Янв 12
как его можно посчитать численно без моделей.. по площади и по объему месторождения с ППД.
Опубликовано
12 Янв 2012
Активность
68
ответов
8002
просмотра
13
участников
0
Рейтинг
для тех кто упустил кое-что во время обучения, может пригодится
14_1.doc
Я предложил желающим применять формулу на разных участках месторождения, когда на этих участках разные Кохв, Квыт, Кзав. Просто пойти дальше, и не осреднять их по всей залежи. Если им этого захочется.
Я бы с этими коэффициентами обходился по-другому.
Сегодня можно построить какую-то модель и попробовав на секторе модели разные сетки, найти наиболее подходящую для начала разбуривания, с учетом неопределенностей и рисков. В домодельное время, ИМХО, следовало начинать бурение по крупной сетке, и затем принимать решение о системе разработке и расстоянии между скважинами.
Затем начать бурение по выбранной сетке, и наблюдая за разработкой (и то и другое будет снижать неопределенности и риски), принимать решение о дальнейшей разработке. Именно в этот момент, после накопления хоть какой-то базы по исследованиям керна (Квыт), динамике добычи и обводнения (прогноз накопленной добычи), следовало бы оценить как запасы охватываются разработкой, и нефть вытесняется водой, переведя предполагаемый КИН (в данном случае элемента сетки) в пресловутые коэффициенты. Не брать их "с потолка", а рассчитать по фактическим данным. И поняв, что при выбранной системе Кохв=0.5, понять причины, и изменить систему разработки так, чтобы Кохв=0.8, и экономика при этом не пострадала. И получать КИН не 0.3, а 0.5.
И это можно проделать на любом этапе разработки месторождения. И нужно!
Таково мое мнение.
А зачем расчитывать КИН отталкиваясь от коэффициентов не имеющих отношение к конкретному месторождению, мне непонятно.
Помногословлю. Я вообще ни в какую позу вставать не стану по этой работе.
Решил попробовать обработать так и совершенно случайно из общих соображений нашел линейную зависимость. Потом уже перепроверил, написал небольшую программу которая разбивает скважины на группы и собирает добычу нефти, жидкости именно по этим скважинам.
о характеристикам поступали достаточно просто, по шесть участкам, которые можно отнести к более-менее отдельным участкам разработки построили разнообразные кривые и нашли такой тип кривой, который описывает динамики обводнения всех участков. Учитывая, что обводненность по участкам за 95-96% их можно признать условно-эталонными, также рассматривались и отдельные скважины вышедшие уже или работающие на предельных за 98% обводненности. Можно сказать что нам повезло - что по отдельным скважинам, что по группам, что в целом ситуация схожа. По единичным скважинам конечно можно видеть разные ситуации, по трем уже более схожи, а по десяткам - как заведенные. Далее осталось только выбрать некоторый период времени, чтобы количество скважин было не слишком мало, но и не слишком велико - один год, хорошая оценка.
Если сравнить группы и в целом. По группам линейное увеличение обводненности от накопленной добычи нефти. Тогда как в целом, за счет постоянного добавления групп, скатывается в логарифмику, но здесь ещё важно отметить, что показатели логарифмики в целом зависят от интенсивности разбуривания. Например, если вообще не бурить, обводненность будет линейно нарастать, а если постоянно добуривать - то темп обводнения конечно снижается, за счет ввода более новых скважин и вообще, можно добится такой ситуации что обводненность будет стабилизированна. Поэтому бестолково (хотя так делал, чего греха таить) накидывать кривые на все скважины. Интерес к этой работе у меня был именно в том, чтобы показать, что запасы прирастают с вводом скважин. Иначе получалась породоксальная ситуация - нулевая эффективность бурения.
У меня ссылка выглядит как http://www.petroleumengineers.ruhttp//www.petroleumengineers.ru/sites/default/files/u14461/14_1.doc и не открывается. Даже без первого http://www.petroleumengineers.ru
Правильное мнение. И оно, как я понял, сводится к тому чтобы увеличить К охв. И я про это же. Увеличивая коэффициент охвата, увеличиваем КИН. Зачем считать Кохв из КИН? КИН должен соответствовать К охв (или наоборот). Поэтому, и надо строить графики соответствия, о которых говорил выше niksam, видеть как К охв соответствует КИНу (или наоборот) и вовремя рулить процессом разработки (уплотнять сетку, увеличивать объемы закачки, вовлекать в разработку не дренируемые запасы, и т.д.). А вот чтобы построить этот график соответствия, надо знать значения Кохв и значения КИН во времени. Значения КИН определяются как отношение добычи нефти к геологическим запасам, а значения К охв определяются по объемам закачки и объемам добытой воды.
Возможно я вас удивлю, но сначала месторождение проектируют, а уж потом разрабатывают. :) На этапе проектирования оценивается целевое значение КИН, обычно называемое "проектным". На этапе разработки оценивается прогнозный КИН основанный на анализе динамики показателей разработки, который, в сравнении с проектным, наглядно показывает, хорошо разрабатывается месторождение или не очень.
Если "не очень", то конкретные причины обычно не очевидны и требуют анализа различными методами, всем разработчикам известными: моделирование, ГДИ, пресловутый анализ элементов заводнения матбалансом, статистическим анализом, чем-нибудь еще и т.д. и т.п. Сводить все проблемы недостижения проектного КИН к теоретическому коэффициенту охвата, к одной цифре - слишком сильное упрощение.
это хорошо что находятся люди которым не лень печатать очевидние вещи, такие люди нужны)
КИН/Скин и тд - не более, чем абстракции.
Работать нужно с каждой отдельной скважиной (ГДИ, ПГИ => ПРС/КРС) - и будет счастье (может быть).
Фишка в том, что там, внизу - глубоко, темно и страшно (+температура и давление).
Поэтому работают только 2 вещи: статистика (те же ХВ) и интуиция геолога.
А насчет доллары/евро - я только за то, чтобы измерять Кпрод в $/сут.
Скважин может быть много, на всех бригад КРС не хватит. Эффективность ГТМ в каждой скважине будет разной. ГДИСов на всех тоже не проведешь.
Поэтому по массе параметров выбираешь "проблемные" зоны. Это может быть блоковый анализ, учитывающий различные факторы проблемности, в т.ч прогнозный Кохв, дельта прогнозных НИЗ относительно целевых и мн др (желательно в автом режиме). Это также может быть различная аналитика с картами,- построение т.н. умных или синтетических карт (благо современное ПО и базы данных это позволяют), выявляющих проблемные зоны по пересечению разных факторов. Можно оба способа совмещать.
И дальше уже детально рассматриваешь эти блоки с чем связана их проблемность. Смотришь историю по скв, изучаешь профиля, ГИСы, строишь различные аналит зависимости по блокам/ячейкам ( тот же график соотв Кохв от КИН), если нужно сопоставляешь зависимости с аналогами, считаешь матбаланс, делаешь модель (хотя зачастую последнее не обязательно)... И если проблема в неэффективности разработки и/или недостатке ГТМ, то меняешь режим работы скв или делаешь на них ГТМ. Если есть неоднозначности и неопределенности - проводишь исследования. Также может вскрыться фактор завышенных запасов, неоднозначности с историей добычи, некачественные ГДИС и др сложности, что тоже нужно учитывать в своем анализе.
Вообще анализ по Кохв, это один из инструментов (со своими достоинствами и недостатками), который в купе с другой аналитикой нужно использовать при анализе разработке и планировании мероприятий. И желательно чтобы все проходило быстро, в темпе, т.к время ждет
Кас. Квыт,- наверное можно и им управлять, вернее повышать различными EOR методами, но это другая тема.
В этом случае все нагнетательные скважины убыточны. При не очень активном акьюфере КИН не больше 15%
ППД нужно, чтобы поддерживать фонтанирование или уровни жидкости не ниже возможностей насоса.
Если скважины без ППД работали, плавно отбирая уровни, а после запуска соседней ППДовки снижение Нд продолжилось теми же темпами - значит, данная ППДовка неэффективна. Уровни подросли - значит, всё в порядке, можно считать эффект в $.
Гениально! Предлагаю вставить $ в закон Дарси.
Ага, давайте гонять водищу туда-сюда по пласту, это экономически эффективно, уровни же растут :):):):)
Есть на кого опереться молодому вице президенту Роснефти.
Дык, за % воды тоже нужно следить.
Забивает геолог шахматку, глядь - а по пробе обводнённость выросла за неделю с 10 до 90% - всё, нужно бить тревогу. Правда, если вода “нашла дорогу” от ППДовки до добывающей - сделать уже ничего нельзя, увы.
===
Интервью.
Уважаемый оператор ДНГ Петрович, как Вы думаете: если скважина работает 110 кубов по жидкости, и 100 кубов нефти, Рзатр 15 очков+погружение 300 метров c ЭЦН-100, это хорошо?
- А як жеж, отлично, ё…а!
А вот мы ввели соседнюю ППДовку, и через 2 дня обводненность выросла на порядок?
- На порядок это чё?
Ну, обычная “пробная” поллиторовка была полная мазуты, а сейчас - воды по этикетку бутылки “Столичной”. Ваше мнение?
- Хреново, на. Коэффициент охвата ведь снижаем, кинжальный прорыв поимели. Одно слово, Water Fingering, е…ть его в ср...у.
Ваше мнение, как происходящее отразится на Коэффициенте Охвата?
- Б..я, если вода рванулась от ППДовки к добывающей - п..ц полный. Кохв вниз почти до нуля ё….ся, Bypassed Oil появилась, все дела.
И что делать?
- StaliN нужен, при нём такого не было. Ну, или КРС с “соплями” на ППД, глядишь, забьют чего. Или микроцемент ещё, х.. его знает.
А что думаете насчет трехмерного моделирования, в частности, Кригинга и стохастики?
- Вообще, Кригинг мыть нужно чаще, а стохастика это куда?
* Мы продолжим наш цикл интервью с Петровичем, как только он выйдет из очередного Курса Повышения Квалификации.
До новых встреч!
===
Отличная тема может получиться "Диалоги с Петровичем", только нужно это все в блоге разместить. Можно целый цикл сделать.
Интервью с петровичем тема :)) валялся
Зачетный креатив!
Страницы