Моделирование биодеградированного слоя у ВНК

Kolos 190 8
Окт 12 #1

Собственно вопрос - как кто моделирует биодеградированную оторочку у ВНК? Дана водоплавающая нефтяная залеж где вязкость значительно увеличивается ближе к контакту (скажим 100 сп у купола и 1000 сп у контакта). По истории разработки видно что был период почти безводной добычи с резким просаживанием давления (закачки нет) и потом очень резко поисходит прорыв законтурной воды, обводненность взлетает за 90% и давление постепенно востанавливается. В голову приходят два варианта: просто занизить проницаемость на контакте чтобы задержать прорыв воды, но в этом случае это понижение проницаемости не дает в дальнейшем воде быстро внедрятся. Второй вариант - создать регион у контакта и занизить в нем Kro не трогая Krw.  Третий вариант - задать два PVT региона один над другим с разными вязкостями. Короче, кто какой вариант выбирает либо же поделитесь своим методом.

RomanK. 2106 9
Окт 12

Эта трогательная история разработки не имеет отношения к биодеградации. У вас не получится списать на свойства нефти. Попробуйте инопланетное вторжение либо влияние солнечной активности

Гоша 1049 10
Окт 12

Четвертый вариант - использовать THPRES. Примерно эквивалент вторжения.

visual73 2166 9
Окт 12

Нужны качественные PVT (параллельный отбор, повторные исследования) чтобы доказать что такой эффект действительно есть у ВНК. Нужны доказательства. Потом уже думать о реализации. Чаще же имеем одну непредставительную пробу и низкого качества лаб анализ, и на олснове этого уже строят всякие фантазии. Например иноземное вторжение ))

Биодеградация ведёт к уничтожению бактериями нормальных УВ. Это хорошо будет видно на хроматограмме. Т.е. у вас должно быть пробы с нормальной нефтью и деградируемой из этого же пласта но с разных глубин.

Kolos 190 8
Окт 12

Роман, пора уже научится не переносить российские реалии с которыми вы часто скорее всего сталкиваетесь на весь остальной мир. Могу вас уверить, в этом примере была проделана колосальная работа и потрачена значительная сумма денег на подтверждения сего факта. Анилиз проводился с side wall core к более десяти скважин со всей нефтенасыщенной толщи. Позже привиду вам пример графика вязкости от глубины. Хроматографический анализ также показывает значительное уменьшение легких компонентов на контакте. 

Kolos 190 8
Окт 12

Vot vam xromotografiya s raznix glubin

Kolos 190 8
Окт 12

Vot vam vyazkost' ot glubini

 

Kolos 190 8
Окт 12

Думаю вопросы у специалистов про адекватность данных теперь должны быть сняты. Как видно это действительно факт биодеградации, а не инопланетное вторжение. Поэтому по факту плиз - как моделировать это можно в blackoil,  а не ваши субьективные домыслы про интерпретацию феномена?

RomanK. 2106 9
Окт 12

Как эта кривая вяжется с капилярной кривой? И как это всё учтено в подсчете запасов?

На разработку это будет влиять не очень сильно, практически неуловимо. Это нужно очень постаратся чтобы поймать эффекты.

С этим и связан скепсис (безусловно, что вариативность существует) и это не связано с российской недействительностью.

Стоит ли моделировать? Есть прикидки?

visual73 2166 9
Окт 12

А что такое разный цвет маркеров на первом графике?

И чем мерили пластовую вязкость? А пробы всё же отбирались по три пробоотборника или по одному? Я надеюсь они глубинные )) А на графике нанесены все пробы включая параллельные или одна из представительных?

У меня вот есть обратный пример, когда замеры не смогли подтвердить вариацию свойств (вязкость около 200 сп). Причём отбор был из MDT по точкам, а делали известно кто. Правда было всего 4 точки

PS вишь как хорошо! А не упомяни мы про вторжение и не увидели бы такие красивые графики )))

Kolos 190 8
Окт 12

visual73 пишет:

А что такое разный цвет маркеров на первом графике?

И чем мерили пластовую вязкость? А пробы всё же отбирались по три пробоотборника или по одному? Я надеюсь они глубинные )) А на графике нанесены все пробы включая параллельные или одна из представительных?

У меня вот есть обратный пример, когда замеры не смогли подтвердить вариацию свойств (вязкость около 200 сп). Причём отбор был из MDT по точкам, а делали известно кто. Правда было всего 4 точки

PS вишь как хорошо! А не упомяни мы про вторжение и не увидели бы такие красивые графики )))

Цвета показывают разные подзоны одного пласта. На графике все точки замеров, ничего не отсеяно ручками. Пробы все глубинные конечно же. Также можно видеть для каждой точки мин и мах разброс изменения вязкости. Технологию отбора проб не знаю, нужно копать глубже, но думаю смысла нет искать подковырки так как данные очень "красиво" сошлись.

Kolos 190 8
Окт 12

RomanK. пишет:

Как эта кривая вяжется с капилярной кривой? И как это всё учтено в подсчете запасов?

На разработку это будет влиять не очень сильно, практически неуловимо. Это нужно очень постаратся чтобы поймать эффекты.

С этим и связан скепсис (безусловно, что вариативность существует) и это не связано с российской недействительностью.

Стоит ли моделировать? Есть прикидки?

Капилярные кривые тоже имеются, но они ни как не связаны со свойствами флюида так как при лаб.исследованиях использовался флюид с одинаковыми свойствами. Насыщенность полученная по капиляпкам не бъется с LOGами, которые показывают почти одинаковую насыщенность от купала до ВНК. Пришлось моделировать насыщенность капилярной кривой имбибишн, а не дренажом так как дренаж дает очень большую переходную зону которой на самом деле нет нет. Это можно также обосновать тем что имеется реликтовая нефть ниже FWL.
Моделировать нужно, так как прорыв воды поисходит только по суперколлекторам но с задержкой во времени. А нефть над биодеградированном контактом почти не вымывается в чисто нефтяную зону где находятся все добывающие скважины. Если не моделировать, то в модели все с краев вымывается

RomanK. 2106 9
Окт 12

Чисто по моделированию - увеличение вязкости нефти на краях залежи не остановит вымывание с краев. Поэтому я уверен, что дело у вас не в плёнке вязкой нефти, а в объемах суперколлектора. Тем более крылья - там естественная неопределенность со структурой и у вас вроде и скважин там не особо много. В любом случае смоделировать не получится по правильному, у нас тут смешивание нефтей с большим количеством разных вязкостей, хотя кому интересно трассировать это во времени? Можно конечно через свойства породы (kro, k), но понятное дело это замыкание на обстоятельство места. Через каппилярные можно было бы задать разные kro (списать вязкость на проницаемость), но оставить всё чисто нефтяным, графики уж больно похожи

visual73 2166 9
Окт 12

Моделировать нужно через композиционку. Например на каждые 10-20 м свой состав, тогда можно учесть все изменения свойств нефти по глубине. Также было по Карачаганаку, где моделировали свойства от пластового газа до летучих и обычных нефтей. Данный пример не такой сложный. Кстати меняется тут не только вязкость но и все другие свойства нефти. Любопытно было бы взглянуть на давление насыщения и газосодержание этих проб по глубине, там неопределённость будет гораздо меньше чем по вязкости, у которой +-20% - это "обычный" результат )))

Все эти палочки погрешностей лишние, только мешают осмысленно разглядывать график, имхо. Да и футы - всё это не русское, могли бы и пересчитать на метры, тут же сидят русскоязычные люди )) было бы нагляднее. Хороший материал для статьи ))

Kolos 190 8
Окт 12

visual73 пишет:

Моделировать нужно через композиционку. Например на каждые 10-20 м свой состав, тогда можно учесть все изменения свойств нефти по глубине. Также было по Карачаганаку, где моделировали свойства от пластового газа до летучих и обычных нефтей. Данный пример не такой сложный. Кстати меняется тут не только вязкость но и все другие свойства нефти. Любопытно было бы взглянуть на давление насыщения и газосодержание этих проб по глубине, там неопределённость будет гораздо меньше чем по вязкости, у которой +-20% - это "обычный" результат )))

Все эти палочки погрешностей лишние, только мешают осмысленно разглядывать график, имхо. Да и футы - всё это не русское, могли бы и пересчитать на метры, тут же сидят русскоязычные люди )) было бы нагляднее. Хороший материал для статьи ))

Что интересно, но другие свойства нефти почти не меняются с глубиной. Но они очень низкие, поэтому моделировать их по науке не имеет смысла. Например GOR=25 scf/bbl, а Pb=200 psi, что ниже минимального давления в модели включая забойные давления на протяжении всего срока разработки - поэтому модель двухфазная без газа.

Kolos 190 8
Окт 12

Роман, а можно поподробнее про "Через каппилярные можно было бы задать разные kro (списать вязкость на проницаемость), но оставить всё чисто нефтяным, графики уж больно похожи", а то что-то я с утра подтупливаю. Тоесть ты предлогаешь издеваться над капилярками или кривой kro? 

Гоша 1049 10
Окт 12

Kolos пишет:

По истории разработки видно что был период почти безводной добычи с резким просаживанием давления (закачки нет) и потом очень резко поисходит прорыв законтурной воды...

Можно и THPRES попробовать, раз давление проседало в истории - когда перепад давления превысит указанное значение, то из одного региона в другой "резко прорвется вода" 

Kolos 190 8
Окт 12

Гоша пишет:

Kolos пишет:
u

По истории разработки видно что был период почти безводной добычи с резким просаживанием давления (закачки нет) и потом очень резко поисходит прорыв законтурной воды...

Можно и THPRES попробовать, раз давление проседало в истории - когда перепад давления превысит указанное значение, то из одного региона в другой "резко прорвется вода" 

Похоже это как раз то что может помочь, проблема в том что в том симуляторе который я пользую нет такой функции. Уже обсудил с разработчиками симулятора, они подтвердили невозможность использования такого метода.

RomanK. 2106 9
Окт 12

И кажется это не биодеградация. Это окисление нефти при контакте с водой, поэтому вязкость зависит от капиллярного давления.

Kolos 190 8
Окт 12

RomanK. пишет:

И кажется это не биодеградация. Это окисление нефти при контакте с водой, поэтому вязкость зависит от капиллярного давления.

Возможно что это не БИОдеградация, это я так посто назвал "деградацию" свойств с глубиной. Можно обозвать это ХИМодеградация или еще как, но эта приставка показывает каким способом нефть пришла в это состояние, что не имеет значения - как этот феномен моделировать. Если мы конечно не хотим моделировать процес аккумуляции и образования залежи, что интересно только со стороны науки, но ни как со стороны разработки и получения выгоды.

RomanK. 2106 9
Окт 12

после моделирования можно будет посмотреть на результат? с тннц спрашивали про такое же

visual73 2166 9
Окт 12

Kolos пишет:

Что интересно, но другие свойства нефти почти не меняются с глубиной. Но они очень низкие, поэтому моделировать их по науке не имеет смысла. Например GOR=25 scf/bbl, а Pb=200 psi, что ниже минимального давления в модели включая забойные давления на протяжении всего срока разработки - поэтому модель двухфазная без газа.

Любопытно, да. При таких параметрах (4,5 м3/м3 и Ps=1,4 МПа) действительно ничего не поймаешь, погрешности будут больше, чем отклонения.

Тогда можно через BlackOil, там же есть изменение вязкости от давления. Как раз будет по глубине

 

AlNikS 856 8
Окт 12

Эх, а мне версия про инопланетное вторжение больше нравилась...

Чувствую, все опять сведется к кручению-верчению фазовых (вязкость влияет на подвижность, т.е. проще создать регион с фазовыми, чем моделировать флюид). Печально.

EmptyEye13 101 9
Окт 12

По керну изменения c глубиной гидрофобный у кровли - гидрофильный у ВНК не прослеживали?

Kolos 190 8
Окт 12

EmptyEye13 пишет:

По керну изменения c глубиной гидрофобный у кровли - гидрофильный у ВНК не прослеживали?

Вы на половину правы - коллектор mix-wet. Мелкие поры гидгофильные, а крупные поры - гидро фобные.

EmptyEye13 101 9
Окт 12

Т.е. с глубиной трендов в сторону увеличения гидрофильности нет, или недостаточно статистики. Просто смотрю исследования интересные у вас, вдруг и это сделали.

Go to top