Янв 18
Сталкивался кто-нибудь с такой проблемой?
По результатам исследований проб с двух скважин одного пласта получили различные вязкости нефти, отличающиеся почти в 2 раза. Расстояние между скв. 5км. Может такое быть?
Опубликовано
24 Янв 2018
Активность
12
ответов
3343
просмотра
8
участников
7
Рейтинг
Конечно, первое что напрашивается это проверить качество замеров.
Если с замерами все ок и если залежь находится в зоне относительно низких пластовых температур, то есть шанс что нефть находящаяся близко к ВНК биодеградировала и стала более вязкой.
Качество замеров перепроверяли. Что значит биодеградировала ?
1. https://www.petroleumengineers.ru/node/7323
2. https://www.petroleumengineers.ru/node/7600
3. https://www.petroleumengineers.ru/node/9645
Зачем сразу прыгать в такие дебри? ТС никаких входных данных не дал кроме 5 км и одного пласта.
Не замеров надо качество проверять, а проб... 90% проблем кроется именно там...
иСтелс,
Если есть возможность, то повторите отбор проб(про глубинную речь?) и проверьте сам процесс отбора, было ли отобрано "по правилам". Можно также привести сами значения вязкостей(+ в пласт условиях) по указанным пробам и может ГФ, пласт. температуру, плотность(газа и нефти), глубину отбора, пласт. давл. Потом возможно в 1-ом приближении проверить значения вязкостей с известными корреляциями.
Повторите отбор и получите еще два-четыре значения, которые не вяжутся с уже имеющимися...
Не разобравшись в причинах - наступите на те же грабли.
Корреляции для пластовой нефти основаны на плотности и вязкости дегазированной нефти, газосодержании и пластовых условиях. Поэтому в принципе стоит сравнить эти величины. И искать причину, почему они отличаются.
Сделайте химический анализ и сравните - это все недорого стоит.
Да, есть такие месторождения. Для инженеров - просто головная боль. Недавний пример. Месторождение на ближнем востоке. Размеры 3 км на 15 км. Пробурено восемь скважин. Введено в эксплуатацию в прошлом году. Коллектор карбонатный - пористость: трещины плюс небольшая матричная пористость. Высота залежи несколько сот метров. Нефти от 8 до 26 градусов API в пределах одной гидродинамической системы. Делали прослушивание - скважины видят друг друга по горизонтали и вертикали. Вязкость от первых сантипуаз для вязких нефтей. Дебиты - до десяти тысяч барелей в сутки. По результатам десятков анализов испытаний получена картина распределения нефтей в залеже. По детальному анализу нефтей установлено два нефтегенерационных источника (абсолютно разные нефтематеринсуие породы). Залежь сформировалась вчера и продолжает формироваться сегодня. Идет смешение нефтей, причем верхняя нефтематеринская порода находится в пределах залежи - она и производит высоковязкие и тяжелые по плотности нефти. Относительно легкая нефть и газ (правда с сероводородом) идут с нижней материнской пачки. Это и определило геометрию распределения УВ. На все это накладываются литологические особенности разреза, система распределения трещин и геометрия залежи (одно крыло падет с углом >80 градусов). Проблема в том, сколько и какой нефти, и какой будет реальный коэфициэнт извлечения при различных сценариях разработки. Эти вопросы пока без ответа. Но главный вопрос- есть ли такое - ответ - да бывает.
Экспат, вы где либо публиковали указанный анализ?
Поделитесь знаниями, какой именно недорогой химический анализ надо выполнить?
Жидкостная хроматография - в любом ближайшем к вам техническом университете на кафедре органической химии/экологии и др. точно смогут это сделать. По результатам четко будет видно различие проб и веществ, которые в них входят. В более плотной и вязкой нефти будет больше тяжелых компонентов.
Повторюсь с вопросом (В коментариях ранее прозвучало), о каких пробах идёт речь.