Сжимаемость породы. Адаптация ГДМ.

SimpleSimon 4 10
Мар 11 #1

Коллеги, подскажите, пожалуйста, какой порядок среднего значения сжимаемости породы и в каком диапазоне его можно изменять при настройке модели. Может быть, у кого-то есть опыт обоснования глобального изменения этого параметра ?. По исследованиям ~ 4.5 E10-5  1/бар. Существует большой соблазн умножить это значение в 10 раз, для адекватности настройки модели. При текущей сжимаемости практически ни одна скважина не воспроизводит фактическую добычу жидкости, соответственно, при умножении - картина абсолютно правдоподобная.  Есть какие-нибудь мысли в чем может быть ошибка ?

fedos 88 6
Мар 11

вообще т его нельзя изменять, если он подтвержден исследованиями. Порядок -5 как раз нормальный.

к -4 могут уже придраться проверяющие органы

нужно чем-то другим поднимать давление

Тормоз 49 10
Мар 11

Dake в книге "Практический инжиниринг резервуаров" для сжимаемости порового объёма указывает следующий диапазон:  4-90 * E10-5  1/бар (от 4 до 90). Таким образом, степень -4 вовсе не является недопустимой. Другое дело, что "нормальными" являются, видимо, всё же значения в нижнией части данного диапазона. Но если у Вас, скажем, трещиноватость или слабо сцементированные песчаники, то почему бы нет...

PS. Вообще-то тут уместно будет задаться вопросом: почему Вы так уверены в надёжности остальных параметров (например, подъём ВНК), ведь вклад сжимаемости породы по сравнению с ними весьма мал?

asher forever 526 9
Мар 11

Привет, Самара!)))

Правильно пишут, а зачем сжимаемость породы менять?

Меняй сжимаемость нефти.

RomanK. 2127 9
Мар 11

Посмотрите с этой стороны.

Объем добываемой жидкости состоит из:

а) Объема жидкости за счёт общей сжимаемости + б) Объем жидкости за счет вытеснения нефти водой

  • Объем жидкости за счёт общей сжимаемости определяется по падению пластового давления;
  • Объем жидкости за счёт вытеснения нефти водой складывается из Искуственного Закачанного объема воды +Естественного внедренного объема воды (активность пластовой воды).

а) Дебит жидкости за счет общей сжимаемости зависит от падения пластового давления.

б) Дебит жидкости за счет вытеснения определяется из перепада давлений между:

Естественным или искуственным источником давления (нагнетания) и забойным давлением добывающих скважин.

Или более подробно через баланс давлений:

Рнагнетания - Рпотерь в зоне нагнетания - Рпотерь по пласту - Рпотерь в зоне отбора - Рзабойное.

Рнагнетания - зависит от давления нагнетания и (или) от давления в законтурной области.

Рпотерь в зоне нагнетания, зоне отбора - зависит от продуктивности.

Рпотерь по пласту - зависит от расстояния между источниками и проницаемости.

 

Отсюда следуют следующие возможные случаи:

1. Влияние сжимаемости определяется по падению пластового давления, если падение несущественное, значит это не причина

2. Низкое давление нагнетания, определяется по объему закачанной воды (не весь фактический объем был закачан в модель, может быть проблема в задание исторических данных, учетны не все нагнетательные скважины) или по давлению  законтурной области (увеличить аквайферы и поровый объем).

3. Большие потери в зонах нагнетания, по пласту, в зоне отбора - причина по сути одна это заниженная проницаемость.

4. Большие потери только в зонах отбора - если проницаемость нормальная, то завышенные скин-фактора.

SimpleSimon 4 10
Мар 11

Привет, Дмитрий (Новосиб? Сахалин? Уренгой?)

Ну то, что 10-4 правильный диапазон я подозревал, но надеялся,что есть какие-то исключения, которые могли бы обосновать такой метод "адаптации". Трещин выявлено не было, аквифер к этой зоне подключить некуда, пласт на фундаменте лежит. Соответственно, вопрос - а сжимаемость нефти в каком диапазоне можно изменить ? текущее значение - 8*10Е-5 атм-1, воды - 4*10Е-5, породы - то же самое  (Black Oil, pho Oil пов.усл. 880, Рнас ~50, Pпласт. - 230, TVD - 2200 м. )

SimpleSimon 4 10
Мар 11

Роман, спасибо за развернутый ответ.

Постараюсь по порядку: Фонд ~ 45 скв. Добыча ведется 2 года.  ( ППД меньше полутора. соотн доб/нагн ~ 3/1, нак. комп. ~ 30 %)

1. Влияние сжимаемости определяется по падению пластового давления, если падение несущественное, значит это не причина

Давление снижается значительно в ЧНЗ, в зонах высокодебитных скважин  ограниченных выступами фундамента. Аквифер туда не подцепить. Проблемы начинаются еще до ввода ППД. Стартовые дебиты выдерживаются, затем ~ ч/з полгода падение на забойное.

2. Низкое давление нагнетания, определяется по объему закачанной воды (не весь фактический объем был закачан в модель, может быть проблема в задание исторических данных, учетны не все нагнетательные скважины) или по давлению  законтурной области (увеличить аквайферы и поровый объем).

Фактического объема не очень много ввиду малой продолжительности ППД.  Аквифер есть возможность подключить только в ВНЗ, но там нет таких высоких отборов и не происходит сильного падения давления. В этой зоне настройка скважин удовлетворительная.

3. Большие потери в зонах нагнетания, по пласту, в зоне отбора - причина по сути одна это заниженная проницаемость.

Петрофизическая модель недавно пересматривалась, проницаемость была значительно увеличена --> стартовые дебиты показали хорошую сходимость с фактом.

4. Большие потери только в зонах отбора - если проницаемость нормальная, то завышенные скин-фактора.

Скины ~3. Среднее значение по проведенным ГДИС.

В данном случае манипулирование сжимаемостью породы дает уж больно правдоподобную картину динамики давления, поэтому к ней и решил прибегнуть. Комплекс мероприятий по извращению с аквиферами, скинами, поровыми объемами не дает такой картины соответствия расчетных и фактических данных как при сжимаемости. Это смущает и вызывает соблазн изменить именно параметр сжимаемости, параллельно продолжив искать другие причины..

RomanK. 2127 9
Мар 11

Если ППД введено не так давно задача действительно упрощается. Можно элемент искуственного внедрения давления убрать. Тогда получается простая схема

Пластовое давление ~ Сжимаемость + Рзаконтурное - РпотериПриДвиженииПоПласту

Петрофизику уточните сравнением продуктивности из модели и ГДИ. Это предпочтительней так как комплексная величина более надежна. Продуктивность из модели - в качестве пластового давления возьмите давление в 500 метрах от скважины (потыкайте в ячейки и прикиньте на уровень ВНК), забойное можно взять из расчета. Вообще в модели, если нет обводненности, коэффициент продуктивности остается постоянным (кроме стартового первого месяца и кроме первого месяца после резких изменений в дебите - например при переводе с фонтана на мехдобычу). Дебит жидкости обязательно "чистый", не среднемесячный.

При несовпадении (а так оно и будет ибо проницаемость не есть функция от пористости) можно попробывать разложить продуктивность на "проницаемость" и "скин". Скин +3 это плохой скин, сейчас точно не скажу но это примерно EXP(3)~10 в десять раз ухудшает продуктивность скважины.

Если законтурная область далеко, то велики ПотериДавленияПоПласту, иначе говоря давление "сгорает" или "стирается" от ВНК до скважины.

Да, и совсем забыл. Давление за счет сжимаемости зависит не столько от самой величины сжимаемости, а от порового объема. Если он давление падает быстрее в модели чем по факту, возможно (и так и бывает) поровый объем в модели меньше чем фактический.

Поэтому важно сначала:

а) разобратся с продуктивностью

б) отсюда найдутся и потерипридвижениипопласту

в) а вот далее вопрос - или сжимаемость, или поровый объем.

Тормоз 49 10
Мар 11

SimpleSimon пишет:

Аквифер есть возможность подключить только в ВНЗ, но там нет таких высоких отборов и не происходит сильного падения давления. В этой зоне настройка скважин удовлетворительная.

  Коллеги, я не особо Копенгаген (скорее, Осло) в адаптации моделей, но рискну промямлить: что значит, есть возможность подключить аквифер "только в ВНЗ"? Матбаланс оперирует ВСЕМ вовлечённым в процесс объёмом, без разделения на зоны. Отсюда следует тупое предположение геолога (это такой чувак с молотком на плече, которого на сайт petroleumENGINEERS пустили, только тщательно обнюхав его носки и скорчив умную физиономию (это после носков-то!)): возможно, в модели следует банально приподнять проницаемость - и тем самым обеспечить бОльшую поддержку по давлению для ЧНЗ со стороны законтурной области?

RomanK. 2127 9
Мар 11

Привет геологам и с праздником.

Матбаланс сам по себе ничем не оперирует. Хочешь рассматривай участки, зоны, переменные во времени вовлеченные запасы - кто мешает? Подключить только "ВНЗ" означает, что залежь пластовая, сводовая, подпор можно создать только краевой водой, и под "ЧНЗ" нет воды. То есть геометрически создать связь между источником давления (пластовой водой) и потребителем давления нет возможности. Это как известно и есть недостаток матбаланса.

Здесь на помощь приходит 1D модель (Закон Ома, он же фильтрационные сопротивления Борисова) в терминах которых изьясняюсь:

Q = (Pнагнетания-Рзабойное) / (Rнагнетания + Rпласта + Rдобычи).

Тормоз 49 10
Апр 11

RomanK. пишет:

Матбаланс сам по себе ничем не оперирует. Хочешь рассматривай участки, зоны, переменные во времени вовлеченные запасы - кто мешает?

То, что никто не мешает, это понятно. Но ведь никто и не заставляет, я об этом. 

RomanK. пишет:
То есть геометрически создать связь между источником давления (пластовой водой) и потребителем давления нет возможности.
В том-то и дело, что такая связь имеется, раз уж ЧНЗ и ВНЗ гидродинамически связаны. Увеличивая проницаемость, мы уменьшим градиент давления - и в результате завышать сжимаемость породы не потребуется. Разве не так?

Воробьёв 10 8
Апр 11

Я не специалист по моделированию нефтяных залежей, но осмелюсь предположить вот, что:

При высоком содержании газа в нефти, при разработке, возможны прорывания газа, если это факту происходит, и газосодержание в нефти не нормально учтено, то в модели упругость породы+упругость нефти будут завышены.

Выделения газа (по факту) будут снижать упругость системы, при увеличении сжимаемости породы в модели вы добиваетесь совпадения истории и факта, т.е. увеличиваете (другим путем) общую сжимаемость системы.

Может тогда попробывать в пвт файле "зашить" возможно дегазирование?

RomanK. 2127 9
Апр 11

Я бы посоветовал вам почитать про "давление насыщения".

Crude_OIL 20 7
Апр 11

Коэффициент сжимаемости пород зернистых коллекторов изменяется в пределах от 3·10-5 до 30·10-5 МПа-1 в интервале внешнего давления от 0 до 100 МПа, для карбонатных коллекторов от 15·10-5 до 70·10-5 МПа-1 

  1. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И., Чугунов Л.С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа.–М.: Наука, 1996.–541 с.
VIT 1043 10
Апр 11

По своему опыту работы в нескольких НГ провинциях сжимаемость песчанников (кроме малосцементированных /uncosolidated) находится в узком пределе 2.5-6xE-6 1/psi, т.е. 3.6-9 E-5 1/bar. Я бы не стал свободно менять сжимаемость если не имеются на то очень веские основания.

fedos 88 6
Апр 11

VIT пишет:

По своему опыту работы в нескольких НГ провинциях сжимаемость песчанников (кроме малосцементированных /uncosolidated) находится в узком пределе 2.5-6xE-6 1/psi, т.е. 3.6-9 E-5 1/bar. Я бы не стал свободно менять сжимаемость если не имеются на то очень веские основания.

Это вне зависимости от размера и отсортированности зерен? А если коллектор смешанного типа - песчанники, алевролиты?

Все-так мне кажется диапазон должен быть шире, а еще, что он должен в идеале учитывать изменение размеров зерен породы и масштабироваться в соответствии с этим) но это лирика

fedos 88 6
Апр 11

VIT пишет:

По своему опыту работы в нескольких НГ провинциях сжимаемость песчанников (кроме малосцементированных /uncosolidated) находится в узком пределе 2.5-6xE-6 1/psi, т.е. 3.6-9 E-5 1/bar. Я бы не стал свободно менять сжимаемость если не имеются на то очень веские основания.

Это вне зависимости от размера и отсортированности зерен? А если коллектор смешанного типа - песчанники, алевролиты?

Все-так мне кажется диапазон должен быть шире, а еще, что он должен в идеале учитывать изменение размеров зерен породы и масштабироваться в соответствии с этим) но это лирика

Воробьёв 10 8
Апр 11

Лучше сделать несколько rocknum по типам коллекторов (по пористости) и задать различные сжимаемости для каждых типов.

 

RomanK. 2127 9
Апр 11

Если коллега не уверен в общей сжимаемости, зачем их делать множество? Не надо плодить сущностей.

fedos 88 6
Апр 11

RomanK. пишет:

Если коллега не уверен в общей сжимаемости, зачем их делать множество? Не надо плодить сущностей.

ну это в порядке обсуждения теории :)

flyingcaravella 11 6
Апр 11

Соответственно, вопрос - а сжимаемость нефти в каком диапазоне можно изменить ? текущее значение - 8*10Е-5 атм-1, воды - 4*10Е-5, породы - то же самое  (Black Oil, pho Oil пов.усл. 880, Рнас ~50, Pпласт. - 230, TVD - 2200 м. )

А  что, никому не показалось что сжимаемость нефти того, низковата  ?  может дело не в породе ?

Nettler 33 9
Апр 11

SimpleSimon пишет:

По исследованиям ~ 4.5 E10-5  1/бар. Существует большой соблазн умножить это значение в 10 раз, для адекватности настройки модели. 

Попробуйте по корелляциям Холла и Ньюмана проверить, если для средней пористости по ним получится сжимаемость сопоставимая с лабораторными исследованиями, то ищите причину в других параметрах

wellpoint 62 5
Июл 12

Коллеги, выпишите, пожалуйста, зависимость сжимаемости пласта (formation compressibility) от ее физико-механических и упругих свойств модуля Юнга, коэффициента Пуассона и т.д. (нужна формула для вычисления).

Go to top