Моделирование пластовой нефти?

Последнее сообщение
Virgiz 135 10
Апр 11

Ситуация такая.
Исследования ОФП проводили амереканцы:
Вязкость использованной нефти 60 сП. (t 20C)
Через n-ое время исследования ОФП проводит Китай:
Вязкость использованной нефти 800 сП. (t 20 C)
В отчетах исследований пластовой нефти разных годов- среднеее значение вязкости пластовой нефти = 380 сП, среднее значение вязкости дегазированной нефти = 800 сП.

Понятно, что Китайцы моделировали ОФП используя дегазированную нефть, чем дискредетировали свои данные для дальнейшего постоения зависимостей связанных с нефтью. Вопрос, почему амереканцы исспользовали нефть с такой низкой вязкостию, есть ли этому какое либо оправдание или объяснение????

RomanK. 2164 13
Апр 11 #1

Ничего не понятно. Какая вязкость пластовой нефти?

Virgiz 135 10
Апр 11 #2

По всей видимости динамическая))

При измерении относительной фазовой проницаемости используется нефть с определенными параметрами (на сколько я понимаю максимально приближенными к пластовым), у этой нефти есть характеристика - вязкость измеряемая в сантипуазах сП.

visual73 2141 14
Апр 11 #3

Для ОФП нужна динамическая вязкость пластовой, её меряют в мПа·с.

С вязкостью вообще проблемы бывают. А уж "средняя" - это как средняя температура по палате - 36,6° )))

Объяснение может быть одно - эксперимент.

Virgiz 135 10
Апр 11 #4

 мПа*с= сП

ОК, диапазон изменения пластовой вязкости 120 до 650 мПа*с, больше всего замеров в районе 250-400 мПа*с.

Но по какой-то причине Американцы применяют 60 мПа*с, а китайцы 800 мПа*с.

На счет Китайцев вроде все понятно, они видать что-то не поняли и использовали значения дегазированной нефти.

Но Диджиталы, диджиталы - вроде не глупые люди использовали 60  мПа*с. У меня навязчивая мысль, что я чего-то недопонимаю, может для этого была какаето уважительная причина, типа: компенсировать отсутствие газа пониженной вязкостью?

 

А может в этом был чисто политический момент, использовать значения при заниженой вязкости для того чтобы месторождение фигурировало с более высоким поненциалом.

visual73 2141 14
Апр 11 #5

может есть диапазон и по пластовой температуре? Или не все первичные данные имеешь

Больше всего на вязкость влияет газосодержание - ищи здесь разгадку.

если есть газовая шапка, или имеется насыщенная система, то я могу предположить что происходит...

petra 107 11
Апр 11 #6

Virgiz пишет:

Ситуация такая.
Исследования ОФП проводили амереканцы:
Вязкость использованной нефти 60 сП. (t 20C)
Через n-ое время исследования ОФП проводит Китай:
Вязкость использованной нефти 800 сП. (t 20 C)
В отчетах исследований пластовой нефти разных годов- среднеее значение вязкости пластовой нефти = 380 сП, среднее значение вязкости дегазированной нефти = 800 сП.

Понятно, что Китайцы моделировали ОФП используя дегазированную нефть, чем дискредетировали свои данные для дальнейшего постоения зависимостей связанных с нефтью. Вопрос, почему амереканцы исспользовали нефть с такой низкой вязкостию, есть ли этому какое либо оправдание или объяснение????

Наверно потому, что других проб не было, что было то и измерили. Ксати это случайно не в Хьюстоне исследовали нефть )?

Virgiz 135 10
Апр 11 #7

visual73 пишет:

может есть диапазон и по пластовой температуре? Или не все первичные данные имеешь

Больше всего на вязкость влияет газосодержание - ищи здесь разгадку.

если есть газовая шапка, или имеется насыщенная система, то я могу предположить что происходит...

 Есть все первоначальные данные. Диапазон температуры : разброс не существенный 20 -35С. Понимаю, что газосодержащие влияет на вязкость, я думал, что разгадка связана с этим. Хотелось бы больше конкретики: т.е. нефть имеющая растворенный газ с вязкостью 200 сП имеет такие же свойства, что и нефть без газа с вязкостью 60 сП. Или же все намного проще и диджиталы просто провели исследования не корректно?

Черт, чтото ресурс тупит, не могу скинуть картинку ((

 

Virgiz 135 10
Апр 11 #8

[/quote]

Наверно потому, что других проб не было, что было то и измерили. Ксати это случайно не в Хьюстоне исследовали нефть )?

[/quote]

Как понять небыло других проб??? O_o

Все пробы были, и они одни из тех кто их отбирал...

Не уверен, но помоему в Денвере.

Virgiz 135 10
Апр 11 #9

http://i026.radikal.ru/1104/77/bed69beb7511.jpg

Eric_Cartman 125 11
Апр 11 #10

Virgiz, а сильно отличаются результаты исследования то, подвижной нефти намного больше?

Virgiz 135 10
Апр 11 #11

Да сильно, я поэтому и внимание на вязкость обратил. Щас картинки скину

Virgiz 135 10
Апр 11 #12

Все американские исследования приблизительно такого вида:
http://s51.radikal.ru/i132/1104/2d/5d42a121e5fa.jpg

Все китайские исследования приблизительно такого вида:
http://s57.radikal.ru/i156/1104/5a/b311baed2b8b.jpg

Температуры одинаковые , вязкости разные.

Eric_Cartman 125 11
Апр 11 #13

у меня вопрос как они получили нефть в 60 сп, если вязкость пластовой нефти = 380 сП, а вязкость при атм. усл. соответвенно еще выше.

такую вязкость можно получить лишь насытив нефть газом и исследовать при давлениях значительно превышающих атмосферное. Но по моему исследования проводят при стандартных условиях? (раз уж темп=20 С)

visual73 2141 14
Апр 11 #14

Virgiz пишет:

Понимаю, что газосодержащие влияет на вязкость, я думал, что разгадка связана с этим. Хотелось бы больше конкретики: т.е. нефть имеющая растворенный газ с вязкостью 200 сП имеет такие же свойства, что и нефть без газа с вязкостью 60 сП. Или же все намного проще и диджиталы просто провели исследования не корректно?

Про одинаковые свойства- какая-то ерунда, я не понял.

например. Если имеется газовая шапка (или пластовая нефть насыщенная), то пластовые пробы часто очень не качественные и попадают в лабу частично разгазированные. Янки могли обосновать, напр., что пластовая нефть должна иметь выше газосодержание. Повышение Rs ведёт к уменьшению вязкости.

petra 107 11
Апр 11 #15

Интересно пробы были взяты с одного горизонта и в предлах одной структурной зоны?

Virgiz 135 10
Апр 11 #16

Eric_Cartman пишет:

у меня вопрос как они получили нефть в 60 сп, если вязкость пластовой нефти = 380 сП, а вязкость при атм. усл. соответвенно еще выше.

такую вязкость можно получить лишь насытив нефть газом и исследовать при давлениях значительно превышающих атмосферное. Но по моему исследования проводят при стандартных условиях? (раз уж темп=20 С)

У меня тотже самый вопрос;)

Гоша 1197 15
Апр 11 #17

Virgiz пишет:
Диапазон температуры : разброс не существенный 20 -35С.

Однако вязкость с температурой меняется в 3 раза в этом диапазоне (это пластовую нефть-то грели?).

Virgiz пишет:
http://i026.radikal.ru/1104/77/bed69beb7511.jpg

И почему он тогда несущественный?

 

Virgiz 135 10
Апр 11 #18

visual73 пишет:

Про одинаковые свойства- какая-то ерунда, я не понял.

например. Если имеется газовая шапка (или пластовая нефть насыщенная), то пластовые пробы часто очень не качественные и попадают в лабу частично разгазированные. Янки могли обосновать, напр., что пластовая нефть должна иметь выше газосодержание. Повышение Rs ведёт к уменьшению вязкости.

Ты прав ерунду написал. На вскидку. Просто не знаю технологий моделирования пластовых условий.

На самом деле спасибо, наверно ты прав, газовая шапка есть (небольная правда). И возможно все как раз так как ты сказал и обстоит. Правда, эти янки, ни в одном месте их отчетов, это не написали.
Зато в той часте отчета, где они обосновывают методики применения ЯМР они упоминают о "вязких нефтях месторождения с вязкостью в ~ 400 сП"

"The purpose of this document is to explain the strategy and recommended
programme for acquiring NMR core data for heavy-oil reservoirs. These shallow, unconsolidated reservoirs contain
viscous oil (~400 cp) that resides in a clastic system at essentially ambient
temperature".

Virgiz 135 10
Апр 11 #19

petra пишет:

Интересно пробы были взяты с одного горизонта и в предлах одной структурной зоны?

Да одна зона.

Virgiz 135 10
Апр 11 #20

Гоша пишет:

Однако вязкость с температурой меняется в 3 раза в этом диапазоне (это пластовую нефть-то грели?).

И почему он тогда несущественный?

 

Все просто, разработка предпологает закачку пара.

visual73 2141 14
Апр 11 #21

Virgiz

не верь китайцам, они всё врут, потому что очень плохо учились у американцев.

относись со здоровой критикой к янки, у них хороший опыт, хорошая техника и хорошие специалисты, больших несуразиц у них не встретишь, в отличии от китайских товарищей. У меня есть опыт работы с СНК (чайна)), поэтому так пишу.

 

VIT 1124 15
Апр 11 #22

Я что-то не пойму вообще причем здесь вязкость реальной нефти и той что использовали при ОФП. В большинстве случаях это вообще разные жидкости, иногда жидкость для ОФП стараются подобрать близкой по вязкости к пластовой, а иногда нет.

Eric_Cartman 125 11
Апр 11 #23

VIT, вот у меня тоже появилась мысль что американцы использовли не родную нефть с этого месторождения. Потому что им пришлось бы проводить исследования при больших давлениях.

Не будем забывать, что ОФП - это свойство породы, а не свойство флюида. Я не знаю как определяют ОФП, но возможно что для этих целей американцы используют стандартный какой-то флюид.

На этом форуме должны быть люди из петрофизических лабораторий, хорошо бы чтобы они прояснили. Может даже гдето регламентировано параметры этого стандартного флюида (если он все же существует)?

С другой стороны исследования на нефти, сильно отличающейся по свойствам от нефти в месторождении, изначально будут содержать погрешность, коих в нашей работе и так достаточно :(

Virgiz 135 10
Апр 11 #24

visual73 пишет:

Virgiz

не верь китайцам, они всё врут, потому что очень плохо учились у американцев.

относись со здоровой критикой к янки, у них хороший опыт, хорошая техника и хорошие специалисты, больших несуразиц у них не встретишь, в отличии от китайских товарищей. У меня есть опыт работы с СНК (чайна)), поэтому так пишу.

На счет Китайцев, у меня никаких иллюзий и небыло. Сам имею давольно продолжитеньный опыт работы с ними)))

Virgiz 135 10
Апр 11 #25

Eric_Cartman,VIT

Я какраз это и имел ввиду когда ерунду говорил. Как на самом деле моделируются пластовые уссловия? Возможно использовали минеральное масло а отсутствие газа и давление компенсировали пониженой вязкозтью. Все это конечно домыслы основанные на отсутствии опыта в проведении таких исследований.

Хотелось бы послушать, людей проводящие подобные эксперементы.

visual73 2141 14
Апр 11 #26

Нормальное исследование должно проводиться с использованием родной пластовой нефтью, а точнее - использовать её характеристики, и ещё точнее - её вязкость. Всё остальное из области - "а давайте посчитаем по корреляциям...". Вязкость пластовой нефти определяют вискозиметрами разных типов (от типа прибора также зависит результат).

Всё это должно быть описано в отчёте о работе. Если не описано - соответственно и относиться к такому опусу.

Для ОФП специально отбирают родную (правда сепарированную) нефть. Но вязкость им нужна пластовой (газированной) нефти при пластовых условиях.

На офп есть ост, читайте.

Завтра тоже надо почитать, пополнить багаж знаний, пригодится  ))

А чё за месторождение? Очень уж пластовая температура знакомая...)) да и вязкость тоже....что-то такое родное, близкое...и уникальное ))

Virgiz 135 10
Апр 11 #27

Как же тогда моделируют газосодержание (давление в принципе понятно)?

В отчете написано, только то что используется нефть с такойто вязкозтью.

Дайте и мне почитать если не жалко?

Каражанбас. Близко))?

RomanK. 2164 13
Апр 11 #28

На приведенных рисунках смотрю - водонасыщенность начальная (23% и 30%) конечная (70% и 71%). Достаточно близкие значения особенно остаточной нефтенасыщенности. Далее, конечные точки по воде. Для нефти в 800 это значение 0.02, для нефти 60 - 0.26. ОФП нормируют к единице по проницаемости по нефти, поэтому смотрим соотношения конечных по воде 0.26/0.02 ~ 13 раз. Соотношение вязкостей 800/60~13 раз. 

Это одинаковые ОФП.

Virgiz 135 10
Апр 11 #29

Наверно, не совсем удачные рисунки показал.

На самом деле, я строил кор связь Кно от Кп. Получаются две совершенно разные зависимости. В случае китайцев в области пониженной пористости получаются чудовищные значения Кно, около 60 и более . В случае американцев значения вполне вменяемые. Грфики наверно уже только  во вторник вылажу.

И ещё я долю воды в потоке расчитывал коррелируя её с пористстью, при разных вязкозтях естесна большое отличие.

visual73 2141 14
Апр 11 #30
Зачитываю себе и всем (ОСТ39-235-89):
 
"При определении фазовых проницаемостей использовать пластовые пробы безводной нефти...а также флюиды используемые в качестве рабочих агентов при разработке..."
"При отсутствии пластовых флюидов допускается использование их моделей. В качестве моделей использовать нефть, разбавленную растворителем (керосин, бензин, петролейка), количество которого подбирают чтобы вязкость и межфаз.натяжение соответствовали пластовым условиям. Количество растоврителя не должно превышать 30%. Допускается использовать рекомбинированные пробы."
 
 
Короче. Можно практически делать из ничего. А вязкость пластовой нефти определить рассчётным методом. Всё возможно. Но тогда и на результаты уж не пеняйте - плюс минус киллометр.
Хороший же результат будет у того, кто использует пластовую родную нефть. Вязкость же её нужно определить заранее, т.к. она используется для вычисления фаз проницаемости, обычно это делает PVT лаборатория пластовых флюидов. Можно использовать рекомбинированную нефть.
Всё остальное (использование неродного газа, (не)родной сепарированной нефти с растворителями, расчёта вязкости пластовой нефти) ведёт к увеличению погрешностей и сказывается на качестве результатов. Но никто не запрещает ))
 
Не. Каражанбас - далеко, но с некоторыми Казахскими месторождениями знаком, от туда же и с СНК знаком )) Китайцев у вас много, прям лезут не дуром ))0
ProMan 532 11
Апр 11 #31

visual73 пишет:

Короче. Можно практически делать из ничего. А вязкость пластовой нефти определить рассчётным методом. Всё возможно. Но тогда и на результаты уж не пеняйте - плюс минус киллометр.
Хороший же результат будет у того, кто использует пластовую родную нефть. Вязкость же её нужно определить заранее, т.к. она используется для вычисления фаз проницаемости, обычно это делает PVT лаборатория пластовых флюидов. Можно использовать рекомбинированную нефть.
Всё остальное (использование неродного газа, (не)родной сепарированной нефти с растворителями, расчёта вязкости пластовой нефти) ведёт к увеличению погрешностей и сказывается на качестве результатов. Но никто не запрещает ))

Считается что на ОФП в основном влияет поверхностное натяжение. При IFT=0 в композиционных симуляторах ОФП становиться прямой линией.

Думаю поэтому в лабах делают на различных жидкостях. Кажется одно время только ртуть и использовалась а после делались коректировки по IFT получали свою кривую ОФП. По крайней мере думаю это работало для легких нефтей. 

Так отсюда должно следовать что поверхностное натяжение должно влиять на вязкость. При коректировки получишь истиную кривую.

Virgiz 135 10
Май 11 #32

Сегодня подумал, а какое газосодержание может оказывать существенное влияние на вязкость?

Скажем, на моем месторождении газосодержание в среднем около 10 м3/т. Маловато. А на подвижность нефти какое окажет влияние?

И на Кно?

 

Mind Master 27 12
Май 11 #33

Virgiz пишет:

Сегодня подумал, а какое газосодержание может оказывать существенное влияние на вязкость?

Скажем, на моем месторождении газосодержание в среднем около 10 м3/т. Маловато. А на подвижность нефти какое окажет влияние?

И на Кно?

Судя по моему небольшому опыту газосодержание не слишком на вязкость влияет. Увеличение газосодержания с 10 до 16 м3/т приводило к снижению вязкости где-то на 3-4 сПз. Но у меня была совсем невязкая нефть. Может для высоких вязкостей все по-другому?

Что касается подвижности нефти и Кно. Если рассматривать "двухфазную" систему вода + нефть с растворенным газом, то мне кажется, что характер вытеснения в основном определяется соотношением вязкости нефти и воды. Так с увеличением газосодержания снижается вязкость нефти -> снижается соотношение вязкостей нефти и воды в "лучшую" сторону -> соответственно должна понизиться остаточная нефтенасыщенность. Но еще раз повторюсь, для моего случая с невысокой вязкости нефти влияние газосодержания на вязкость не такое уж значительное.

Go to top