~~Коллеги, добрый день! Давайте пообсуждаем. В литературе чаще встречается описание вертикальной неоднородности по свойствам PVT для флюида одного полностью сообщающегося пласта. Однако на практике мы же всегда сталкиваемся с тем, что свойства отличаются от скважины к скважине (при незначительных разницах в абсолютных отметках глубин пласта, т.е. влияние гравитационных эффектов тут ни при чем). Конечно, когда у нас случай с рендомным разбросом по площади – проще осреднить и успокоиться. Однако сталкивались ли вы на практике с тенденциями? Может в литературе что попадалось…
Очень интригующе звучит в «PVTsim. Техническое описание» фраза:
«Составы флюидов могут варьироваться по вертикали и площади залегания. Однако, если это флюиды одного пласта, то ожидается, что они могут быть представлены, используя единую модель уравнения состояния. С опцией единое уравнение состояния в PVTsim можно охарактеризовать до 50 флюидов различного состава к единому уравнению состояния.»
Что это вообще за чудо такое? Читала я форум, видела упоминания про это, про то, какой Витсон молодец и настроил уравнение для Карачаганака. Но с тех пор много времени прошло. Что еще кто слышал? А, может, и видел и сам делал?
| Вложение | Размер |
|---|---|
 no12_lateral_compositional_gradients_within_one_pvt_region_ru.ppt | 970 КБ |
У нас сейчас реализована такая схема - на скважинах отмечается тенденция разного КГФ, в модели задано несколько регионов, но выглядит коряво, если честно, в местах стыков.
Лично моё мнение, что это либо должно быть подтверждено геологией (чем мы активно занимаемся), либо списывать на неравномерность притока к скважине или погрешность исследований.
"Настройка единого УС" означает, что набор компонентов и псевдо-фракций, все их свойства, а также параметры УС у вас одни и те же, а чтобы описать вариацию термодинамических свойств, вы используете только изменение состава (мольных долей компонентов и псевдо-фракций).
На деле же "вариация от скважины к скважине" чаще всего связана с качеством отбора проб, ошибками измерений, а иногда и просто разными лабораториями-подрядчиками. Это справедливо, если мы говорим об описании пластового флюида в его начальном состоянии.
В случае разработки месторождения, изменение свойств флюида закономерно во времени, когда давление снижается ниже точки насыщения (будь то bubble point или dew point). Таким образом, состав отобранного флюида на эксплуатационной скважине уже может отличаться от начального.
При больших площадях иногда наблюдается изменение pvt по латерали. Если очень хочется это учесть можно задать один регион pvt, но задать разный Rs по площади так как нефть скорее всего будет похожая. Делать только ради этого EoS в модели нет смысла, но если есть много проб то ради интереса можно построить EoS в pvtsim и уже потом экспортировать свойства оттуда. Если же у вас очень сильный градиент начиная от black oil и заканчивая конденсатом то тогда EoS будет точнее, но это не так часто бывает (например в Eagle Ford где я считал что это будет полезно).
Сделать можно много чего, всегда надо спрашивать себя зачем, если это конечно не академический интерес.
Если не ошибаюсь, но на ИглФорде видимая площадная разница в свойствах нефть/летучая нефть/конденсат/сухой газ все-же больше зависит от глубины залегания и температуры т.к. пласты уходят в глубь в южном направлении. Мне думалось что приближенную региональную модель пвт на Игле можно было сделать обычной пвт с функцией от глубины.
Eagle Ford я привел как пример для EoS модели, с точки зрения аналога для автора это совсем не подходит. Во-первых там Rs растет с глубиной, а не наоброт как в некоторых conventional залежах. Во-вторых она совсем далека от equilibrium state так как не является сообщающимся сосудом. А что значит обычной функцией PVT ? , там же состав меняется.
Не так выразился - обычная единая EoS. А состав меняется как функция глубины/температуры.
Интересное обсуждение.
Гоша все абсолютно точно разъяснил про единое уравнение.
Пробы часто имеют разные составы и свойства (разные глубины отбора, качество, влияние разработки). Но эти флюиды могут показывать единое фазовое поведение - изменение состава и свойств с изменением давления и температуры. В таком случае, они могут быть описаны одним уравнением состояния.
Добавлю, что вариация по площади может быть не обусловлена градиентом по глубине, т.е. две, допустим, идеально качественные пробы одной залежи на одной опороной глубине, но отобранные в отстоящих скважинах, могут иметь разные состав и свойства. В таком случае, если залежь гидродинамически связана, то возможно система не пришла в равновесие, либо разомкнута, т.е. имеется приток вещества извне.
Есть очень интересный вебинар Schlumberger "Downhole Fluid Analysis, Reservoir Fluid Geodynamics, and Reservoir Evaluation" (доступен на youtube). В вебинаре приводится пример единой залежи разбуренной двумя скважинами с огромной разницей в GOR (500 vs 2500 scf/bbl) и объяснение этому факту вторичной миграцией газа в уже сформированную залежь.
интересно! Посмотрю. Есть же еще теория о том, что в месторождениях с гш давление насыщения может быть ниже пластового из-за всяких вторичных миграций. Спасибо! По факту и я сталкивалась с сильным отличием по стартовому Гф для скважин на одном небольшом месторождении (Рнас при том ниже Рпл).
Гоша, Euegene. Спасибо за разъяснения по поводу единого уравнения состояния! Про неустановившееся равновесие я понимаю. Осталось научиться обосновывать и моделировать его.
VIT, конечно же интерес не академический. Хотят люди "газ считать". Надоело на принятое в ГКЗ газосодержание умножать, понимаете ли)
На здоровьице, как говорится, и успехов!
Помните однако еще, что в финале PVT-модели, используемые инженерами (потребителями ваших моделей) в симуляторе, - почти наверное изотермические! (За исключением моделирования тепловых методов извлечения). И псевдокомпонентов в них не так уж много. Стало быть, если у вас, скажем, геотермальный градиент скажется на свойствах, то придется подобное как-то обходным путем решать.
Гоша, спасибо! Ох лучше бы я не помнила)) Будем учиться обходным путем решать. Прямым бы сначала научиться!