Май 07
Народ, вопрос достаточно давнешний, тонкий но важный. Если кто то задумывался об вопросе построения объективных фазовых проницаемостей, а также об планировании мощностей поверхностной инфраструктуры, то должен был вставать вопрос. С прорывом воды меняется ли продуктивность скважины т.е. ее сумарная эффективная проницаемость (подвижность)? Для фазок, на сколько крайние точки по воде ниже крайних точек по нефти? Если у кого нить есть сюрезные факты, доводы, статьи прошу разместить и обсудить их здесь...
Опубликовано
17 мая 2007
Активность
32
ответа
9671
просмотр
8
участников
0
Рейтинг
Очевидно, суммарная продуктивность - меняется!
Если верить закону Д'Арси, то суммарная эффективная проницаемость это (абсолютная прониц. породы)*(относительную фазовую), когда имеем только нефть и связанную воду, то это k*kro, а когда только остаточную нефть => k*krw. Положение концевых точек зависит от характеристик породы и флюидов, обычно в гидрофильном коллекторе krw' < kro', на сколько меньше обычно зависит от гидрофильности коллектора.
Разность вязкостей воды и нефти и их смеси, тоже очень сильно влияет на конечную продуктивность.
Особенно в высоковязких нефтях.
Статьи на эту тему можно поискать, например в SPE, чтобы посмотреть на конкретные цифры и калькуляции.
Все правельно, вот я и спрашиваю у кого какие факты есть для оценки этой разницы? А вообще есть мнения что подвижность всей системы всегда постоянна. Например за себя могу сказать, что при построение графика дебита жидкости от обводненности дебит жидкости на моих месторождениях растет, что косвенно указывает на увеличения общей подвижности с ростом процента воды в продукции.
Очень интересная тема. Как-то беседовал с одним авторитетным (у нас в регионе) дядей на предмет того, почему фазовые проницаемости, которые дает его лаборатория имеют такую особенность: с появлением воды резко падает общая подвижность (нижняя точка ямы может быть в 2-3 раза ниже начальной) и зачастую хоть некоторое превышение подвижности от безводной мы имеем лишь при очень высокой обводненности (процентов 70 и более). Под подвижностью имею ввиду сумму отношений фазовой проницаемости флюида на его вязкость (krw/uw+kro/uo). Нефти у нас вязкие, uo>uw в ~10-60 раз. Коллектора имеют приемущественно промежуточную смачиваемость. Так вот он мне сказал, что эмульсия образуется. А образуется ли она в пласте? По работе скважин падения жидкости не видно, при появлении воды жидкость как минимум стабильна (при близких режимах если сопоставлять).
Попробуй прокоррелировать разницу с отношением текующих фазовых проницаемостей по воде и нефти
В общем случае конечно подвижность воды и нефти разная в пласте. Их отношение зависит от конкретных условий. Я делал следующее для проектирования ППД и наземки:
-Сделал КВД на новой добывающей скважине с безводной нефтью , посчитал kh.
-После перевода этой скважины в нагнетание и отработки сделал fall-off, посчитал новый kh.
-Зная вязкости фаз можно посчитать отношение подвижностей.
В итоге имеем отношение подвижностей полученное в лаборатории на керне, скажем крайние точки 0.75 для нефти и 0.13-0.17 для воды, предполагая что для нефти мы уверены в точке 0.75 считаешь крайнюю точку по воде по результатам fall-off, эврика !. Я получил для разных скважин от 0.11 до 0.15 крайнюю точку по воде. Потом говоришь что все в шоколаде - данные примерно сходятся. После этого посчитать ППД и требуемую закачку на новые кусты становится тривиальной задачей
, а главное ты сможешь точно предсказать сколько воды будут принимать скважины которые сейчас в добыче.
Конечно возможны вариации, но я бы рекомендовал проверять в полевых условиях то, что было получено в лаборатории, так на всякий случай
А то может получиться что водозаборных скважин не хватит или наоборот возможности закачки были сильно переоценены. А вообще об этом надо думать еще при выборе системы разработки.
Еще я бы обратил внимание на такую вещь - если построим общую подвижность системы как функцию от насыщености основываясь на фазовых проницаемостях и вязкостей, то это совсем не то же самое что происходит в реальном пласте. Все дело в разном масштабе.
В пласте обычно образуется (или наоборот не образуется для высоковязких нефтей) фронт вытеснения. В результате мы имеем высокую подвижность до фронта, высокую подвижность после фронта и только небольшую зону где действительно общая подвижность системы значительно меньше чем по каждой фазе. Поэтому график общей подвижности для пласта и лабораторные кривые для керна (как функция насыщенности) совершенно разные вещи.
Необходимо отметить также что отношения которые ты описал 0.75 и 0.11 очень похожи на разницу в вязкостях, тогда подвижность как раз одинакова.
По фазовым проницаемостям, на мой взгляд нужно несколько делить их на кривые описывающие модель и др. попытки описать природу в чистом виде. По модели важны только крайние точки, т.к. остальные могут содержать в себе поправки на неопределенности в абсолютной проницаемости после адоптации. Керновые я бы использовал только для определения крайних точек. А других наверное пока и не припомню
Про имульсию, я слышал. Но с точки зрения моделирования и инженерных расчетов, есть ли разница... Главное что фронт двигается так то...
уважаемые - некто: акжан & мишган, работая в юнг, написали программку - просчитывает как меняеццо кн в зависимости от обводненности. ехе-шник и ддл-ка....
дык кн при росте воды сначала проваливается а на последней "стадии" роста воды обратно вырастает....
капирайт - акжан & мишган
каму надо абращатесь к сим перцам
Керновые исследования по вытеснению дают многое, но для моделирования в основном важны концевые точки: krw', kro', и зависимости Swc и Sor. Т.к. форма фазух будет меняться в зависимости от степени апскейлинга, т.е. чтобы из керновых фазовых прийти к модельным нужен двухфазный апскейлинг, что я уверен делается крайне редко. Поэтому керновые фазовые используются в основном для первого прогона модели, а затем их начинают менять, чтобы заматчить с историей.
Эмульсия. Известно точно, что эмульсия образуется в трубах, при этом суммарная вязкость смеси, сначала увеличивается при увеличении обводненности, причем достаточно сильно, а затем после инверсии фаз падает. На счет эмульсии в пласте, не уверен есть ли она там, надо полистать статьи и книжки на эту тему. Может у кого есть какие-нить мысли на этот счет?
Ну можно попробовать найти старую КВД для безводных скважин. Главное чтобы были 2 КВД на одной скважине до нагнтания (100% нефти) и после (100% воды). Ну не у всех же разница в взякостях состовляет 0.75:0.11
А про нас, мы нормальные КВД и КПД стали делать два года назад, а месторождению уже 15 лет... Вот так плохи дела в Российской нефтянке...
Думаю это только в учебниках можно провести анализ при радиально-композиционной модели вода-нефть, к тому же это не будет 100% нефти за фронтом воды.
Представляю "довольную" физиономию Пола, которому говорят, что канальную скважину с дебитом NNN тонн надо закрыть на билд ап..
Ну мы же не беспредельщики скважины закрывать, и не обязательно канальные с дебитом NNN. Ведь можно тест сделать во время ожидания освоения, при поломке, отключении электричества и т.д.
Ну мы же не беспредельщики скважины закрывать, и не обязательно канальные с дебитом NNN. Ведь можно тест сделать во время ожидания освоения, при поломке, отключении электричества и т.д. cool.gif
и вапче... мона стэп-рэйт тест сделать и ничего закрывать не надо будет... или марафон принчипиально тольк с остановкой гидродинамику делает
Интересно узнать как ты собираешься rate-step test сделать на добывающих скважинах оборудованных ЭЦН ?
меняя через чпс частоту вращения двигателя.....
штуцеря скважину......
замер забойного организовать через забойный датчик на двигателе эцна
На нагнетании со штуцером попробывать можно, но ППД и так дают останавливать. Потерь прямых нет...
степ-рэйт как раз и был придуман для скважин в процессе мех добычи - конкретней оборудованных ЭЦНом
При смене частоты, будет неустановившейся режим, дебит зависит от времени. ЗУ мерит обычно с не очень большой частотой. В итоге допущения с дебитами и качество записи могут свести на нет усилия.
вот меня это больше всег угнетает - покупается афигенно хороший датчик позволяющий замерять раз в секунду значение забойного давления и при этом без возможности хранения данных
а с учетом дискретности замеров ЗУ такой КВД\КПД замер можно сразу не выежжая с куста выкидывать на помойку 
пригоняеццо дорогущий мобильный комплекс ЧПС с опреаторами и т.д. а дискретность замера ЗУ - ну далее см. выше - ллля одним словом
Да если 100 часов для радиалки то тут только специальные исследования нужны. Не повезло вам. А то что производная вверх уходит скорее всего означает что месторождение добывает
по керну - в 5-8
Кстати у Ветал результ логичнее, разница в фазках в ~ в 3 раза, что похоже на разницу в вязкостях, и по воде еще и большн получиться подвижность...
разница по фазкам наблюдается точно не в ~3 раза.