Комплексный вопрос по адаптации ГДМ

Последнее сообщение
Воробьёв 10 13
Апр 11

Уважаемые коллеги, есть несколько вопросов, возникших при адаптации ГДМ одной газовой залежи.

В силу большого количества ячеек, длительного периода разработки, автоматические средства для адаптации не нашли своего применения (SimOpt, Mepo)

Зачастую приходилось вручную пересчитывать несколько этапов.

Итак, основная задача - настроить пластовое давление и обводнение залежи.

Хороших, адекватных исследований по ОФП нет в силу того, что коллектор сыпучий. В модели используются "стандартные" ОФП для данных горизонтов.

Но возникают сомнения в их адекватности. Отсюда и вытекает первый вопрос - не сталкивались ли вы с ОФП (лабораторным) для сеноманских залежей Зап. Сибири?

Далее - залежь массивная, водоплавающая - это по геологии. Но при попытке рассчета с подошвенной водой и без нее, разница падения пластового давления составила не более 7 бар. Учитывая 40 летнюю историю разработки, предполагаю, что активного внедрения воды в залежи не наблюдается.

Для экспериментов использовал разные аквиферы, ни один из них не позволяет с достаточной точностью воспроизвести локальные обводнения зон.

Для оценки проницаемости и темпов снижения пластового давления модифицировал общие кубы проницаемости по X,Y. Модель при необходимом отборе газа без модификаций дает "завышенные" давления, около 25 бар вместо 17. При модификациях и увеличениях проницаемости в 2,5, 10 раз эффекта особого не наблююдается. При уменьшении проницаемости скважины переходят под управление забойным давлением, отборы не вытягиваются, остается лишний газ в пласте с высоким давлением. Проницаемость после ремасштабирования и апскейлинга считаю адекватной: от 50 мД до 4Д. Для сеномана это нормально.

Есть ли смысл менять проницаемость для настройки пластового давления?

Наклонный ГВК моделировал несколькими зонами Equil. Параметры ключевого слова особо на поведение залежи не влияют.

ПВТ в норме, сжимаемость породы и воды по умолчанию. История вроде как адекватная.

Геологическая модель тоже прошла экспертизу, апскейлинг проводил с ГСРами, средневзвешенные параметры соответствуют геологической модели, зональная неоднородность также сохранена.

Какие еще могут быть средства для настройки?

 

 

lemon 133 13
Апр 11 #1

Пару мыслей.

Во-первых, зачем вам ОФП, если у вас есть 40летняя история добычи. Поверьте, ОФП, полученные   при воспроизведении истории обводненности, в 100крат нажеднее лаб.исследований (история добычи - самый "надежный" эксперимент по ОФП). 

Во-вторых, среднее давление в газовой залежи зависит только от начальных запасов, добычи, притока воды из акьюфера и перетоков газа из других зон (например, при неравномерном вводе скважин по площади). Давление от проницаемости зависит только в низкопроницаемых коллеторах. Если вы уверены в геологич.модели (запасы) и об'емах исторической добычи, сбивайте пластовое акьюфером (здесь помогут данные по под'ему ГВК, карты положения ГВК во времени) и перетоками газа из одной зоны в другую (смотрите исторические карты изобар, если перетоки есть, то "поиграйтесь" проводимостью (MULTX,Y) ячеек)...

Конечно, в каждом конкреном случае надо разбираться отдельно. Это общие рекомендации... 

Воробьёв 10 13
Апр 11 #2

lemon

спасибо вам, но возникают следующие вопросы:

1. Если добыча воды не фиксировалась, то адекватно ли мерить обводненность на основе гди из водогазового фактора?

2. Подъем ГВК тоже не сильно однозначен - стоит ли доверять данным НГК проведенным в 2% скважин от общего фонда?

3. Какие параметры в аквиферах играют большую роль? У меня такое ощущение сложилось, что толком ничего не помогает.

Crude_OIL 20 12
Апр 11 #3

В аквиферах основное влияние оказывает радиус зоны аквифера, мощность аквифера (в м), объем аквифера. При этом также можно поиграться сообщаемостью подключаемого к блоку аквифера. Активность также может увеличиться или уменьшится, если  поиграться проницаемостью аквифера. Насчет ОФП lemon прав. За 40-летнюю историю неправильно ставить экспериментальные ОФП. Можно попытаться проанализировать на основе динамики обводнения скважин общий тип ОФП (можно воспользоваться функцией Бакле-Леверетта) . Возможно нужно будет разбить на регионы ОФП согласно обводненности  для  групп скважин. Если нет данных по добыче воды, то вероятно существуют данные по добыче жидкости и газоконденсатный фактор. Через них можно попытаться пересчитать водо-газовый фактор. Цифра будет неточной, но близкой к реальности.  Кстати разница в давлениях факт-расчет для сеномана 7 бар - это много. А от 50 мД до 4Д это по керну или по ГДИ?

fedos 86 11
Апр 11 #4

Crude_OIL пишет:
Насчет ОФП lemon прав. За 40-летнюю историю неправильно ставить экспериментальные ОФП. Можно попытаться проанализировать на основе динамики обводнения скважин общий тип ОФП (можно воспользоваться функцией Бакле-Леверетта) . Возможно нужно будет разбить на регионы ОФП согласно обводненности  для  групп скважин. Если нет данных по добыче воды, то вероятно существуют данные по добыче жидкости и газоконденсатный фактор. Через них можно попытаться пересчитать водо-газовый фактор. Цифра будет неточной, но близкой к реальности. 

ребят, подскажите, пожалуйста, методику для расчета ОФП по истории (книги, статьи, ссылки)? никогда этого не делал и в литературе встречал только поверхностно...

Alexey S 567 13
Апр 11 #5

Воробьёв пишет:

lemon

спасибо вам, но возникают следующие вопросы:

1. Если добыча воды не фиксировалась, то адекватно ли мерить обводненность на основе гди из водогазового фактора?

2. Подъем ГВК тоже не сильно однозначен - стоит ли доверять данным НГК проведенным в 2% скважин от общего фонда?

3. Какие параметры в аквиферах играют большую роль? У меня такое ощущение сложилось, что толком ничего не помогает.

Немного добавлю ИМХО к сообщениям Lemon и CrudeOil

1. Воду можно посмотреть по параметрам работы входных сепараторов ДКС и УКПГ. В результате получите правильное распределение по воде по группам скважин, работающих на УКПГ месторождения.

2. Если скважина находится в глине, то, наверное, нет. В остальных случаях - почему нет?

3. Здесь, наверное, не аквиферы, а больше перетоки будут играть роль. Причем как воды, так и газа. Но в этом случае большим вопросом будут начальные запасы :).

RomanK. 2182 14
Апр 11 #6

Постройте зависимость P/Z от Qдоб. Далее сделайте вывод о наличии внутрипластовых источников энергии, и далее по видам.

Воробьёв 10 13
Апр 11 #7

RomanK. - p/z делал в начале, еще при анализе разработки, там все вроде ясно - мат. баланс нормально ложится.

Проблемы возникают при сопоставлении карт подъема ГВК и объема внедрившийся в воды по мат. балансу.

Alexey S
та вода, которая на сепараторах отбивается (по моему) хорошо объясняется выпадением конденсационной воды из газа, за счет его охлаждения...
хим. анализ редко показывает наличие пластовой жидкости в продукции скважин.
Вот как в eclipse смоделировать влагосодержание в зависимости от изменения пластового давления (т.е. поменять фазовые во времени не знаю)
 
По НГК - сам метод позволяет смотреть изменение водородосодеражания до 45 см от скважины, при большой площади и малом количестве замеров, не очень верю в эту интерпритацию. 
 
Перетоки... само слово вызывает вопросы, если считать залежи единым гидродинамическим объектом, то как таковых перетоков быть не должно, если их моделировать то фипнамов можно наделать до количества скважин по зонам их дренирования.
 
Crude_Oil
простите, я наверное не совсем понимаю о каком способе вы говорите.
При добыче газа, более менее точно фиксируется объем добычи газа. Жидкость, которая идет с газом не учитывается с хорошей достовореностью (часть отбивается на сепораторах, часть в абсорберах), но, повторяюсь большая часть воды - конденсационная. Влагосодержание газа зависит от давления и температуры - ОФП статичны и зависят от свойств коллектора. При том, что за начальный период разработки данных по воде практически нет, (та которая в сепараторах). Есть вариант использовать ГДИ, но когда проверял некоторые результаты, то получается тоже конденсационная вода по большей части в газе.
Под разницей в давлениях я подразумеваю вот что - при сопоставлении двух вариантов расчета (с притоком жидкости и без притока) - давление в газовой части различается не более 7 бар.
Распределение проницаемости приведено по зависимостям от пористости (керн)
 
 
Исходя из этого у меня появился следующий вопрос (возможно он глупый, поэтому простите) - при моделировании истории разработки системы газ-вода
Если в wconhist определять какое либо значение добычи воды, то что это будет за вода? Та, которая была в пласте или содержащаяся в газе (конденсационная)
В моем представлении по интерпритации насыщенностей Ков - это связанная вода, за счет сил натяжения и прочего, мы ее добыть не можем
Кв - содержание в породе свободной воды, удерживающейся за счет поровых ловушек. Она статична и неподвижна при отсутствии сил течений газа.
 
Или все не так, и Кв включает в себя конденсационную воду, растворенную в газе, но тогда почему она разная для разных коллекторов?
 
Так или иначе, при пластовых давлениях ниже 20 бар мы получаем иную картину водораспределения, как ее отобразить средствами eclipse?
 
 
И еще, если позволите вопрос, интересует особенность аквифера картера-трейси, в частности следующие параметры:
1. Радиус залежи (какой брать радиус при сигарообразной форме залежи)?
2. Угол влияния (не могу понять смысла, если честно) - какой угол считается нормальным?
 
 
Гоша 1199 16
Апр 11 #8

Воробьёв пишет:

Вот как в eclipse смоделировать влагосодержание в зависимости от изменения пластового давления (т.е. поменять фазовые во времени не знаю)

Влагосодержание в газе требует ECLIPSE THERMAL (+ слово GASWAT: про него в тех руководстве можно посмотреть).

Это требуется потому что воде разрешается быть в двух разных фазах - жидкость и пар - и конденсироваться только в THERMAL.

Поэтому, с такой вещью в ECLIPSE может (но не обязательно - априори не скажешь) быть больше проблем с моделированием, чем полезного эффекта.

Go to top