Адаптация композиционной модели (E300)

Последнее сообщение
Ceasar J. 38 4
Окт 14

Здравствуйте, коллеги!

Была построена модель на Е300-композиционка. Загружены фактические данные по замерам BHP, THP, объемы добытого газа и ЖУ. Поставили контроль по дебиту добываемых углеводородов (ORAT и GRAT).

Пускаем на расчет и анализируем графики. В скважинах, там где стоит контроль по нефти (ORAT), почти везде дебиты по нефти матчатся, а дебиты газа не матчатся, тоже самое при контроле по газу (GRAT), газ матчится, нефть - нет. С давлениями совсем по-другому и расчетные BHP, для того чтобы заматчить дебиты летают по беспределу, но повторяют тренд добычи, т.е. если на определенную дату было добыто макс количество нефти или газа, BHP снижается до минимального уровня, в то время как фактические BHP снижаются плавно вне зависимости от rate-ов. Также, в некоторых скважинах, 9-point average pressure ниже фактических забойных давлений. 

1) О чем это может говорить? О не правильных фактических замерах BHP?

2) При HM в первую очередь нужно менять permeability? Если да то в какой степени? Есть какой то range или инструкции по этому поводу? Или есть какой то другой способ заматчить?

 

Antalik 1465 12
Окт 14 #1

1) Нет, как раз нужно начинать адаптировать с давления. http://www.petroleumengineers.ru/node/9398#comment-79204 - тут есть ссылка на стратегию для ручной адаптации. У вас очевидно, что не хватает "поддержки" давления в пласте.

2) Чаще нет чем, да.

Ceasar J. 38 4
Окт 14 #2

Antalik пишет:

1) Нет, как раз нужно начинать адаптировать с давления. http://www.petroleumengineers.ru/node/9398#comment-79204 - тут есть ссылка на стратегию для ручной адаптации. У вас очевидно, что не хватает "поддержки" давления в пласте.

2) Чаще нет чем, да.

Спасибо за совет, Antalik!

Попробовал увеличить вертикальную проницаемость (PERMZ) и сделал ее равной горизонтальной проницаемости по оси Х (PERMX), но воз и ныне там. Произошли микроскопические изменения и на добычу это увеличение проницаемости не повлияло. Раньше  PERMX был в 10 раз больше PERMZ.

Далее поставили ограничение по забойному давлению (WELTARG) 300 атмосфер, так как раньше модель при расчете снижала значение забойного давления до ноля чтобы добыть нужный объем газа и нефти (в модели стоит контроль по дебиту нефти и газа). Но теперь объемы стали еще меньше чем надо и хуже сбиваются с историей.

То есть на уровне глобальной адаптации не получается выстроить адекватную модель. Значит ли это то, что нужно пересматривать/перестраивать укрупненную геологическую модель или проблема не в этом? 

Также, вы бы не могли ответить откуда пласт берет "поддержку"? 

 

 

Antalik 1465 12
Окт 14 #3

historymatchingstrategy.jpg

Вот картинка из презинтации на которую я выше ссылался. Это общая стратегия ручной адаптации моделей.

Ваша первая задача (Objective) с адаптировать среднее пластовое давление.

Для этого нужно менять параметры (Reservoir Data to Adjust): Размер аквафира и его связанность с пластом (то есть задайте и подключите его к пласту если у вас его еще нет), Общий поровый объем, сжимаемость;

Я бы добавил к этому и закачку (если есть), так как часто данные по закачке менее надежны чем данные по добычи.

Сообственно это всё, что может "поддержать" пластновое давление: аквафир, закачка, поровый объем,  смижаемость (породы и флюидов).

 

volvlad 2110 12
Окт 14 #4

Ceasar J. пишет:

Поставили контроль по дебиту добываемых углеводородов (ORAT и GRAT).

Пускаем на расчет и анализируем графики. В скважинах, там где стоит контроль по нефти (ORAT), почти везде дебиты по нефти матчатся, а дебиты газа не матчатся, тоже самое при контроле по газу (GRAT), газ матчится, нефть - нет.

У меня вопрос к автору. Есть ли у него полное понимание того, как работает контроль по дебитам и давлениям при адаптации? Немного странно слышать фразы "выставили контроль по нефти и дебиты по нефти сошлись". Они, как бы и должны были сойтись один в один, за исключением случаев, когда модель при нулевом забойном не сможет достичь исторических дебитов по заданной фазе.

При выставлении контроля по одной из фаз на начальном этапе нужно быть аккуратным при адаптации, и следить за поведением остальных фаз, чтобы не было слишком больших перекосов.

На самых первых стадиях адаптации я бы рекомендовал пользоваться контролем по жидкости или по пластовым объемам.

Цитата:

С давлениями совсем по-другому и расчетные BHP, для того чтобы заматчить дебиты летают по беспределу, но повторяют тренд добычи, т.е. если на определенную дату было добыто макс количество нефти или газа, BHP снижается до минимального уровня, в то время как фактические BHP снижаются плавно вне зависимости от rate-ов. Также, в некоторых скважинах, 9-point average pressure ниже фактических забойных давлений. 

Для более или менее однозначного ответа нужно видеть графики.
Вы пишите, что модельные забойные снижаются слишком резко по сравнению с фактом. Насколько они при этом отличаются на начальном этапе? Это вам подскажет в какую сторону крутить  проницаемости и\или продуктивности скважин. 
Затем смотрим на динамику. В вашем случае слишком резкое снижение давления может говорить о недостаточных объемах, неверных фазовых (при которых при контроле по какой-то одной из фаз добыча других нереально высокая). Когда вы выставляете котроль по нефти,  что у вас при этом по газу и воде?

Ceasar J. 38 4
Окт 14 #5

Antalik пишет:

Ваша первая задача (Objective) с адаптировать среднее пластовое давление.

Для этого нужно менять параметры (Reservoir Data to Adjust): Размер аквафира и его связанность с пластом (то есть задайте и подключите его к пласту если у вас его еще нет), Общий поровый объем, сжимаемость;

Я бы добавил к этому и закачку (если есть), так как часто данные по закачке менее надежны чем данные по добычи.

Сообственно это всё, что может "поддержать" пластновое давление: аквафир, закачка, поровый объем,  смижаемость (породы и флюидов).

Спасибо за ответ. 

1) В нашей модели аквифера нет. Предыдущие модели тоже строились без учета водоносного горизонта. Поэтому целесообразно ли включать аквифер (опыта в моделировании аквифера нет)?

2) Закачка есть, но она начинается не с момента начала промышленной разработки, поэтому на начальном этапе закачка не влияет на объем добытых УВ.  На данный момент прогоняем модель до начала закачка, чтобы не усугублять ситуацию с адаптацией.

3) Общий поровый объем менять не хотелось бы, потому что изменятся запасы. При этом могут возникнуть еще больше проблем, придется менять ОФП, капиллярные давления. Total Pore Volume в укрупненной геологической модели совпадает с Total Pore Volume в симуляционной модели.

3) Сжимаемость меняли при инициализации, чтобы сопоставить запасы в укрупненной геологической модели и гидродинамической модели. Координально значение сжимаемости ни на что не влияло. У нас в модели только 1 регион ROCKNUM.

Ceasar J. 38 4
Окт 14 #6

volvlad пишет:

У меня вопрос к автору. Есть ли у него полное понимание того, как работает контроль по дебитам и давлениям при адаптации? Немного странно слышать фразы "выставили контроль по нефти и дебиты по нефти сошлись". Они, как бы и должны были сойтись один в один, за исключением случаев, когда модель при нулевом забойном не сможет достичь исторических дебитов по заданной фазе.

При выставлении контроля по одной из фаз на начальном этапе нужно быть аккуратным при адаптации, и следить за поведением остальных фаз, чтобы не было слишком больших перекосов.

На самых первых стадиях адаптации я бы рекомендовал пользоваться контролем по жидкости или по пластовым объемам.

Спасибо за ответ!

Понимание как  работает контроль по дебитам и давлениям при адаптации есть, но оно не полное. В предложении "выставили контроль по нефти и дебиты по нефти сошлись, а по  газу - нет" я хотел сделать акцент на то, что по той фазе по которой нет контроля, дебиты не бьются. То есть, вопрос заключался в том, как добиться сходимости по нефи и ГАЗУ. В идеале обе фазы должны повторять историю.

После вашего совета выставил контроль по пластовым объемам и запустил модель на расчет. Вопрос: если мы поставили RESV контроль, с чем нам сравнивать высчитанные моделью дебиты, ведь история дается в поверхностных условиях. Или при этом смотрим только на давления и делаем адаптацию по статическому забойному давлению не обращая внимания на дебиты?

Цитата:

Для более или менее однозначного ответа нужно видеть графики.

Вы пишите, что модельные забойные снижаются слишком резко по сравнению с фактом. Насколько они при этом отличаются на начальном этапе? Это вам подскажет в какую сторону крутить  проницаемости и\или продуктивности скважин. 
Затем смотрим на динамику. В вашем случае слишком резкое снижение давления может говорить о недостаточных объемах, неверных фазовых (при которых при контроле по какой-то одной из фаз добыча других нереально высокая). Когда вы выставляете котроль по нефти,  что у вас при этом по газу и воде?

График по одной скважине выставил во вложении. Во всех графиках кривые давления примерно такого же плана. Объемов, вроде как должно хватать, а по поводу фазовых, они были модифицированы, то есть при инициализации концевые точки, чтобы сбить запасы, были изменены. Если их опять менять то как быть с запасами?

По поводу контроля, в принципе и газа и нефти не хватает, а на воду мы вообще не смотрим.

Вложение: 
Antalik 1465 12
Окт 14 #7

Ceasar J. пишет:

Спасибо за ответ. 

1) В нашей модели аквифера нет. Предыдущие модели тоже строились без учета водоносного горизонта. Поэтому целесообразно ли включать аквифер (опыта в моделировании аквифера нет)?

Если есть ВНК в модели, проблем нет никаких подключить аквафир для поддержания давления. Было бы это чисто нефтянное месторождение, я бы сказал что других вариантов нет. 

Что-нибудь про флиюд и начальное состояние раскажите. Если ли газовая шапка? Почему решили делать композиционную модель?

 

Ceasar J. 38 4
Янв 15 #8

Цитата:

Если есть ВНК в модели, проблем нет никаких подключить аквафир для поддержания давления. Было бы это чисто нефтянное месторождение, я бы сказал что других вариантов нет. 

Что-нибудь про флиюд и начальное состояние раскажите. Если ли газовая шапка? Почему решили делать композиционную модель?

В модели ВНК есть. Месторождение нефтегазоконденсатное. На данном этапе подключение аквифера не рассматривается. Флюид находится в сверхкритических условиях, переход от одной фазы в другую четко не разграничивается. 

Дмитрий_Б 16 4
Янв 15 #9

Ceasar J., а начальное пластовое давление на много превышает давление начала конденсации?
Можно ли по индивидуальным скважинам, которые работают выше давления насыщения (в однофазном состоянии), проверить правильно ли задано распределение составов в модели?

Ceasar J. 38 4
Янв 15 #10

Дмитрий_Б пишет:
Ceasar J., а начальное пластовое давление на много превышает давление начала конденсации? Можно ли по индивидуальным скважинам, которые работают выше давления насыщения (в однофазном состоянии), проверить правильно ли задано распределение составов в модели?

Дмитрий, начальное пластовое давление превышает примерно на 100-150 атм. давления начала конденсации. По второму вопросу я затрудняюсь дать ответ. Можете более подробно написать?

Дмитрий_Б 16 4
Янв 15 #11

При работе скважин при давлениях выше давления начала конденсации нет эффекта выпадения конденсата в пласте, в продукции скважин присутствует вся пластовая система.
Если есть запас давления в 100-150 атм, то при задании на скважинах дебитов газа, в модели должен получиться начальный GOR, который как раз показывает соотношение газа и конденсата. Если по отдельным скважинам есть разброс фактических значений GOR (на начальном этапе разработки это бывает, пока идет монтаж и переделка системы сбора, подбор параметров работы сепараторов и т.д.), то можно ориентироваться по объекту в целом. Но термодинамика, заложенная в модель, должна более-менее правдоподобно давать разблюдовку на газ и конденсат.
Проверь.

Дмитрий_Б 16 4
Янв 15 #12

Ceasar J., а можешь сделать две картинки?
Первая - на один график вынести только фактические GOR'ы по всем скважинам (если их много, то только по длительно работающим).
Вторая - добавить к предыдущему по этим же скважинам модельные GOR'ы.
???

Go to top