Исходные данные для расчёта

Последнее сообщение
valer 441 10
Авг 12

Вообще-то этим занимается отдел разработки, но для общего представления. Исходные данные для расчёта предосталяет Заказчик. 1.Вот порылся в базе, нашёл пористость. Какая она, открытая, эффективная, а может вообще, общая? Основной объём исследований делается для подсчёта запасов и КИН. При бурении эксплуатации керн это редкость. Все данные по пористости это корреляция. Что будет делать интерпретатор, в отчётах так и напишет, пористость.

2.Эффективная мощность, а если нет потокометрии, значит возьмут весь интервал перфорации. Жизненно?

3.Сжимаемость нефти, скелета породы, с этим  проще, а вот сжимаемость газа в исходных соответственно и в отчётах отсутствует. Почему?

4.Обводнённость конечно дам устьевую. Кто-то будет пересчитывать на истинную?

5.Газонасыщенность. Тут вообще тёмный лес, при подсчёте принята нолевая. А уже заметили, что при увеличении на 0,1 скин растёт вдвое.

Вопрос, что критично, а что интерпретация сгладит. 

visual73 2141 15
Авг 12 #1

3. Если имеется ввиду коэффициент сверхсжимаемости пластового газа, то в нормальных (обычно импортных) отчётах PVT этот параметр определяется экспериментально. В наших отчётах это не часто есть. Часто его считают по палеткам или по УС. А иногда вообще не приводят ))) Хотя это главный подсчётный параметр.

AlNikS 878 14
Авг 12 #2

1. В подсчетах запасов, ТЭО КИН и т.п. используется "обычная" открытая пористость. За эффективной, динамической - надо лезть непосредственно в отчеты по исследованию керна.

2. В таком случае, должен браться не интервал перфорации, а эффективная мощность по результатам РИГИС в интервале перфорации. Интерпретация ГДИС в любом случае подразумевает во все стороны однородный пласт.

3. Если нет газовой шапки и добывается попутный газ, зачем она нужна? Когда газ с жидкостью находятся в контакте, при изменениях давления и температуры одна фаза переходит в другую, компонентный состав и PVT-свойства газовой фазы меняются, физический смысл сжимаемости газа как константы теряется. Для исследования пласта имеет смысл сжимаемость пластового газа.

4. Что имеется в виду под истинной обводненностью? Кривая фракциального потока что ли?

5. При подсчете принята нулевая - значит какого-либо подтверждения естественной газовой шапки нет. При многофазной интерпретации должны учитываться ОФП, при изменении насыщения скин меняться не должен, потеря продуктивности учитывается через ОФП. А вообще, я лично не очень верю в многофазную интерпретацию, т.к. ОФП для нее по науке должны браться с конкретно этой скважины. Если образовалась техногенная газовая шапка, то это уже другой вопрос, наполовину юридический.

AlNikS 878 14
Авг 12 #3

В дополнение. Для ГДИС при интерпретации параметров пласта ключевой параметр - произведение KH. Общее KH по скважине. Возьмете завышенное H - получите заниженное K, и наоборот.

valer 441 10
Авг 12 #4

Wasteland Rat пишет:

3. Если нет газовой шапки и добывается попутный газ, зачем она нужна? Когда газ с жидкостью находятся в контакте, при изменениях давления и температуры одна фаза переходит в другую, компонентный состав и PVT-свойства газовой фазы меняются, физический смысл сжимаемости газа как константы теряется. Для исследования пласта имеет смысл сжимаемость пластового газа.

4. Что имеется в виду под истинной обводненностью? Кривая фракциального потока что ли?

Что-то никто у меня (у отдела) не просит эффективные толщины, обходятся.

За пористость уже говорил, эффективная только если брать корреляцию из того-же подсчёта. Если ещё и обьект трешиноватый, керна вообще мизер. 

Сжимаемость газа входит в сжимаемость всей системы, а если газа много, то и определяет порядок. Я (да и наверно не только я) в исходных не даю, никто и не просит, состав газа, а сверхсжимаемость будет от него зависеть. Дам только начальное газосодержание, опять из подсчёта.

Обводнённость имеется в виду пластовая, на устье будет сильно зависеть от дебита, вязкости. А для расчётов, как понимаю, лучше ту, что внизу? 

valer 441 10
Авг 12 #5

Да, если оставить пористость открытую, то надо ещё связанную воду учесть?

transmega 266 11
Авг 12 #6

Wasteland Rat пишет:

5. При подсчете принята нулевая - значит какого-либо подтверждения естественной газовой шапки нет. При многофазной интерпретации должны учитываться ОФП, при изменении насыщения скин меняться не должен

может я ошибаюсь, за одно исправьте. Как минимум 0.1 связанного газа в породе должно быть. Это даже если Рзаб>Рнас. А в случае Valer, так у них Рзаб<Рнас, там вокруг забоя куча газа в порах. Боюсь минимум 0.2. При увеличении Sg на 0.1 скин растет на 0.5-1.0. Проверял

 

с остальным с Wasteland Rat вроде согласен

transmega 266 11
Авг 12 #7

При увеличении Sg на 0.1, Ct (сжимаемость системы) растет ВДВОЕ (!)

valer 441 10
Авг 12 #8

Да, ошибся.

В принципе есть какие-то номограммы, в том-же подсчёте запасов, связывающие ряд параметров с давлением, кто-то пользуется? 

AlNikS 878 14
Авг 12 #9

Если речь идёт о выделении газа у забоя, то это всё идёт в скин. В сжимаемости ПЛАСТОВОЙ СИСТЕМЫ не должно быть составляющей по газу.

Если речь идёт о газе в пласте, тогда это учитывается через сжимаемость и ОФП, и скин здесь ни при чём. Не надо всё в одну кучу мешать.

AlNikS 878 14
Авг 12 #10

valer пишет:

Да, ошибся.

В принципе есть какие-то номограммы, в том-же подсчёте запасов, связывающие ряд параметров с давлением, кто-то пользуется? 

Лично я нет, т.к. там все зависимости и значения в среднем по больнице. Если интересует конкретный участок, лезу в отчеты по керновым и PVT-исследованиям конкретно по этому участку.

transmega 266 11
Авг 12 #11

Wasteland Rat пишет:

А) Если речь идёт о выделении газа у забоя, то это всё идёт в скин. В сжимаемости ПЛАСТОВОЙ СИСТЕМЫ не должно быть составляющей по газу.

Б) Если речь идёт о газе в пласте, тогда это учитывается через сжимаемость и ОФП, и скин здесь ни при чём. Не надо всё в одну кучу мешать.

вы о чем вообще? В обоих случаях Sg - важнейший параметр, а все игнорируриют его, нулем обзывают.

А) по какой формуле? только ли у забоя? а может радиусом метров так в 100? (если Рзаб<<Рнас)

Б) все ГДИС взаимосвязано и как-раз в кучу намешано, одно за одно цепляется

Dorzhi 1017 16
Авг 12 #12

а для какого расчета то? 

GromoOtvod 106 14
Авг 12 #13

transmega пишет:

Как минимум 0.1 связанного газа в породе должно быть. Это даже если Рзаб>Рнас. 

Обоснуйте пожалуйста. 

Странник 145 10
Авг 12 #14

valer пишет:

1. У каждого метода определения пористости есть свои недостатки. Пористость по керну хоть и определяется напрямую, но сам образец керна мал и отбирается лишь в некоторых интервалах. В целом пористость мало влияет на основные гидродинамические параметры:

2. Делают и так. В таком случае проницаемость продуктивного пласта будет "размазана" по всей принятой мощности. Значение проницаемости включает в себя неточности в исходных параметрах (см. рис. выше), однако её в любой момент можно пересчитать по гидропроводности.

3. Кто-то приводит, кто-то нет.

4. При интерпретации ГДИ механизированных и фонтанных скважин используются дебиты по жидкости в поверхностных условиях, соответственно, обводненность тоже должна определяться на устье. 

5. Газонасыщенность редко учитывается при расчетах, чаще всего ограничиваются нефтью и водой. 

Странник 145 10
Авг 12 #15

На этом форуме явно не хватает возможности редактировать свои сообщения.

valer 441 10
Авг 12 #16

Да, но через объёмный к-т дебит пересчитывается к пластовым. А для пересчёта обводнённости была от шлюмберже номограмка, неужто её нет в программном виде?

AlNikS 878 14
Авг 12 #17

Интерпретация ГДИС основана на однородной модели пласта по всем свойствам - пористость, проницаемость, толщина, насыщение. Сверху на неё накручиваются условия на внешней границе (разломы, трещины, выклинивания и т.д.) и в призабойной зоне (загрязнение/трещина/несовершенство вскрытия). В общем случае газ делится на тот, который изначально был в пласте и тот, который выделяется в призабойной зоне скважины. Первый учитывается в сжимаемости и ОФП, второй в скине. Запихивать газ, который выделяется у забоя, в сжимаемость ИМХО неверно. Про 100 метров я очень сильно сомневаюсь. Основное падение давления происходит буквально в нескольких метрах от скважины, воронка ведь имеет логарифмическую зависимость.

Странник 145 10
Авг 12 #18

valer пишет:

Да, но через объёмный к-т дебит пересчитывается к пластовым. А для пересчёта обводнённости была от шлюмберже номограмка, неужто её нет в программном виде?

В Сапфире отдельно задаются дебиты по нефти и воде в поверхностных условиях, которые затем пересчитываются к пластовым условиям через объемный коэффициент. Зачем нужен пересчет обводненности для интерпретации? 

valer 441 10
Авг 12 #19

Попалась инструкция, советских времён, где приведена эта номограмма и рекомендовано воду пересчитывать . Завтра отсканирую, выложу. Там есть моменты и по дебиту.

Если давление посажено, газосодержание нефти скорее упадёт, помоему нет такого понятия, связанный газ. Тоесть то, что выделиться из нефти всплывёт в газовую шапку. 

RomanK. 2183 14
Авг 12 #20

Есть такая общая фраза - при выделении из нефти газа, газ скапливается в породе и не начинает движения пока не образуют более-менее слошную среду. До достижения газонасыщенности 5%, газ недвижим. Источник не скажу, в моделировании часто делается задел на эти 5%.

valer 441 10
Авг 12 #21

Пористость по подсчёту 9%, нижний предел пористости для данного объекта при котором нефть движется 6,6%. если газ не всплыл, капец!

transmega 266 11
Авг 12 #22

GromoOtvod пишет:

transmega пишет:

Как минимум 0.1 связанного газа в породе должно быть. Это даже если Рзаб>Рнас. 

Обоснуйте пожалуйста. 

Ш.К. Гиматудинов Физика нефтяного и газового пласта, Недра, Москва 1971, страница 24 (начало книги - т.е. вы не открывали его вообще)

AlNikS 878 14
Авг 12 #23

valer пишет:

Пористость по подсчёту 9%, нижний предел пористости для данного объекта при котором нефть движется 6,6%. если газ не всплыл, капец!

Критерий отсечения коллектора по пористости слабо связан с подвижностью флюидов при разных газонасыщенностях. За это отвечают капиллярные эффекты и соответственно фазовые проницаемости, от которых зависит подвижность (еще вязкость флюидов влияет). Но выделяющийся в пласте и застревающий в порах газ в любом случае негативно отражается на подвижности нефти и соответственно продуктивности скважины.

А вообще расчет у вас какой-то странный, пористость - это доля пустот в объеме породы, насыщенность - это доля флюида в объеме пустот, как вы их так сравниваете-то?

AlNikS 878 14
Авг 12 #24

transmega пишет:

GromoOtvod пишет:

transmega пишет:

Как минимум 0.1 связанного газа в породе должно быть. Это даже если Рзаб>Рнас. 

Обоснуйте пожалуйста. 

Ш.К. Гиматудинов Физика нефтяного и газового пласта, Недра, Москва 1971, страница 24 (начало книги - т.е. вы не открывали его вообще)

Вас просили обосновать, откуда вообще газ возьмется при Рзаб>Рнас. А не то, что газ остается неподвижным.

GromoOtvod 106 14
Авг 12 #25

transmega пишет:

 

Ш.К. Гиматудинов Физика нефтяного и газового пласта, Недра, Москва 1971, страница 24 (начало книги - т.е. вы не открывали его вообще)

это рисунок для газовой залежи, если что. 

transmega 266 11
Авг 12 #26

Wasteland Rat пишет:

transmega пишет:

GromoOtvod пишет:

transmega пишет:

Как минимум 0.1 связанного газа в породе должно быть. Это даже если Рзаб>Рнас. 

Обоснуйте пожалуйста. 

Ш.К. Гиматудинов Физика нефтяного и газового пласта, Недра, Москва 1971, страница 24 (начало книги - т.е. вы не открывали его вообще)

Вас просили обосновать, откуда вообще газ возьмется при Рзаб>Рнас. А не то, что газ остается неподвижным.

 

хорошо, вот, далее по тексту

 

это не зависит, газовое или нефтяное месторождение. Это общие зависимости фильтрации 2х и 3х фазных жидкостей.

У нас 3х фазная фильтрация, а из рисунка видим, что 3х фазная фильтрация может существовать только при Sg [0.12; 0.29] (для месторождений, которые изучал Гиматудинов - к нашим +-50% от его диапазона).

Если сейчас опять скажете, что опять что-то не то привел и в породе нет связанного газа - читайте всего Гиматудинова сами, потом поговорим

transmega 266 11
Авг 12 #27

Wasteland Rat пишет:

Вас просили обосновать, откуда вообще газ возьмется при Рзаб>Рнас. А не то, что газ остается неподвижным.

я еще не нашел. поищу. Но вообще, если вам интересно, сколько Sg в породе при Рзаб>Рнас, надо к PVTшникам по-моему обращаться, или к геологам

GromoOtvod 106 14
Авг 12 #28

 

transmega, а у вас образование вообще какое? что такое давление насыщения объяснить сможете? 

Цитата:
 

У нас 3х фазная фильтрация, а из рисунка видим, что 3х фазная фильтрация может существовать только при Sg [0.12; 0.29]   

 

а Sg само может существовать только при Рпл меньше Рнас 

 

Цитата:
 

 это не зависит, газовое или нефтяное месторождение. Это общие зависимости фильтрации 2х и 3х фазных жидкостей.

  

а если месторождение чисто газовое (метана 98%), что тогда третьей фазой будет? Smile 

 

 

Странник 145 10
Авг 12 #29

transmega пишет:

Wasteland Rat пишет:

Вас просили обосновать, откуда вообще газ возьмется при Рзаб>Рнас. А не то, что газ остается неподвижным.

я еще не нашел. поищу. Но вообще, если вам интересно, сколько Sg в породе при Рзаб>Рнас, надо к PVTшникам по-моему обращаться, или к геологам

Дейк, "Основы разработки нефтяных и газовых месторождений", стр. 56-57:

 

 

transmega 266 11
Авг 12 #30

GromoOtvod пишет:

transmega, а у вас образование вообще какое? что такое давление насыщения объяснить сможете? 

Цитата:
 

У нас 3х фазная фильтрация, а из рисунка видим, что 3х фазная фильтрация может существовать только при Sg [0.12; 0.29]   

 

а Sg само может существовать только при Рпл меньше Рнас 

 

Цитата:
 

 это не зависит, газовое или нефтяное месторождение. Это общие зависимости фильтрации 2х и 3х фазных жидкостей.

  

а если месторождение чисто газовое (метана 98%), что тогда третьей фазой будет? Smile 

если  газонасыщенность породы > 0.3 (см. треугольник), то фильтрация всех остальных фаз прекращается, и фильтрация чисто по одной фазе - газовой идет.Рассказать как пользоваться треугольником при 2х фазной? Допустим, Sg=0.2, Sв=0.95 (область вода-газ) и др?

 

На то это и форум, чтобы знаниями делиться, пользуйтесь на здоровье и будьте благодарны, если другие люди имеют другие точки зрения, отличные от вашей

k-159 294 15
Авг 12 #31

GromoOtvod]</p> <p> transmega, а у вас образование вообще какое? что такое давление насыщения объяснить сможете? </p> <p>[quote] </p> <p> коллеги, не кидайтесь тухлыми помидорами в студента, может его незатуманенное сознание приведёт к прорыву в нефтяной отрасли! <img title="Cool" src="/sites/all/libraries/tinymce/jscripts/tiny_mce/plugins/emotions/img/smiley-cool.gif" alt="Cool" border="0" /></p> <p> </p> <p>[quote=transmega пишет:

может я ошибаюсь, за одно исправьте. Как минимум 0.1 связанного газа в породе должно быть. Это даже если Рзаб>Рнас. 

transmega пишет:

я еще не нашел. поищу. Но вообще, если вам интересно, сколько Sg в породе при Рзаб>Рнас, надо к PVTшникам по-моему обращаться, или к геологам

Давайте, товарищ транс мега, расскажите нам "свою" теорию образования углеводородов, при которой в каждом пласте с УВ есть газ?

интересно же

 

transmega 266 11
Авг 12 #32

не в каждом, я ж не совсем...

transmega 266 11
Авг 12 #33

не путайте со свободным газом

k-159 294 15
Авг 12 #34

k-159 пишет:

Давайте, товарищ транс мега, расскажите нам "свою" теорию образования углеводородов, при которой в каждом пласте с УВ есть газ?

интересно же

не растворенный газ я имел в виду, а тот который по "теории трансмеги" всегда есть в пласте в виде остаточной газонасыщенности.

AlNikS 878 14
Авг 12 #35

transmega пишет:

Wasteland Rat пишет:

Вас просили обосновать, откуда вообще газ возьмется при Рзаб>Рнас. А не то, что газ остается неподвижным.

я еще не нашел. поищу. Но вообще, если вам интересно, сколько Sg в породе при Рзаб>Рнас, надо к PVTшникам по-моему обращаться, или к геологам

Мне не интересно, т.к. сколько себя помню Sg=0 в таких условиях.

transmega 266 11
Авг 12 #36

GromoOtvod пишет:

transmega пишет:

Как минимум 0.1 связанного газа в породе должно быть. Это даже если Рзаб>Рнас. 

Обоснуйте пожалуйста. 

ляпнул лишнего. При Рзаб>Рнас газа нет вообще.

но это не снимает проблемы. У меня вот 3\4 месторождений просажены. Про несколько метров с газом и логарифмическую зависимость в радиусе скважины это я выясню. Но даже если несколько метров, интересно бы выяснить влияние на принятую Ct и скин. Формула скина действительно "считает", что пласт однороден по мощности, пористости, насыщенности

transmega 266 11
Авг 12 #37

это ж хорошо, что есть спор:)) а то скучно как-то без этого. говнецом покидались, книжки полистали, убедились

AlNikS 878 14
Авг 12 #38

transmega пишет:

GromoOtvod пишет:

transmega пишет:

Как минимум 0.1 связанного газа в породе должно быть. Это даже если Рзаб>Рнас. 

Обоснуйте пожалуйста. 

ляпнул лишнего. При Рзаб>Рнас газа нет вообще.

но это не снимает проблемы. У меня вот 3\4 месторождений просажены. Про несколько метров с газом и логарифмическую зависимость в радиусе скважины это я выясню. Но даже если несколько метров, интересно бы выяснить влияние на принятую Ct и скин. Формула скина действительно "считает", что пласт однороден по мощности, пористости, насыщенности

Просаживание ПЛАСТОВОГО давления ниже давления насыщения для пласта, который по проектному документу идет как нефтяной и разрабатывается на нефть, является грубым нарушением проекта разработки.

transmega 266 11
Авг 12 #39

а вы меня еще и в турму хотите?:)) не, я просто пытливый интерпретатор и ни за что не отвечаю. пока что

transmega 266 11
Авг 12 #40

хотя у некоторых заказчиков я бы посадил весь отдел разработки годика на 2. как раз хоть книжки почитают, саморазвитием займутся. а то похожи на жирных ленивых котов, прикрывающих свои задницы и просящие, чтоб им так насчитали, чтоб Рпл>Рнас. И скин хороший чтоб, и модель. Вообще во все лезут. Иногда мне кажется, что НГ компании отдали на аутсорсинг ГДИС только потому, чтоб легче прикрываться было. А мы со всей серьезностью... думаем что делаем полезное дело. Не все такие, но есть

Lyric 331 15
Авг 12 #41

transmega пишет:

GromoOtvod пишет:

transmega пишет:

Как минимум 0.1 связанного газа в породе должно быть. Это даже если Рзаб>Рнас. 

Обоснуйте пожалуйста. 

ляпнул лишнего. При Рзаб>Рнас газа нет вообще.

но это не снимает проблемы. У меня вот 3\4 месторождений просажены. Про несколько метров с газом и логарифмическую зависимость в радиусе скважины это я выясню. Но даже если несколько метров, интересно бы выяснить влияние на принятую Ct и скин. Формула скина действительно "считает", что пласт однороден по мощности, пористости, насыщенности


Мы делали подобную работу. Пласт с газовой шапкой, высота залежи метров десять, хочешь не хочешь а давление придется держать ниже давления насыщения. Оценивали изменение общей сжимаемости системы опираясь на скважины стоящие около разлома. По этим скважинам мы точно знаем расстояние до границы(по сейсмике или по ранним гди когда давление еще не сильно просело), и в дальнейшем, при проведении просторных исследований, мы подтирали значение общей сжимаемости чтобы выходить на это расстояние, в итоге получали зависимость сжимаемости системы от пластов ого давления. Посмотри может у тебя тоже есть такие "реперные скважины"

valer 441 10
Авг 12 #42

Wasteland Rat пишет:

 

Критерий отсечения коллектора по пористости слабо связан с подвижностью флюидов при разных газонасыщенностях.

А вообще расчет у вас какой-то странный, пористость - это доля пустот в объеме породы, насыщенность - это доля флюида в объеме пустот, как вы их так сравниваете-то?

Точнее сказать, этот вопрос не принимаеьтя во внимание при обосновании нижнего предела. Но если проницаемость мала, движения нефти нет, никто не примет за коллектор.

По расчёту пересчитал, да, всего 0,5% от эффективной до начала всплытия. Хотя откуда эта цифра, может у кого-то есть зависимость от вязкости, нефть-то разная. 

valer 441 10
Авг 12 #43

Wasteland Rat пишет:

Просаживание ПЛАСТОВОГО давления ниже давления насыщения для пласта, который по проектному документу идет как нефтяной и разрабатывается на нефть, является грубым нарушением проекта разработки.

Ну знаете, а если по проекту на естественном режиме, без ППД?

Вернёмся, к теме?

Вот пересчёт обводнённости, стоит пользоваться? 

valer 441 10
Авг 12 #44

Lyric][quote=transmega пишет:

 мы подтирали значение общей сжимаемости чтобы выходить на это расстояние, в итоге получали зависимость сжимаемости системы от пластов ого давления.

А порядок Ct можно озвучить? 

valer 441 10
Авг 12 #45

Кстати, по поводу Р пластового, была тема, помоему так и не договорились где оно, на контуре или средневзвешенное.

valer 441 10
Авг 12 #46

Кстати, если воспользоваться треугольником, любезно выложенным transmega, то скорее речь пойдёт о 30% газонасышенности, пока нефть может двигаться, падение давления будет распространяться на большуб площадь и снижение Р пластового соответственно будет небольшим. А вот когда движение нефти из-за газонасышенности прекратиться, небольшая депрессия вызовет значительное снижение Р пластового в районе скважины с сопутствующим эффектом выделения газа в свободную фазу.

visual73 2141 15
Авг 12 #47

Lyric пишет:

Мы делали подобную работу. Пласт с газовой шапкой, высота залежи метров десять, хочешь не хочешь а давление придется держать ниже давления насыщения.

...не все нефтегазовые залежи имеют давление насыщения равное пластовому. Быват когда и хочешь и есть возможность добывать при Pзаб>Ps )))

AlNikS 878 14
Авг 12 #48

valer пишет:

Критерий отсечения коллектора по пористости слабо связан с подвижностью флюидов при разных газонасыщенностях.

Существуют отдельные критерии отсечения по насыщению. Вместе критерии отсечения по пористости и по насыщению всё учитывают.

AlNikS 878 14
Авг 12 #49

valer пишет:

Вот пересчёт обводнённости, стоит пользоваться? 

У меня вызывает сомнения формула 4.18, которая фактически говорит, что скорость фазы равна дебиту фазы в пластовых условиях (угу) делить на площадь сечения (пока логично), делить на долю фазы в потоке в пластовых условиях (???) и на 4 (???).

valer 441 10
Авг 12 #50

 

Вот ещё, все отчёты объёмный по нефти из проекта-подсчёта. А имеем зависимость, давление ниже первоначального и прилично. Кто-то ориентируется на подобные исследования?

 

Страницы

Go to top