Обоснованность разных PVT-свойств (и/или ОФП) в пределах одного объекта

Последнее сообщение
sander 296 7
Сен 12

Уважаемые коллеги. Как Вы относитесь к различным PVT-свойствам и/или фазовым по регионах в пределах одного гидродинамического объекта разработки?

Пример. Есть блок месторождения где по разным скважинам получено разные результати проб по исследованиях (отличие в составе смеси, разное конденсатосодержание и.т.д), при осреднении которых получаем неплохую сходимость Hystory Matching по блоку в целом но по скважинам показатели подгуливают плюс-минус. Есть ли смысл задавать регионы з разными свойствами и имеет ли это физический смысл?

Dorzhi 894 12
Сен 12 #1

если залежи разные, разделенные разломами, с разными контактами, то конечно без проблем.

sander 296 7
Сен 12 #2

нет в том и дело что это один блок без разломов и с одним контактом соответсвенно...

volvlad 2110 12
Сен 12 #3

Глубины сильно различаются? Есть ли какая-нибудь зависимость с глубиной? Нарпимер в купольных скважинах, больше газовый фактор, меньше вязкость и пр...

Dorzhi 894 12
Сен 12 #4

если поискать всегда можно парочку разломов найти :)

а вообще какой там разбег в пвт свойствах? 

 

 

sander 296 7
Сен 12 #5

на глубине порядка 3000м разница в лубинах 10-20м при еф. толщине пласта около 25м. имеется ввиду за счет гравитационного распередения, да согласен есть такое

sander 296 7
Сен 12 #6

да нет, думаю искать черную кошку в темной комнате не стоит)

главный разбег в опреденном по результатам исследований  конденсатосодержании на порядка 20% ну и немножко компонентный состав газа, плотность конденсата. но вот повторюсь при осреднении данных для таблиц PVTG, PVDO и т.д. по объекту как бы бьется с историей но отдельные скважины немного подгуливают, соответсвенно и для прогноза по этим скважинам будет заметный скачок КГФ... 

(при чем что важно скважины введены практически одновременно, они как бы первыми были на этом объекте)

Dorzhi 894 12
Сен 12 #7

при 20% я бы не заморачивался

visual73 2142 12
Сен 12 #8

обосновать сможете различие свойств? нету

Скорее всего качество проб и анализов = вариация параметров

volvlad 2110 12
Сен 12 #9

Из-за таких отличий. особенно если нет непроницаемых границ внутри залежи, точно не стоит делать несколбко регионов PVT в модели. Попробуйте проследить зависимость Pb, Rs с глубиной, которые легко замоделировать в симуляторе и вперед.

AGA 752 7
Сен 12 #10

+1, меньше регионов, меньше проблем.

А то что адаптация немного несходится, это не факт что только из-за PVT.

sander 296 7
Сен 12 #11

AGA пишет:

+1, меньше регионов, меньше проблем.

А то что адаптация немного несходится, это не факт что только из-за PVT.

ну реально все бьется кроме WOGR/WOGRH, на что тогда грешить еще?

valer 441 6
Сен 12 #12

При подсчётах всегда принимается осреднённые величины, поскважинных подсчётов пока не требуют. Параметры конечно гуляют, тем более такой, как конденсатосодержание.

visual73 2142 12
Сен 12 #13

Меня разработчики иногда просто "убивают". Сделаешь им обоснование параметров, создашь модель - загляденье, со всеми экспериментами всё бъётся, всё супер. А они - "у нас всё нормально, это ваши флюиды во всём виноваты, давайте увеличим газосодержание вдвое, без изменения других параметров, и тогда у нас сойдётся добыча!" А на основании чего мы будем повышать, есть эксперимент хороший, а тем более без связи с другими параметрами!

Итц фантастиш!

volvlad 2110 12
Сен 12 #14

Если поскважинно газосодержание лишь подгуливает, а в целом по месторождению все бьется, я бы оставил все как есть. А вообще надо смотреть в каких скважинах и когда начинает расходится. Если в пласте однофазный поток, то с газосодержанием особо ничего не сделаешь, кроме RSVD и пр. Если двухфазный, то кривим фазовые.

intangible 96 10
Сен 12 #15

Цитата:
Если поскважинно газосодержание лишь подгуливает, а в целом по месторождению все бьется, я бы оставил все как есть. А вообще надо смотреть в каких скважинах и когда начинает расходится. Если в пласте однофазный поток, то с газосодержанием особо ничего не сделаешь, кроме RSVD и пр. Если двухфазный, то кривим фазовые.

полностью согласен

intangible 96 10
Сен 12 #16

Цитата:
А они - "у нас всё нормально, это ваши флюиды во всём виноваты, давайте увеличим газосодержание вдвое, без изменения других параметров, и тогда у нас сойдётся добыча!" А на основании чего мы будем повышать, есть эксперимент хороший, а тем более без связи с другими параметрами!

А вот насчет этого: у нас есть 6-7 сэмплов отобранных из сепаратора из 6-7 скважин в начале 90х. на всех провели ССЕ. Уравнение состояния матчит все ССЕ. генерируем блэк ойл таблицы, загоняем в симулятор -> газовый фактор по всему месторождения завышен на 70%. в конце концов я больше верю замеренной истории добычи за последние 20 лет, нежели устьевым сэмплам отобранным когда то давно. и поэтому мне показалось нормальным подправить в таблице PVTG конденсатосодержание газа, не изменяя обьемного фактора и вязкоzти. и все отлично сошлось

Monstradamus 75 12
Сен 12 #17

intangible пишет:

А вот насчет этого: у нас есть 6-7 сэмплов отобранных из сепаратора из 6-7 скважин в начале 90х. на всех провели ССЕ. Уравнение состояния матчит все ССЕ. генерируем блэк ойл таблицы, загоняем в симулятор -> газовый фактор по всему месторождения завышен на 70%. в конце концов я больше верю замеренной истории добычи за последние 20 лет, нежели устьевым сэмплам отобранным когда то давно. и поэтому мне показалось нормальным подправить в таблице PVTG конденсатосодержание газа, не изменяя обьемного фактора и вязкоzти. и все отлично сошлось

Позвольте, Вы действительно уверены, что за последние 20 лет велся детальный учет добываемого газа?

И те объемы, что были сожжены на факелах, тоже известны и учтены?

Это ведь довольно смело, забраковать все пробы флюидов, отобранные на этапе ГРР.

visual73 2142 12
Сен 12 #18

intangible пишет:

А вот насчет этого: у нас есть 6-7 сэмплов отобранных из сепаратора из 6-7 скважин в начале 90х. на всех провели ССЕ. Уравнение состояния матчит все ССЕ. генерируем блэк ойл таблицы, загоняем в симулятор -> газовый фактор по всему месторождения завышен на 70%. в конце концов я больше верю замеренной истории добычи за последние 20 лет, нежели устьевым сэмплам отобранным когда то давно. и поэтому мне показалось нормальным подправить в таблице PVTG конденсатосодержание газа, не изменяя обьемного фактора и вязкоzти. и все отлично сошлось

Нужно взвешенно и осторожно относиться к отбору и исследованиям проб. Очень много брака связано с отбором проб именно на рекомбинацию (на сепараторе) т.к. от того какой мы выберем GOR такие и PVT данные в итоге получим. Однако если пробы забраковать не удаётся, то у вас нет причин верить больше добычи, чем эксперименту. Как правильно замечено, ещё неизвестно на каких замерах строится эта добыча, на сколько они точны? Например, если рассматривать нашу страну, то у нас много родной специфики, как-то: 1. Сжечь "лишний" газ и скрыть это от госорганов; 2. своровать нефтишки и отправить эшелон за границу ))) Учли ли вы такие события? Даже приборы постоянного учёта на скважинах врут. А контроль на ППГ чаще не даёт положительного эффекта т.к. учёт ведётся по нескольким пластам а то и месторождениям.

 Кроме того, подумайте какие вы предложите обоснования своим действиям - фактически отказавшись от экспериментальных данных и полностью доверившись добычи? Тогда может проще вообще ничего не мерить? Взять подкрутить нужные параметры в симуляторе, и вуаля - добыча сошлась! Ведь это "Главная" задача каждого разработчика. Так почему же все охают, когда видят, что ГДМ хорошо описывающая факт и историю постоянно врёт при прогнозе? Не по этой ли причине? Тогда зачем нужны вообще эти ГДМ, если мы ничего не можем предсказать? Какова точность ГДМ построенных в России сейчас? Задайте этот вопрос экспертам, и услышите очень грустный ответ )))

Кстати, некоторые сэмплы, как вы говорите, "отобранные давно" могут часто 100 очков форы дать нынешним исследованиям, в которых от профессионализма ничего не осталось. Были спецы и раньше, и умели выдавать высокого качества результат.

Ну а уж

"и поэтому мне показалось нормальным подправить в таблице PVTG конденсатосодержание газа, не изменяя обьемного фактора и вязкоzти. и все отлично сошлось"

вообще не выдерживает никакой критике. Именно про такой случай я и писал в предыдущем сообщении. Все параметры пластовой системы взаимосвязаны между собой. Видя вясокую плотность нефти легко предположить, что и вязкость этой нефти также будет высокой. Поэтому рассуждая

"вижу плотность 950 кг/м3, и вязкость 1600 мПас, но последняя меня не устраивает, т.к. не сходится добыча! и поэтому "мне кажется не будет ничего страшного, если я возьму вязкость 50 мПас! И О Волшебство! У меня вся добыча сошлась! Значит я всё правильно сделал!"

можно очень далеко зайти :)

P.S. возможно я утрирую в деталях, но общий смысл надеюсь донёс ))

AGA 752 7
Сен 12 #19

Каждый хвалит свое болото, говоря что ошибка может быть у оппонента...=)

А ведь может быть и косячная добыча и косячные пробы =) На самом деле нужно решать конкретные случаи в группе специалистов. И уже исходя из доводов спецов искать нечто среднее =)

 

valer 441 6
Сен 12 #20

А вообще, бывает, что все поскважинные пробы один в один? Что-то плохо в это вериться.

visual73 2142 12
Сен 12 #21

valer пишет:

А вообще, бывает, что все поскважинные пробы один в один? Что-то плохо в это вериться.

Редко. Но нужно разбираться почему они разные. Причин может быть миллион. От качества проб до дифференциацией свойств. Хотя конечно проще взять среднее, по одной пробе 100 м3/м3 по второй - 300, среднее 200. Ураа! У меня всё получилось! )))

С хорошим качеством отбора и невысокими Rs бывает очень хорошая сходимость. Только качество отбора в России очень низкое.

valer 441 6
Сен 12 #22

Похоже самый главный коэффициент в расчётах это человеческий фактор! Кто-бы формулу для его расчёта предложил.

visual73 2142 12
Сен 12 #23

valer пишет:

Похоже самый главный коэффициент в расчётах это человеческий фактор! Кто-бы формулу для его расчёта предложил.

Если человеческий фактор обозначить за Ч, то нужно чтобы Ч --> 0 стремилось к нулю ))

sander 296 7
Сен 12 #24

честно говоря я не в восторге от качества проб и результатов их обработки у нас. НО согласен с visual73 что учет добычи весьма условный особенно в те "лихие и буремные года" когда налево было правое дело, а разработчики (тоесть мы) имея на руках данные с мокрой печаткой об обьемах добычи за которые уплочены налоги и никуда не можем детса от того чтоб плясать именно от добычи поэтому и проще обосновать что пробу отбирали в полнолуние в 13-й день по лунному календарю и не учитывали гравитацию луны поэтому она некондиционная или там не отображает реальных свойств системы поэтому свойства принимает по фактическим данным експлуатации нежели сказать госорганам "а вы знаете мы добыли еще n кубом газа, нефти и прочего, кое-что спалили на факел кое-что в бак себе залили но не записали в рапорт")))

valer 441 6
Сен 12 #25

Похоже, начинаю понимать, что модели имеют вероятностный характер. И величина вероятности обратно пропорциональна фактору "Ч". А его к нолю только ядерной бомбой.

Кстати, просветите, где-то есть информация о суммарной вероятности модели? 

visual73 2142 12
Сен 12 #26

собственно никакой вероятности и нет. Строится модель, которая идеально описывает факт. Через два года появляются новые данные, и модель летит в мусорку ))

Как кто-то сказал "мы научились моделировать фактические данные, но ещё не научились прогнозировать будущее" ))) Так что всех модельеров, моделистов и всех других занимающихся модельным бизнесом ))) нужно сокращать и гнать строить БАМ. А я быстренько переквалифицируюсь в экспериментатора, у меня PVT рядом )))

RomanK. 2158 11
Сен 12 #27

Чото ты загнул про "идеально описывает факт". Чаще под завершением гидродинамической модели понимают следующие отклонения: добыча нефти на последний расчетный шаг (суммарная!) +/- 5%, накопленная добыча нефти на последний шаг +/- 5%. По скважинам, накопленная добыча 80% фонда скважин должно иметь отклонение в накопленной добыче нефти +/- 10%.

Если есть жесткий выбор между исходными данными и добычей, выбирать для коррекции надо исходные данные, потому как цель моделирования - это прогноз добычи, рисованной не рисованной, с человеческим фактором или без - это интересные разговоры для пьянок. 

Dorzhi 894 12
Сен 12 #28

почему же с некоторой вероятностью будущее можно прогнозировать. собсна я этим эанимался - строил распределения вероятностей параметров, подставлял в шаблон и прогонял модель, получались различные прогнозы с вероятностью от P0 до P100. потом начинался менеджмент рисков - что надо сделать, чтобы сузить распределение вероятности такого то параметра и сколько это будет стоить. в общем достаточно интересно.

valer 441 6
Сен 12 #29

Любое измерение (это уже к экспериментатору) имеет случайный характер. Сейчас говорят неопределённость измерения. Суммируясь, эти неопределённости дают разброс от-до. Какой смысл измерять до 4-го знака, если неопределённость измерения 80%? Эти 20% унесут далеко. Тем более, при небольшом количестве определений. 

valer 441 6
Сен 12 #30

Сказать с некоторой вероятностью  это ничего не сказать. С некоторой вероятностью я завтра проснусь президентом компании. Дайте миллион, с первой получки отдам. Дадите?

Dorzhi 894 12
Сен 12 #31

хехе, это вероятность P0, как только достигнет P60, может и дадим.

visual73 2142 12
Сен 12 #32

"может" - это тоже вероятность ))

valer 441 6
Сен 12 #33

В чудо не верите?! А я должен модели с фактором Ч верить!

Dorzhi 894 12
Сен 12 #34

тут не игра веришь не веришь, тут обычная теория вероятности. 

RomanK. 2158 11
Сен 12 #35

Тут мне кажется чуть другой аспект. Можно варьировать варьируемое и насчитывать вероятности, выделять P10, P50, P90, но когда появляются данные добычи теория вероятности сменяется теорией невероятности. Также в случае с лабораторными данными и прочим "предварительным" материалом. Ценность лабораторной информации на начальном этапе уменьшается к конечной стадии разработки (факт свершился).

AlNikS 863 11
Сен 12 #36

Говоря об анализе чувствительности по ГДМ. В условиях, когда входные параметры варьируются как угодно, лишь бы сбить (ОФП, PVT), он весь летит в трубу.

visual73 2142 12
Сен 12 #37

RomanK. пишет:

Ценность лабораторной информации на начальном этапе уменьшается к конечной стадии разработки (факт свершился).

Вот с этим я категорически не согласен. Где вы такое видели? Примеры?

Если отбор проб качественный и анализы PVT хорошие, то отличие этих данных от свершившегося факта заключается в погрешности измерений и (самое главное) отличии реальной среды от модельной. Но все эти отличия мизерны в сравнении например с неопределённостью по параметрам породы в межскважинном пространстве, которая кстати не снимется даже при выработке всего месторождения под "ноль"! И определить кто же всё же виноват керн или сейсмика вряд ли получится. PVT - это факт, от которого не получится просто так отмахнуться. Голословные "это плохие данные" не подходят.

Dorzhi 894 12
Сен 12 #38

гдм да и любая модель это не вещь в себе, это все го лишь инструмент для принятия решения. если где то надо так загнуть ОФП чтобы что-то сбить, значит надо думать откуда ноги растут и что сделать чтобы уменьшить эту неопределенность - провести новые анализы, исследования и прочее. 

 

RomanK. 2158 11
Сен 12 #39

visual73 пишет:

RomanK. пишет:

Ценность лабораторной информации на начальном этапе уменьшается к конечной стадии разработки (факт свершился).

Вот с этим я категорически не согласен. Где вы такое видели? Примеры?

Если отбор проб качественный и анализы PVT хорошие, то отличие этих данных от свершившегося факта заключается в погрешности измерений и (самое главное) отличии реальной среды от модельной. Но все эти отличия мизерны в сравнении например с неопределённостью по параметрам породы в межскважинном пространстве, которая кстати не снимется даже при выработке всего месторождения под "ноль"! И определить кто же всё же виноват керн или сейсмика вряд ли получится. PVT - это факт, от которого не получится просто так отмахнуться. Голословные "это плохие данные" не подходят.

Да я как-то уже с тобой переписывался на эту тему. Ты слишком много внимания (видимо в силу своей работы) уделяешь PVT. Я же работаю чисто с нефтяными месторождениями и нам кроме примитивных плотности, давления насыщения, газосодержание, вязкость, объемный коэффициент ничего и не надо. Поэтому про проблемы PVT мимо гуляю.

Скорее я имею в виду ОФП, которые мы определяем ДО начала заводнения, чтобы там снизить риски (говоря языком менеджмента), а вообще, для того, чтобы прицинится и оценить баблоприбыль. Но ПОСЛЕ завершения заводнения опиратся на информацию ДО это не очень ценно. Поэтому я не буду вешать ярлык "данные плохие". Данные может быть великолепные, и даже я сформулирую простую истину "Данные не стареют" (о чём часто забывают перекрывая данные 2005 года, некоторыми данными 2011 года которые почему-то "свежее"). Но есть свершившиеся.

Также как и подсчет запасов и КИН. Можно сколь угодно выдумывать запасов, но когда всё добыто, это значит что всё добыто. Этого пункта не хватает нашим геологам при подсчете запасов - учёт фактически добытой нефти.

visual73 2142 12
Сен 12 #40

RomanK. пишет:

...

+++ )))

Go to top