Проницаемость

Последнее сообщение
Steve_Jobs 7 10
Июн 12

Как можно обосновать, что проницаемость в модели заниженная ? На основании чего можно сделать вывод о проницаемости и с какой доли вероятности? 

Airat55 93 10
Июн 12 #1

абстрактное объяснение "не течет" не устроит?) т.е. если проницаемость не позволяет выйти на жидкость. плюс можно попробовать смоделировать ГДИС, но этим наверное мало кто замарачивается. мы точно нет)

Airat55 93 10
Июн 12 #2

а данные по пронцаемости из корреляции perm=f(poro)?. на своих кернах?

Steve_Jobs 7 10
Июн 12 #3

Airat55

Да, проницаемость в модели построена  от в зависимости от пористости. На сколько можно увеличить проницаемость и как это правильно обосновать?

AlNikS 878 14
Июн 12 #4

По-моему, зависимость от пористости всегда можно "пересмотреть", раза в два-три :)

TimTTT 156 15
Июн 12 #5

Зависимость это, как правило, облако точек с разбросом в 2 порядка, вот так их и надо в модели распределять, чтобы вероятность появления точки в диапазонах сохранить. А там обширное поле для экспериментов.

Airat55 93 10
Июн 12 #6

ну крутить в два-три раза по всей модели только потому, что так захотелось моделлеру, это по-моему черезчур) 30-50% еще куда не шло..если надо больше, я бы взял пару-тройку скважин, сравнил бы динамику пластовых с историей, показал бы красивые "запаздывающие" графики, и только тогда гордо множил бы проницаемость. естественно всё с умом и без фанатизму)

RomanK. 2181 14
Июн 12 #7

Там кажется всё проще. Надо сравнить продуктивности модель-факт. Один момент, что в моделях с продуктивностью всё плохо. Придется выдумать некоторое подобие продуктивности в модели, другими словами принять соглашение с совестью что именно мы (я, ты, все) понимаем под продуктивностью и что будет брать для расчёта оной. Пластового мало для понятия проницаемости (фильтрационное сопротивление) это ещё и перепад напряжения (перепад давлений), поэтому и пластовое и обязательно забойное давление. Только опять соглашение о пластовом давлении...

ТимТТТ правильно отметил, что по большому счёту между проницаемостью и пористостью нет функциональной зависимости. Да, без сомнения, чем выше пористость тем выше проницаемость, но коридор значений уж очень широк. И нельзя понимать отклонение фактических точек от тренда как "ошибка". Это не ошибка, это факт. А факт такой что при одном и томже значении пористости можно получить как 10mD так и 1000mD. Идеально было бы найти зависимость, которая опишет точки "в облаке" зависимости. Это хороший путь. Используемая сейчас повсеместно функциональная зависимость не более чем необходимость уж что-то задать в каждой ячейке.

AlNikS 878 14
Июн 12 #8

"только потому, что так захотелось моделлеру" ничего нельзя делать, у всего должно быть обоснование.

AlNikS 878 14
Июн 12 #9

Кстати, есть такая идея. Возможно, она не новая, но я сам дошел :) Берем облако lg(k) от phi, проводим посередине линейный тренд, пусть это будет lg(k)=A*phi+B. Пусть a = arctg (A). Повернем график так, чтобы тренд "лёг" на ось абсцисс, для этого делаем замену переменных:

x = cos(a)*phi + sin(a)*(lg(k)-B)

y = -sin(a)*phi + cos(a)*(lg(k)-B)

Наш тренд преобразуется в y = 0, а точки данных y, соответственно, "прыгают" вокруг 0. Получаем абсолютно ни с чем не связанный стохастически распределённый параметр, снимаем с него нормальное распределение и по нему строим такой же ни с чем не связанный куб значений. Обозначим его Y. Отдельно у нас есть куб пористости PHI. Идем в калькулятор свойств и делаем обратное преобразование: K = 10^(Y/cos(a) + A*PHI + B). Ну и не забыть обрезать по cut-off, чтобы не было левых значений. Хорошо бы если бы кто-нибудь попробовал, на бумаге вроде все красиво :)

EmptyEye13 102 15
Июн 12 #10

Wasteland Rat,

Это похоже на метод главных компонент.

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9C%D0%B5%D1%82%D0%BE%D0%B4_%D0%B3%D0%BB%D0%B0%D0%B2%D0%BD%D1%8B%D1%85_%D0%BA%D0%BE%D0%BC%D0%BF%D0%BE%D0%BD%D0%B5%D0%BD%D1%82

Есть еще так называемый "Redused Major Axis Regression".. он тоже проводит линию "по центру оси облака". Только считает долго зараза и зависит от единиц измерения конечно.

RomanK. 2181 14
Июн 12 #11

"только потому, что так захотелось моделлеру" ничего нельзя делать, у всего должно быть обоснование.

Так вместо обоснования и подсовывается эта зависимость, которая ничего не обосновывает :)

Может лучше попробовать таким образом - каждое определение пронициаемости имеет привязку к глубине и скважине. Сделать искуственный лог и размазать уже такую гадость? Проблема будет в том, что керн могут отобрать только в двух первых скважинах и никакого покрытия по площади ожидать не стоит. Это отчественная реалия, кажется у буржуинов с этим лучше и такой подход будет ну типа весомей.

AlNikS 878 14
Июн 12 #12

Я думаю, даже буржуины отбирают керн только в вертикальных скважинах :)

Airat55 93 10
Июн 12 #13

а мне кажется, проще и разумнее не выдумывать, а получить проницаемость одной зависимостью от пористости, ну или несколькими в зависимости от фес. посмотреть общую картину адаптации, по результатам множить всё поле/менять вид зависимости. а потом уже выборочно работать множителями.

всё равно всё этим закончится, как бы мы не извращались при построении первоначального поля.

Airat55 93 10
Июн 12 #14

не, "выдумывать", конечно, это хорошо и как метод работы, это прекрасно. но в данном конкретном случае не оправданно, мое мнение)

Гоша 1199 15
Июн 12 #15

Wasteland Rat пишет:

Кстати, есть такая идея. Возможно, она не новая, но я сам дошел :) Берем облако lg(k) от phi, проводим посередине линейный тренд, пусть это будет lg(k)=A*phi+B. Пусть a = arctg (A). Повернем график так, чтобы тренд "лёг" на ось абсцисс

... 

Не обязательно преобразования переменных делать. Верификация регрессионной модели сводится к проверке нормальности остатков - попутно вычисляется их дисперсия. Так что, в калькулятор свойств вместо  надо заложить , где последнее слагаемое - и есть "ни с чем не связанный" параметр - Гауссова случайная величина с нулевым средним и дисперсией остатков.

 

AlNikS 878 14
Июн 12 #16

Airat55 пишет:

а мне кажется, проще и разумнее не выдумывать, а получить проницаемость одной зависимостью от пористости, ну или несколькими в зависимости от фес. посмотреть общую картину адаптации, по результатам множить всё поле/менять вид зависимости. а потом уже выборочно работать множителями.

всё равно всё этим закончится, как бы мы не извращались при построении первоначального поля.

Я бы не принял модель с таким объяснением :) А с чего вы взяли в таком случае, что дело в ФЕС? Может это PVT, ОФП, подвижность флюидов и насыщение?

Гоша 1199 15
Июн 12 #17

Не совсем верно сказал "сводится к" - точнее "один из пунктов верификации"

AlNikS 878 14
Июн 12 #18

Гоша пишет:

Wasteland Rat пишет:

Кстати, есть такая идея. Возможно, она не новая, но я сам дошел :) Берем облако lg(k) от phi, проводим посередине линейный тренд, пусть это будет lg(k)=A*phi+B. Пусть a = arctg (A). Повернем график так, чтобы тренд "лёг" на ось абсцисс

... 

Не обязательно преобразования переменных делать. Верификация регрессионной модели сводится к проверке нормальности остатков - попутно вычисляется их дисперсия. Так что, в калькулятор свойств вместо  надо заложить , где последнее слагаемое - и есть "ни с чем не связанный" параметр - Гауссова случайная величина с нулевым средним и дисперсией остатков.

 

Ну тогда получается, надо дисперсию для епсилон перебором подбирать, чтобы получить первоначальный "огурец", а у меня напрямую считается, ничего перебирать не надо.

AlNikS 878 14
Июн 12 #19

А всё понял, туплю. Почему посты править нельзя???

helgibh 65 10
Июн 12 #20

Сделать так можно, только толку? Чем это будет лучше экспоненты? Экспонента-простое усреднение, первое приближение. А дальше в процессе адаптации уже надо подстраивать проницаемость. Причем в модели ячейки phi-k могут даже быть такими, что на графике phi-k они вылазят за пределы облака по керну. Это ничему не противоречит. Сказывается разность масштаба ячеек и керна и нелинейность зависимости.

Celebrity 1679 14
Июн 12 #21

Господа, я кончено дико извиняюсь..но.

Первоначальная проблема тут, что фактически геологу модельеру до лампочки ваша проницаемость.

Вот в чем корень зла. Как правило параметр этот строится на "отъе..сь". Отсюда нелепость палки в облаке распределения PHIE-PERM.

Если бы это так было бы важно для геологов они нашли бы 100500 сбособов моделить проницаемость (взглянем на варианты для насыщенности).

Ну уж хотя бы удосюжелись считать в 3 направлениях (тензорно)...Дело то не в математике, а в задачах, сроках и менталитете.

Отчего всегда не доверял себе (геологам-кнопочникам) при построении проницаемости. Вывод же такой - надо изменить проницаемость в геомодели?меняй и не комплексуй.

Airat55 93 10
Июн 12 #22

Wasteland Rat пишет:

Airat55 пишет:

а мне кажется, проще и разумнее не выдумывать, а получить проницаемость одной зависимостью от пористости, ну или несколькими в зависимости от фес. посмотреть общую картину адаптации, по результатам множить всё поле/менять вид зависимости. а потом уже выборочно работать множителями.

всё равно всё этим закончится, как бы мы не извращались при построении первоначального поля.

Я бы не принял модель с таким объяснением :) А с чего вы взяли в таком случае, что дело в ФЕС? Может это PVT, ОФП, подвижность флюидов и насыщение?

а с чего в таком случае вы взяли, что это не фес?) фес в межскважинном пространстве - самый неопределенный параметр из вами перечисленных (а в случае с проницаемостью - параметр неопределнный даже во вскрытых ячейках). а я вам модели и не сдаю, а рассуждаю) не приняли бы вы, ишь))

DmitryB 487 14
Июн 12 #23

"Я думаю, даже буржуины отбирают керн только в вертикальных скважинах :)"

 

Зря так думаете. Это не так.

AGA 758 10
Июн 12 #24

Все зависит еще от месторождения и недропользователя.

На моем опыте - все хитрые методы доказательства проницаемости сводятся к дикому шаманству ближе к сдаче проекта и тупо объясняется динамикой работы скважины, как по жидкости, так и по пластовому давлению ! =))

AlNikS 878 14
Июн 12 #25

По идее-то, кроме огурцового облака, есть еще КВД. С них можно снять kh, подставить h из модели, k пересчитать в абсолютную и сравнить с тем, что по керновой зависимости получается. А да кстати, вот еще одна потенциальная причина почему "не течет" - эффективные толщины занижены.

EmptyEye13 102 15
Июн 12 #26

Так корреляция "облака" должна быть выбрана так, чтобы kh полученный в модели соответствовал ГДИ.

Другое дело что ГДИ надо долго фильтровать и пересматривать - например сервисники бывает каждый тест интерпретируют безо всякой связи с предыдущими, или хотя бы соседнимим скважинами. Сделали пробы нефти - 2 сПз вместо 30 обычных (напутали в лаборатории?) и получили 200 мД (а до этого то по скважинам 3000 - 5000, плюс по керну пористость 30% в среднем). И никто ничему не удивляется.

А с эхолотов вообще текущее давление выше начального на 20%. Такие КВД.

 

 

Гоша 1199 15
Июн 12 #27

2 Wasteland Rat

>>>
Ну тогда получается, надо дисперсию для епсилон перебором подбирать, чтобы получить первоначальный "огурец", а у меня напрямую считается, ничего перебирать не надо.
>>>

И тут напрямую - если из фактических значений вычесть модельные и по этому набору точек взять дисперсию.

>>>
А всё понял, туплю. Почему посты править нельзя???
>>>

Наверное, девиз нового форума "напечатал с клавы - не вырубишь топором" :)

====================

2 EmptyEye13

>>>
Так корреляция "облака" должна быть выбрана так, чтобы kh полученный в модели соответствовал ГДИ.
>>>

Думаю, что уравнение должно быть выбрано так, чтобы не содержать статистической погрешности (несмещенная оценка). Если все же ГДИ надежнее чем черн, то и выбирайте по ГДИ - только не ссылаясь на "огурцовое облако" с керна :)

SM 18 15
Июл 12 #28

Airat55 пишет:

ну крутить в два-три раза по всей модели только потому, что так захотелось моделлеру, это по-моему черезчур) 30-50% еще куда не шло..

Нам коллеги из Тюмени в гидродинамику вставляют куб проницаемости местами накрученный в 10-12 раз от геологической :)

volvlad 2256 15
Июл 12 #29

SM пишет:

Нам коллеги из Тюмени в гидродинамику вставляют куб проницаемости местами накрученный в 10-12 раз от геологической :)

И что, не вижу ничего смешного и странного. Конечно, не зная тип коллектора, количество и качество кернового материала, нельзя сказать много это или мало. Но к примеру, для трещиноватых коллекторов увеличение общей проницаемости в 10 раз по сравнению с проницаемостью матрицы вполне нормальное явление. Разумеется, что увеличение проницаемости такого порядка характерно лишь для зон с высокой плотностью трешиноватости, для прочих зон общая проницаемость может быть сравнима с матричной. В случае с песчаниками стоило бы призамудаться над увеличение в 10 раз, хотя стоит посмотреть на обоснования и имеющиеся данные, возможно пересмотреть зависимость.

Повторюсь к уже к сказанному несколько раз выше, что у всего должно быть обоснование, данные по добыче, КВД, динамика пластового, если есть то добыча газа.

Lyric 328 15
Июл 12 #30

SM пишет:

Airat55 пишет:

ну крутить в два-три раза по всей модели только потому, что так захотелось моделлеру, это по-моему черезчур) 30-50% еще куда не шло..

Нам коллеги из Тюмени в гидродинамику вставляют куб проницаемости местами накрученный в 10-12 раз от геологической :)

Судя по всему ресь идет о Верхнечонском НГКМ=)))

Так для такого коллектора с повсеместным применением ГС вполне нормальные множители. У вас петрофизическая модель дает погрешность +- пол порядка в каждую сторону в лучшем случае.

S_Lava 49 14
Июл 12 #31

Самое интересное, когда куб проницаемости строится даже на керновом материале. А на региональном анализе и результатах исследования "соседнего" месторождения.

А вообще, уровень достоверности данных (не важно: проницаемости, добычи, давлений ...) дает прямую зависимость на дозволеность модельеру к варьированию данных.

Так что и 10ти кратное изменение (не только увеличение) проницаемости - это не предел.

П.С. А как бы хотелось, чтоб коллеги-геологи могли четко выдать куб проницаемости... ох как бы этого хотелось.

Go to top