовать только полученные по центрифуге?
Для понимания определений вставляю картинку из книги Ахмеда Тарека.Вот это и использовал в своих умозаключениях.

Закончил построение капиллярных кривых из J-функции с выделением различных rock types,используя средние пористость, проницаемость и связанную водонасыщенность для каждого типа породы.Как и ожидал - капиллярные давления в пластовых условиях большие,а следовательно и величина переходной зоны. На второй картинке изображены капиллярные давления для первых двух типов пород.

Еще раз как я их получил.Для этого капиллярное давление выразил из формулы J-функции и используя пористость,проницаемость для каждого roke tipe, а саму J-функцию нашел как J(Swn)=A*Swn(в степени cool.gif.Для денормализации насыщенности использовал уравнение:
Sw=(Swn-Swi)/(1-Swi), где Swi - среднее значение связанной водонасыщенности для типа породы.


К капилляркам методом центрфугирования надо тоже относится осторожно. Очень часто керн "перекручивают", получая заниженные значения остаточной водонасыщенности. Другой момент - по каким формулам пересчитывалась скорость вращения центрифуги. Разные формулы дают разный результат. Как я уже писал ранее, ничего криминального в полученных тобою капиллярках я не вижу. У нас по валанжину схожая ситуация - высота переходной зоны до 200 м. Т.е. все месторождение (толщины пластов до 40 м) находится в "переходной" зоне. Об этом факте свидетельствуют и результаты добычи - наличие воды в продукции из скважин намного выше контакта.

beloil 45 14
Сен 10 #24

To lemon
На счет центрифугирования. По каким формулам пересчитывалось скорость вращения центрифуги сказать не могу, а следовательно и оценить полученные данные.
По поводу вашего случая. Т.е в вашем случае не было получено ни одного притока только нефти?
А если же мы имеем противоположный случай: только приток нефти? Тогда по моим результатам получается, что от этого интервала притока вниз идет 180-ти метровая переходная зона? Я не говорю, что это не возможно, но как еще обосновать или оценить правильность сделанных выводов?

beloil 45 14
Сен 10 #25

Попробовал для расчета J-функции использовать только данные центрифугирования.
Результат тот же - значительная переходная зона и капиллярное давление при связанной водонасыщенности свыше 100 psi.
Вот и думаю:, что делать дальше: то ли у меня действительно такая переходная зона, то ли у меня проблемы с моими исследованиями.
wacko.gif

ProMan 532 12
Сен 10 #26

beloil пишет:

Попробовал для расчета J-функции использовать только данные центрифугирования.
Результат тот же - значительная переходная зона и капиллярное давление при связанной водонасыщенности свыше 100 psi.
Вот и думаю:, что делать дальше: то ли у меня действительно такая переходная зона, то ли у меня проблемы с моими исследованиями.
wacko.gif

На твоем месте я бы сделал производную линию. Там где градиент не превышает 5% , отрезать.
Суть в том, что в лаборатории у приборов есть диапазон погрешности. В основном он равен +-5% от максимум значения.
То, что ты уже получаешь с лаборатории, тебе предоставляют уже сглаженную кривую на самом деле оно не так.

Myp3uJIKA 237 15
Сен 10 #27

ProMan пишет:

На твоем месте я бы сделал производную линию. Там где градиент не превышает 5% , отрезать.
Суть в том, что в лаборатории у приборов есть диапазон погрешности. В основном он равен +-5% от максимум значения.
То, что ты уже получаешь с лаборатории, тебе предоставляют уже сглаженную кривую на самом деле оно не так.

Лабораторщики ничего не сглаживают. Выгружают точки давление-sw и все. Зачем им их сглаживать? Они померяли как есть и отдали. Первый раз слышу чтобы результаты лаб опытов по капилляркам подгоняли под красоту.
Сглаживают уже те, кто рисует тренды абы как через эти точки.

Mishgen 145 14
Сен 10 #28

Хорошая тема для обсуждений.

1. FWL и OWC
OWC. Глубина контакта, ВНК, поверхность контакта - в России термин геологический. Регламентирован подсчетом запасов. Условная поверхность выше которой принято сичтать и ставить на баланс запасы. Чаще всего - глубина с которой получен приток нефть+вода. Или в переводе на язык гидродинамики - SW = SWcr, верхняя граница переходной зоны. Можно ли Российский ВНК приравнять к OWC ... борьба безполезна. Пусть будет. Гидродинамикам легче ввести в обиход FWL и с ГКЗ не спорить.
FWL - зеркало воды. Никакой нефти там нет - SW=1, Pc=0. Нижняя граница переходной зоны.

2. Капиллярки по центрифугированию (по ртути не видел или брал готовые и не обратил внимания на описание эксперимента) - ни разу не встречал капиллярки у которой Pc max и ширина переходной зоны, зафиксированная по интерпретации, совпали бы. Описанная проблема по-моему возникает всегда.

Сажать зеркало воды много ниже ... не хватает воды в модели (слишком высокие и длинные хвосты - насыщенность растет слишком медленно), при масштабировании - таже проблема. Пытался масштабировать, но вскоре пришел к выводу что правильнее "обрезать". Брать кривую до Pc max, где Pc max получено обратным счетом из ширины переходной зоны. Основание: строим SW vs Depth по результатам интерпретации (несколько скважин с подсадкой на зеркало воды), пересчитываем в Pc vs Depth и сравниваем .... Мои выводы следующие - при максимальных оборотах центрифуги создается давление (депрессия), значительно превышающее силы поверхностного натяжения в породе в пл. условиях (да и создаваемые в процессе разработки депрессии тоже). Мы заставляем двигаться даже то, что в пластовых условиях будет неподвижно ... тогда правда напрашивается вывод - связанная вода по центрифуге занижена, сам эксперимент показывает скорее распределение доли порового объема коллектора по капиллярам разного диаметра, что хотя и влияет на ширину переходной зоны, но напрямую с силами поверхностного натяжения не связано.

С уважением,
Инженер.
P.S. Обрезать где градиент не превышает 5% ... от чего? От Pc max - не спасет, скорее уж при изменении Sw менее чем на 5% от предыдущего значения ... зависит от частоты замеров, по-моему немного лукаво. Знаем что надо обрезать, а сколько ... уж лучше пытаться оценить ширину переходной зоны и от нее выйти на Pc max.
P.P.S. Глубину зеркала воды определяем по сопротивлению, можно и без SW, если не доверяем петрофизикам. Верхнюю границу - по работе скважин (особенно с ГРП). Проблему правильности интерпретации исключили, но погрешность измерения инклинометрии, как всегда, "тянет за собой" погрешность определения ширины переходной зоны.

Myp3uJIKA 237 15
Сен 10 #29

1. Вообще центрифугирование меряет не остаточную воду, а водоудерживающую способность. Именно поэтому центрифугу не рекомендуют к использованию для определения Swc. Раскрутить центрифугу можно по-разному и хрен знает когда мы сравняемся в центробежной силе с реальными силами, действующими на микроуровнях.

Инженеру.
2 про границы переходных зон.
"An oil/water transition zone is generally described from the perspective of oil recovery as a zone in which both oil and water are produced. The top of a transition zone in a reservoir is the elevation at which water-free oil can be produced. It corresponds to the depth at which mobile water first appears. The bottom of an oil/water transition zone is the shallowest depth at which oil-free water is produced". © J.R. Fanchi et al, SPE 79210
"The reservoir interval from oil-water contact (OWC) to a level where saturation reaches irreducible is referred to as the capillary transition zone" © S.K. Masalmeh et al, IPTC 10238
Итак, нижняя граница переходной зоны это все таки ВНК.

beloil 45 14
Сен 10 #31

To Mishgen
Суть-то моей проблемы и состоит в том,что у меня не известно FWL, т.е не одна скважина не вскрыла водонасыщенную зону пласта и не получила чистого притока воды.Поэтому у меня дилемма: и оценить достоверность капиллярных давлений, и оценить величину переходной зоны.

VIT 1124 15
Сен 10 #32

beloil пишет:

To Mishgen
Суть-то моей проблемы и состоит в том,что у меня не известно FWL, т.е не одна скважина не вскрыла водонасыщенную зону пласта и не получила чистого притока воды.Поэтому у меня дилемма: и оценить достоверность капиллярных давлений, и оценить величину переходной зоны.


Тогда это не проблема biggrin.gif Проблема когда ни одна скважина не получила чистого притока нефти. Без каротажа в районе ВНК никакие косвенные методы через капиллярки не помогут построить модель достоверную настолько чтобы иметь практическое применение, например для бурения или предсказание дебитов. Хотя если только дело касается запасов, то можно сделать оценку +/-.

RomanK. 2178 14
Сен 10 #33

beloil пишет:

To Mishgen
Суть-то моей проблемы и состоит в том,что у меня не известно FWL, т.е не одна скважина не вскрыла водонасыщенную зону пласта и не получила чистого притока воды.Поэтому у меня дилемма: и оценить достоверность капиллярных давлений, и оценить величину переходной зоны.


Так ты и оценил - переходная зона (если и есть) не достигает нижних отметок перфораций. Какие могут быть сомнения о 180 метрах? Их нет. У меня несколько вопросов, какой толк от знания величины FWL? То что между FWL и OWC вы получите промышленный приток нефти, точнее вы его не получите, к чему это знание? И второе, знание высоты подъема воды в капилляре, пусть и 180 метров. А что если капилляр физически ограничен в размерах, например два метра? Другими словами, глинистая перемычка разбивает капилляр, и при потенциальных 180 метрах может быть сколько угодно меньше. Правильно, да?

Myp3uJIKA 237 15
Сен 10 #34

RomanK. пишет:

Так ты и оценил - переходная зона (если и есть) не достигает нижних отметок перфораций. Какие могут быть сомнения о 180 метрах? Их нет. У меня несколько вопросов, какой толк от знания величины FWL? То что между FWL и OWC вы получите промышленный приток нефти, точнее вы его не получите, к чему это знание? И второе, знание высоты подъема воды в капилляре, пусть и 180 метров. А что если капилляр физически ограничен в размерах, например два метра? Другими словами, глинистая перемычка разбивает капилляр, и при потенциальных 180 метрах может быть сколько угодно меньше. Правильно, да?

Насчет "капилляра". Неправильно, да. Никто не оперирует понятием отдельного капилляра. Это как рассматривать свойствва веника исходя из свойств прутика. Когда все капилляры пересекаются глинистой перемычкой - это уже покрышка, которая выделяется по каротажам. Капилляры соединяются в общую капиллярную систему пласта. И по ней идет подъем воды. Если есть хоть один канал наверх - вода подымется по нему ровно на столько, сколько позволяют капиллярные силы, обходя замкнутые капилляры. И по нему заполнит все что выше вашего двухметрового капилляра. Слава богу на миграцию было время.

Насчет переходной зоны.Не факт, что переходная зона не подсечена перфорацией, все зависит от того какова стартовая обводненность скважин. Автор сказал лишь про отсутствие чистоводяных скважин. В этом случае необходимо смотреть глубины перфораций и результаты опробований. Может быть повезет и все определится вполне себе точно.

Насчет определения FWL.Смотреть надо те скважины где есть увеличивающаяся вниз по разрезу водонасыщенность. Там где есть выраженный градиент - можно найти ориентировочные точки контактов. Обычно это скважины переходной зоны, ближе к ВНК. В чисто нефтяных скважинах, конечно, это все не прокатит и контакты по ним не оценишь.

RomanK. 2178 14
Сен 10 #35

Об этом я собственно и спрашивал, спасибо кэп. Автор действительно не разу не сказал, был ли приток нефть+вода. Меня смутило вот это - "не одна скважина не вскрыла водонасыщенную зону пласта", значит все скважины "сухие"? Тем более странно, что это спрашивается в #36 сообщении.

FullChaos 875 14
Сен 10 #36
Цитата

глинистая перемычка разбивает капилляр

Давайте разберемся с физикой капиляра?
Какую геометрию он имеет? Большинство почему то считают что строго вертикальную, от глинистой подошвы и до кровли.
А я считаю, что капиляры вытягиваются вдоль наплоставания, по градиенту наибольшей проницаемости. Как в фломастере, в какую сторону не поверни его, он все равно будет рисовать.

Mishgen 145 14
Сен 10 #37

Myp3uJIKA пишет:

1. Вообще центрифугирование меряет не остаточную воду, а водоудерживающую способность. Именно поэтому центрифугу не рекомендуют к использованию для определения Swc. Раскрутить центрифугу можно по-разному и хрен знает когда мы сравняемся в центробежной силе с реальными силами, действующими на микроуровнях.

Инженеру.
2 про границы переходных зон.
"An oil/water transition zone is generally described from the perspective of oil recovery as a zone in which both oil and water are produced. The top of a transition zone in a reservoir is the elevation at which water-free oil can be produced. It corresponds to the depth at which mobile water first appears. The bottom of an oil/water transition zone is the shallowest depth at which oil-free water is produced". © J.R. Fanchi et al, SPE 79210
"The reservoir interval from oil-water contact (OWC) to a level where saturation reaches irreducible is referred to as the capillary transition zone" © S.K. Masalmeh et al, IPTC 10238
Итак, нижняя граница переходной зоны это все таки ВНК.


Да, я в теме что такое OWC (eng). Но также знаю что такое ВНК (рус.). Эти два понятия не равны. Мало того, принадлежат разным "научным школам". ВНК ввели и контролируют геологи, а OWC - гидродинамики. Потому (если Вы внимательно читали) и ставлю вопрос - "Можно ли Российский ВНК приравнять к OWC ... " и отвечаю на него - "борьба безполезна. Пусть будет. Гидродинамикам легче ввести в обиход FWL и с ГКЗ не спорить". Поскольку я использую русский термин ВНК - то он соответствует ГКЗ и геологической школе. И для полного понимания : ВНК <> OWC .

С уважением,
Инженер
P.S. Кстати, предлагаю еще две формулы (лингвистические): ВНК = WOC, OWC = НВК, OWC <> ВНК (чисто для запоминания).

Mishgen 145 14
Сен 10 #38

beloil пишет:

To Mishgen
Суть-то моей проблемы и состоит в том,что у меня не известно FWL, т.е не одна скважина не вскрыла водонасыщенную зону пласта и не получила чистого притока воды.Поэтому у меня дилемма: и оценить достоверность капиллярных давлений, и оценить величину переходной зоны.


Стандартный подход при такой задаче следующий:
1. Принимаем нижнюю отметку притока нефти как верхнюю границу переходной зоны (чтобы не завысить запасы).
2. Выбираем месторождение аналог (близкое расположение, сходные ФЕС на основании интерпретации и опробований/испытаний и т.п.).
3. Величину переходной зоны оцениваем по месторождению-аналогу => FWL
....
4. Сравниваем Рс мах с капиллярками и убеждаемся что Рс мах с капиллярок нельзя использовать для оценки ширины переходной зоны (для меня важно, что не один из участников дискуссии не заявил - "брешете, брал капиллярки и они хорошо описали переходную зону"), видимо не у меня одного Рс мах "слегка ... раз в 10-ть завышена" :-)

С уважением,
Инженер

Go to top