ХВ и фазовые проницаемости

Последнее сообщение
Дмитрий 2 8
Ноя 12

Уважаймые форумчани. Кто-ниубдь может мне объянить как от фазовых проницаймостей перейти к характеристикам вытеснения(КИН - обводненость, например). Искал в Крейге "Заводнения", ничего полезного по теме не нашел.

asher forever 523 14
Ноя 12 #1

Это надо в Уолкоте смотреть.

Кстати, кто нибудь знает как по исторической добыче нефти и жидкости получить ОФП?

AlNikS 878 13
Ноя 12 #2

А зачем надо от фазовых переходить к ХВ не понял суть вопроса? Есть фазовые, они относятся к анализу физического процесса. Есть характеристики вытеснения, они относятся к анализу взаимосвязи между имеющейся динамикой добычи и обводнения.

AlNikS 878 13
Ноя 12 #3

asher forever пишет:

Кстати, кто нибудь знает как по исторической добыче нефти и жидкости получить ОФП?

Только путем шарлотанства и подгона. Физически обоснованным путем это не сделать.

Dorzhi 967 15
Ноя 12 #4

Дмитрий пишет:

Уважаймые форумчани. Кто-ниубдь может мне объянить как от фазовых проницаймостей перейти к характеристикам вытеснения(КИН - обводненость, например). Искал в Крейге "Заводнения", ничего полезного по теме не нашел.

Buckley-Leverett и Welge. 

AlNikS 878 13
Ноя 12 #5

Dorzhi пишет:

Дмитрий пишет:

Уважаймые форумчани. Кто-ниубдь может мне объянить как от фазовых проницаймостей перейти к характеристикам вытеснения(КИН - обводненость, например). Искал в Крейге "Заводнения", ничего полезного по теме не нашел.

Buckley-Leverett и Welge. 

А причем тут характеристики вытеснения тогда?

Dorzhi 967 15
Ноя 12 #7

Wasteland Rat пишет:

Dorzhi пишет:

Дмитрий пишет:

Уважаймые форумчани. Кто-ниубдь может мне объянить как от фазовых проницаймостей перейти к характеристикам вытеснения(КИН - обводненость, например). Искал в Крейге "Заводнения", ничего полезного по теме не нашел.

Buckley-Leverett и Welge. 

А причем тут характеристики вытеснения тогда?

фракциональный поток, Fw пересчитываются из фазовых.

MironovEP 2082 12
Ноя 12 #8

в курсах Хериот Вата в пособии по Планированию ГТМ есть раздел, там все четко описано с формулами

AlNikS 878 13
Ноя 12 #9

Не. Люди. Давайте вещи называть своими именами:

Характеристикой вытеснения называют эмпирическую зависимость типа накопленная добыча нефти - накопленный отбор жидкости. Характеристика вытеснения отражает реальный процесс выработки запасов нефти и связанную с ним динамику обводнения продукции при разработке неоднородных пластов на режиме вытеснения нефти водой.

Dorzhi 967 15
Ноя 12 #10

а что на однородных пластах это уже не характеристика вытеснения что ли?

на однородных упрощенных моделях фронт вытеснения и будет по баклею-леверетту.

на неоднородных чуть сложнее.

RomanK. 2164 13
Ноя 12 #11

Баклей-Леверетт это характеристика вытеснения одной линии тока.

Записав БЛ для линий тока разной длины мы получим итоговую Характеристику Вытеснения, имеющую практическую пользу.

Поэтому в чистом виде БЛ будет работать для линейного 1D пласта.

Обидно только, что таких не существует.

Dorzhi 967 15
Ноя 12 #12

для долгосрочного планирования вполне подойдет

RomanK. 2164 13
Ноя 12 #13

То есть ты используешь исходные ОФП для долгосрочного планирования? Гигант :)

Dorzhi 967 15
Ноя 12 #14

в тнк-бп использовали, вытеснение нефти водой по кривой фракционального потока, рассчитанному по ОФП, с учетом запасов на каждую скважину. прогноз считался на 50-60 лет, для КП и ФМ вполне подходило.

RomanK. 2164 13
Ноя 12 #15

Что такое КП и ФМ? Если ты говоришь про прогнозы, то тут подойдет любая зависимость обводненности от накопленных запасов. Обычно имеют типовой набор характеристик вытеснения по тридцати-сорокам месторождениям из которых два-три выбираются как аналоги и рисуется прогноз обводнения, как нечто похожее на аналоги. Ну это путь, если нам действительно нужен результат. А если так, попылить и очки повтирать то да, ОФП самое то. Только как вы безводные периоды рисовали для вязких нефтей, по БЛ кажется с вязкости 20сП уже безводного периода практически нет.

Dorzhi 967 15
Ноя 12 #16

конечно подойдет любая зависимость, по баклею-леверетту чем хуже?

asher forever 523 14
Ноя 12 #17

Dorzhi пишет:

в тнк-бп использовали, вытеснение нефти водой по кривой фракционального потока, рассчитанному по ОФП, с учетом запасов на каждую скважину. прогноз считался на 50-60 лет, для КП и ФМ вполне подходило.

объясните плиз как тут участвуют запасы на каждую скважину? т.е. хв рисуется для каждой скважины отдельно? и еще момент, как SW считается на каждом шагу?

Dorzhi 967 15
Ноя 12 #18

формула простейшая 

So=(1-Swi)*(1-Np/N)*Bo/Boi, где Np накопленная добыча нефти, N геологические охваченные запасы на скважину.соответственно Sw=1-So, и так на каждый временной шаг  

asher forever 523 14
Ноя 12 #19

Dorzhi пишет:

формула простейшая 

So=(1-Swi)*(1-Np/N)*Bo/Boi, где Np накопленная добыча нефти, N геологические охваченные запасы на скважину.соответственно Sw=1-So, и так на каждый временной шаг  

Пасиба, учитэл! © Smile. а запасы на скважину разве не одинаковые?

Dorzhi 967 15
Ноя 12 #20

запасы из геологической модели брали по радиусу равному половине расстояния между скважинами, и распределяли запасы от нагнетательных скважин на добывающие с учетом их влияния.

asher forever 523 14
Ноя 12 #21

Dorzhi пишет:

запасы из геологической модели брали по радиусу равному половине расстояния между скважинами, и распределяли запасы от нагнетательных скважин на добывающие с учетом их влияния.

так если есть геомодель не проще ли на гидродинамике прогноз посчитать?

Dorzhi 967 15
Ноя 12 #22

в нашем случае было не проще, большая модель, сутки расчета, притом что за день надо было выдать пару тройку вариантов прогнозов на различные графики бурения. базовый прогноз был просчитан, практически совпало с экселевским.

asher forever 523 14
Ноя 12 #23

Уважаемый Доржи, подскажите, а можно ли посчитать уровень нефти и газа в месторождениях с гш таким же методом только используя фазуху нефть-газ?

Dorzhi 967 15
Ноя 12 #24

я бы не стал, основная проблема в расчете фракционального потока, то есть "обгазования" притока. если у нефти и воды вязкость и объёмный фактор более менее одного порядка, то у газа порядок другой. хотя я подробно не копал, может есть такие решения.

Lyric 307 14
Ноя 12 #25

Dorzhi пишет:

формула простейшая 

So=(1-Swi)*(1-Np/N)*Bo/Boi, где Np накопленная добыча нефти, N геологические охваченные запасы на скважину.соответственно Sw=1-So, и так на каждый временной шаг  

Еще была идея как усовершенствовал метод. На гдм запустить прогноз с одновременным вводом всех проектных скважин. Потом с модельных данных обратным счетом получить ОФП которые характеризуют вытеснение в масштабе элемента разработки и вот на них то и считать прогноз. Таким образом мы можем добавить в оценку профиля неоднородность геологии...

Dorzhi 967 15
Ноя 12 #26

Lyric, я тоже думал об этом. Простой способ добавить неоднородность, это играть с коэффициентом охвата. по той методике N - это геологические охваченные запасы, причем коэффициент охвата считался через проектный КИН, делённый на коэффициет вытеснения по ОФП. Кохв = 0.7 там кажется.

Если предположить, что у нас есть высокопроницаемые участки, по которым проходит вода от нагнетательных скважин и часть нефти остается неохваченной, то можно К охв уменьшить, соответственно N  в формуле будет меньше и обводненность будет наступать быстрее.

Lyric 307 14
Ноя 12 #27

Dorzhi пишет:

Lyric, я тоже думал об этом. Простой способ добавить неоднородность, это играть с коэффициентом охвата. по той методике N - это геологические охваченные запасы, причем коэффициент охвата считался через проектный КИН, делённый на коэффициет вытеснения по ОФП. Кохв = 0.7 там кажется.

Если предположить, что у нас есть высокопроницаемые участки, по которым проходит вода от нагнетательных скважин и часть нефти остается неохваченной, то можно К охв уменьшить, соответственно N  в формуле будет меньше и обводненность будет наступать быстрее.

Ну вот на новой интерации ФМ мы и попробуем ;)
ЗЫ еще есть вариант просчитать единовременный запуск на прогноз а потом из полученных профилей для каждой скважины собирать профиль по филу в зависимости от графика бурения. Надо будет озадачиться и посмотреть что в итоге будет ближе к расчету на ГДМ

asher forever 523 14
Ноя 12 #28

Lyric пишет:
Dorzhi пишет:

формула простейшая 

So=(1-Swi)*(1-Np/N)*Bo/Boi, где Np накопленная добыча нефти, N геологические охваченные запасы на скважину.соответственно Sw=1-So, и так на каждый временной шаг  

Еще была идея как усовершенствовал метод. На гдм запустить прогноз с одновременным вводом всех проектных скважин. Потом с модельных данных обратным счетом получить ОФП которые характеризуют вытеснение в масштабе элемента разработки и вот на них то и считать прогноз. Таким образом мы можем добавить в оценку профиля неоднородность геологии...

а в этом случае исходная офп не получится?

RomanK. 2164 13
Ноя 12 #29

Dorzhi вас не смущало наступление обводненности рывком? Вы не определяли насыщенность на фронте? Хотя вроде старались делать теоретически верно, значит должны были. Практически с офп не считают из за нереального профиля обводнения, в зависимости от соотношения вязкостей, мгновенное наступление 80% обводненности это бред.

Dorzhi 967 15
Ноя 12 #30

это зависит от запасов на скважину и дебита, если запасы большие с невысокими дебитами обводненность наступает поздно и плавно. резкое обводнение мгновенно до 80-100% может быть если только запасы очень мелкие вкупе с огромными дебитами. в таких случаях анализировались причины и как-то пытались их устранить.

но в целом по месторождению это 200-300 доб скважин картина была более менее соответствующей гидродинамическим расчетам.

 

sander 296 10
Ноя 12 #31

Dorzhi пишет:

Lyric, я тоже думал об этом. Простой способ добавить неоднородность, это играть с коэффициентом охвата. по той методике N - это геологические охваченные запасы, причем коэффициент охвата считался через проектный КИН, делённый на коэффициет вытеснения по ОФП. Кохв = 0.7 там кажется.

Если предположить, что у нас есть высокопроницаемые участки, по которым проходит вода от нагнетательных скважин и часть нефти остается неохваченной, то можно К охв уменьшить, соответственно N  в формуле будет меньше и обводненность будет наступать быстрее.

а как вы в модели учитывали коефициент охвата?

Dorzhi 967 15
Ноя 12 #32

в модели никак. 

sander 296 10
Ноя 12 #33

Dorzhi пишет:

в модели никак. 

а не пробовали Кохв=(Общее к-во ячеек - К-во ячеек не принимающих участие в фильтрации) / (Общее к-во ячеек) ?

Dorzhi 967 15
Ноя 12 #34

в принципе то можно и так оценить. я предполагал более эмпирически графически.

 

sander 296 10
Ноя 12 #35

куда уж импиричнее и графичнее ;)

sander 296 10
Ноя 12 #36

sander пишет:

а не пробовали Кохв=(Общее к-во ячеек - К-во ячеек не принимающих участие в фильтрации) / (Общее к-во ячеек) ?

это если ячейки одинакового обьема, если разного то вместо количества надо брать обьем ячеек.

Ty3 46 4
Фев 20 #37

Есть у кого-нибудь книга в элктронном виде:

https://www.amazon.com/Applied-Waterflood-Field-Development-Wolcott/dp/0578023946

Спасибо за ответ.

Go to top