Какие параметры менять при адаптации?

Последнее сообщение
Diana Z. 4 7
Сен 14

Здравствуйте. Адаптирую первую в своей жизни модель, которая, естественно, не адаптируется. Не хватает воды и жидкости. Пробую менять фазовые, ВНК, переходную зону, но картина сильно не меняется. С пористостью долго возилась, думаю, она более-менее нормальная. Я понимаю, что так трудно сказать, но, может, кто-то поделится опытом, что ещё можно подкручивать? Ещё буду благодарна, если кто-нибудь поделится, что можно почитать на эту тему. Спасибо.

Brewer 323 12
Сен 14 #1

Для начала, я бы посоветовал Вам садаптировать геологическую модель, чтобы можно было "зафиксировать" хоть какие то свойства которые в дальнейшем Вы не будете крутить. Обычно это свойства, информация по которым достоверна, тот же ВНК (если он есть) , функции фазовых и PVT

Diana Z. 4 7
Сен 14 #2

Что вы подразумеваете под адаптацией геологической модели?  Может, вы имеете в виду зафиксировать кубы пористости-проницаемости как константы?

Aleksander 231 9
Сен 14 #3

начните с PORV и адаптируйте FPR...

Brewer 323 12
Сен 14 #4

я имею виду зафиксировать ВНК и распределение пористости и соответсвенно как сказал Александр, поровый объем и запасы, а также PVT и давления приведенные на ВНК. Потому как, если вы меняете эти параметры, то не совсем понятно что вы адаптируете

Antalik 1647 14
Сен 14 #5

Хорошая презентация по history matching.  На странице 6 есть табличка с целями и соответсвующими параметрами которые нужно менять в модели.

Если адаптируете вручную, то начитать нужно с адаптации пластового давления, меняя размер и параметры подключения аквафира к пласту, а также закачку в пласт.

Дальше нужно смотреть на продуктивность скважин, ориентируясь на общую добычу по жидкости и на депрессию.

И только потом адаптируете обводненность и прорывы воды.

Diana Z. 4 7
Сен 14 #6

Спасибо всем большое. Буду пробовать.

Tokyo 25 7
Окт 14 #7

Народ какие есть предположения почему в конце истории разработки по расчету нефть начинает переть, а воду вообще не тянет?!

Вложение: 
GridMen 84 9
Окт 14 #8

Ты лучше дебиты скинь. А так, возможно, запасов много или остаточную нефть побольше сделай. Возможно, ГРП начали активно делать, закачку нужно посмотреть. Вариантов много...

RomanK. 2163 13
Окт 14 #9

ГРП то здесь причем. Завышены подвижные запасы, а это много от чего зависит. Включая вообще использование гидродинамической модели.

GridMen 84 9
Окт 14 #10

RomanK. пишет:

ГРП то здесь причем. Завышены подвижные запасы, а это много от чего зависит. Включая вообще использование гидродинамической модели.

ГРП можно по разному смоделировать, очень часто трещина уходит в водонасыщенные части или радом с ППД-шной скважиной.  После ГРП в ряде скважин обводненность увеличивается с 10-20% до 50-90%. Расхождение у него как раз с 2000 годов когда ГРП начали активно применять.

volvlad 2234 14
Окт 14 #11

Надо посмотреть, что там в соседних скважинах происходит. И на других скважинах есть ли такое же поведение.

Рус_1988 6 6
Фев 15 #12

А у меня не хватает нефти.. уже в начале... ВНК пробовал снижать где где взято по подошве и где вообще возможно.. но растояние между пластами у меня очень маленькое..  Не везде возможно.. Но когда снижаешь ВНК реально помогает.. Но это для меня не выход из положения.. ОПФ пробовал изменить, через WPIMULT на 20% увеличел проницаемость, разломы проводимыми сделал, с PVT норм, насыщенность увеличел, но все равно не хватает... Что еще можно сделать если запасы не хватают?

marsel331 64 12
Фев 15 #13

Играя с ВНК не забываем про запасы, которые могут просто улететь. Если воды сразу много, то можно посмотреть вретикальную анизотропию проницаемости и концевые точки ОФП. А прежде всего перепроверить правильность задания входных данных в скедул - дебиты и перфорации.

volvlad 2234 14
Фев 15 #14

По поводу запасов. В этом часто и засада при адаптации модели на официально утвержденные запасы, которые ни при каких обстоятельствах менять нельзя.

В случае когда ВНК не вскрыт ни одной из пробуренных скважин и принят по подошве, очевидно, что реальный ВНК ниже, чем то что стоит в данном случае на балансе. Насколько ниже не известно, но точно ниже. До начала добычи, ориентироваться на такую модель можно, но только если мы хотим получить пессимистическую оценку или для оценки доказанных запасов. В случае же, когда история добычи показывает, что ВНК ниже и ожидаемого прорыва воды не происходит, разумным было бы снизить ВНК. Ценность модели, в которой всеми мыслимыми способами пытаются "заматчить" добычу не меняя утвержденные запасы практически нулевая. 

Dorzhi 965 14
Фев 15 #15

сначала надо статическую модель заматчить на утвержденные, или показать почему это не может матчится. А уж потом что-то с гидродинамикой делать. Общайся с геологами и петрофизиками.

Go to top