Ноя 07
Господа, какие существуют методики вычисления площадного коэффициента охвата залежей вытеснением для различных систем заводнения? Те статьи из SPE, которые я нашел, посвящены экспериментальному моделированию, а меня интересует численное моделирование.
Опубликовано
13 Ноя 2007
Активность
30
ответов
14173
просмотра
20
участников
0
Рейтинг
Что? Уточни вопрос.
Возможно имеется ввиду следующие: Как имея ГДМ и веря ей на все 100, посчитать Кохв? А если далее посчитать К вытяснения, то можно и на КИН выйти ;-)
С уважением,
Инженер
В литературе Лысенко В. Д. много об этом коэффициенте, да и не только, можно прочесть
как он связан с средними размерами песчаных тел ,например, хотелось бы узнать
Отвечаю конкретно:
НЕ надо читать для этого Лысенко!!!
В вашей модели есть регионы, ну наверняка, так вот по каждому FIP региону можно узнать наличие подвижных запасов приведенных в поверхностные условия, а также запасы геологические в пов. условиях. ВСЕ ЭТО В PRT - FILE. Разделив одно на другое и получается средний коэффициент вытеснения по данному FIP региону или в целом по модели (все зависит от региона). - Это все общий подход, теперь к делу...
Прочитать или узнать какие FIP регионы есть в модели поможет файл PRT. там легко найти нужную информацию ...называется по-моему FIPNUM OIL RECOVERY FACTORS как правило там содержиться показатель RATIO OF WELL FLOW TO INITIAL MOBILE OIL (WATER) (Это и есть Общ. Кохв)
Разделив добычу нефти из региона на вышеуказанное число можно точно получить объем подвижной нефти в пласте или регионе. Что подтверждается вторым столбцом в указанной таблице MOBILE OIIP (W.R.T WATER), просто в таблице оно округлено, а так его вычислить можно намного точнее. Подвижные запасы в вашей модели зависят от того, какие у ВАС там концевые точки. Сейчас не буду говорить как их изменять...(мы же верим модели...так??? :-))
Чтобы рассчитать общий Кохв надо разделить добычу нефти (OUTFLOW THROUGH WELLS) на подвижные запасы !!!
т.е. таким образом, мы просто можем легко перепроверить любое число в таблице!!! одно перевести в другое.
НИЖЕ приведу то, что надо помнить до того как станешь считать К охвата!!!! так общая теория...я написал это ввиде памятки...
" Если вы хотите посчитать Кохв - я подчеркну Общий Коэффициент охвата!!! Потомучто другой коэффициент охвата на модели ГД посчитать невозможно!!!! Еслди кто так скажет то киньте в него камень, больше он так говорить не будет
...Вообще-то можно если только конечно размер ячеек ~ 1 м. тогда посчитаются Коэффициент сетки или Коэффициент охвата процессом вытеснения.
имеется ввиду следующие вещи:
Хочу сразу предупредить: что в советской номенклатуре или литературе
1) Общий Коэффициент охвата (Кохв) - это произведение коэффициента сетки на коэффиуиент заводнения. ЕГО можно посчитать на модели ГД!!! и я рассказал как, см. выше!!!
2) Коэффициент сетки (Кс) - это тот же коэффициент охвата процессом вытеснения (Кохв.пр.выт.)
3) Коэффициент вытеснения (Квыт) - это НЕ коэффициент охвата процессом вытеснения (Кохв.пр.выт.)
4) Коэффициент заводнения (Кзав) - может называться также коэффициентом охвата заводнения или по заводнению
исходя из всего сказанного можно записать формулами:
КИН=Кохв*Квыт=Ксет*Кзав*Квыт=Кохв.пр.выт*Кзав*Квыт "
С уважением, рук. проектной группы Хабибуллин Роман.
Роман, как много всего понаписал-то :-)
Мы в совковых проектах считаем Квыт*Кохв*Кзав
А буржуи считают Ea*Ev*Ed, a - areal, v - vertical, d- displacement
Соответственно и надо уточниться с термином ЧТО КОНКРЕТНО СЧИТАЕМ?
Дать формальное определение. А потом и способ счета подберем.
ЗЫ Площадной коэффициента охвата залежей вытеснением для различных систем заводнения есть у Крейга,
еще надо уточниться, что бывает площадной охват на момент прорыва воды.
ЗЫЫ По Кохв из российских лучше не Лысенко смотреть, а Бадьянова и Костюченко. Статью Костюченко могу скинуть на почту, пишите.
Я бы добавил что и Кохв=1 (при "разумных" well spacing 500-1000 м), только это уже не мода, а результат расчета на ГДмодели, если под Кохв понимать долю связанного объема пласта, которая будет вскрыта любыми возможными по комбинаторике переборами взятых из проектной сетки пар скважин "добывающая-нагнетательная"
Забавно, что Давид так и не показался.
Если мы уверены, что КИН верный то проблем нет. А если нужно выйти на КИН (если нет аналогии уже разработанного пласта, скажем Ю2 в ЯНАО), то нужно плясать с другой стороны.Раньше оценивали только Кохв по площади, сейчас по всему объему месторождений. Гораздо интересней считать не на основе моделей, а на основе фактических данных разработки. Если у кого-нибудь есть ссылки на методики, поделитесь.
Kсетки (Ксет) - отношение площади пласта охваченной заводнением к общей площади пласта;
Кохвата(Кохв) - отношение толщины пласта охваченной заводнением к общей толщине пласта;
Квытеснения(Квыт) - максимальная нефтеотдача которую можно получить в лабораторных условиях при многократной промывке образца породы водой.
КИН - коэффициент извлечения нефти
КИН=Квыт*Ксет*Кохв
Коэффициент охвата по объему есть произведение коэффициента охвата вытеснением по площади на коэффициент охвата вытеснением по мощности, что эквивалентно эффективному объему воды, закаченной в пласт.
Формула: Коэффициент охвата = (Накопленная закачка воды – Накопленная добыча воды) в пластовых условиях / поровый объем подвижной нефти.
Умножив коэффициент охвата на коэффициент вытеснения, получим КИН. Коэффициент вытеснения это начальная нефтенасыщенность минус остаточная нефтенасыщенность, деленное на начальную нефтенасыщенность. Начальную и остаточную нефтенасыщенность определяют лабораторным путем.
С уважением, Николай
С уважением,
Инженер
1. Отличать в накопленной добыче воды воду закачки не надо. Она просто отнимется в формуле как неэффективный объем воды закаченной в пласт. Чем больше такой воды, тем меньше коэффициент охвата.
2. Воду законтурного водоносного пласта, конечно, учитывать надо. Сегодня, на моделях легко просчитать активность контура и определится с объемом закачиваемой воды. Если нет таких расчетов, то главное в этом - соблюсти материальный баланс. Сколько отобрал, столько и верни. Прорвавшаяся из-за контура вода так же отнимется в формуле как неэффективный объем воды, что опять же снизит коэффициент охвата.
Вода полученная по заколонным перетокам или прочая вода, так же будет отниматься в формуле как неэффективный объем.
Вывод: закачивать воды надо больше, добывать воды надо меньше (ну это о-очень примитивно).
Что бы не перестараться, постройте график: по горизонтальной оси Кохв, по вертикальной - КИН
Кохв. = (Wнагн. – Wдоб.) * Bw / ПППН
Где: Wнагн – накопленная закачка;
Wдоб – накопленная добыча воды;
Вw - объёмный коэффициент;
ПППН – поровое пространство с подвижной нефтью.
На график нанесите точку: х = 1; у = Квыт. Соедините эту точку прямой линией с началом координат. Если ваш график будет находиться в правой стороне от полученной линии, значит, вы перекачиваете, если график пересечет прямую и уйдет в лево, значит, закачки не хватает, и срочно определяйтесь с активностью контура. Иначе залежь загубите, что не раз происходило и происходит.
Удачи!
добрый день.
существует следующий способ определения коэффициента охвата, предложенная Щелкачевым В.Н.
Кохв = е –а*S, где S - плотность сетки скважин, а - постоянный коэффициент, величина которого зависит от степени неоднородности пласта и от свойств насыщающих его флюидов
так вот сам вопрос: как можно определить этот самый коэфф. "а" ???
Думаю, что не все так просто.
Формула Кин=Квыт*Кохв*Кзав была выведена для жесткого водонапоргого режима.
Она перестает быть справедливой как только начинают проявляться упругие силы. В самом деле, рассмотрите гипотетический крайний случай, когда добыча нефти осуществляется только за счет упругих сил. В левой части этой формулы (Кин) величина положительная (нефть то добывается), а в правой части один из сомножителей (Кзав) равен 0 - нигде нет внедрения воды.
На наш взгляд более правильной будет формула
Кин=Купр+Квыт*Кохв*Кзав
Здесь Купр - коэффициент упругоотдачи (если можно так назвать), который может быть как положительным (если добыча обусловлена понижением давления) или отрицательным (при повышении пластового давления) или нулевым, в условиях сохранения среднего давления.
Определить все составляющие Кин - задача симулятора.
Есть в РД 1986 г. по ТЭО КИН
В режимах на истощение - это основная составляющая Кин. В условиях поддержания пластового давления эта поправка становится незначительной. Если сильная перекомпенсация - то Купр, будучи отрицательной, становится (по модулю) сопоставимой с произведением коэффициентов.
а если у нас значительный объем породы промыт водой, то есть нефть вытеснена и в этой части остаточная нефтенасыщенность, то для этой части учитывать Купр как мне на первый взгляд кажеться смысла нет, подвижной нефти то уже там нет, т.е. примерно так КИН = Купр*(1-Кохв*Кзав)+Кзав*Кохв*Квыт .. да и все таки величина произведения Квыт*Кохв*Кзав как кажется будет побольше тех же 0.04
Можно полное название и линк на документ? На РД найти не удалось.
или имеется ввиду
Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти из недр. М.: ГКЗ СССР, 1987. ?
Возможно есть у кого следующие документы:
РД 39-0147036-209-87 "Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов"
В.Е.Гавура. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений,
Москва, Всероссийский научно-исследовательский институт организации, управления и экономики нефтегазовой
промышленности, 1995 г.
Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России,
ответственный редактор В.Е.Гавура, Москва, ОАО "ВНИИОЭНГ", 1996 г.
Нет, не брошюра "временная инструкция...", а большой документ.
Линка нет
Был только печатный документ, когда в Уфе работал...
Полное название :
Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр.
РД 39-0147035-214-86
Москва 1986
Кто-нить скиньте пожалуйста литературу по коэффициенту охвата: Бадьянова, Костюченко и статьи SPE. ПОЖАЛУЙСТА)
Мое скромное мнение, что необходимость вычисления коэффициента охвата - это блажь, с которой нкак не может расстаться ЦКР. Во времена Крылова - это имело какой-то смысл, но сейчас - нет. Нет в этом никакой нужды. Способ, которым пользуются все "вычислители" коэффициентов охвата - это сосание пальца. Только из пальца можно высосать "конкретное" численное значение "охвата" и "заводнения". Использование ГД модели вряд ли может дать какие-то осмысленные результаты, поскольку нет никакой гарантии, что минимальный характерный реальный размер гетерогенности "ловится" вашей моделью. И потом нет никаких количественых определений "охвата" для того, чтобы считать его на модели. Сколько надо мыть пласт? Одним, двумя, тремя PV? До 100% обводненности? То есть можно думать до 100% обводненности, при этом заводнение = 100% и охват= Кин/Квыт. Но численно при WCT=100% симулятор выдаст вам Кин=Квыт, если, конечно, в модели нет заведомо изолированных и не дренируемых линз, хотя возможно и придется считать несколько недель. Можно оперировать понятием Кохвата для определения качественных характеристик одного пласта и схемы разработки по ср с другим пластом и/или схемой разраб: типа сгущая сетку увеличиваем охват, закачивая загущенную воду увеличиваем, и проч. Где-то в Регламенте написано, что если не удается оценить разумно охват, то пользуй 70%. Интересно, что в западной лит-ре встречается похожая рекомендация по поводу Кvert & Khor, типа пользуй 80% для того и другого, когда непонятно, что пользовать. Кvert * Khor = 0.64 by default, что несколько ниже российского 0.7, но достаточно близко...
Забыл заметить, что на Западе не используют коэф-та заводнения, их Кохв_запад(t_end) = Кохв_рос*Кзав(t_end). То есть when by default: Кзав(t_end) = 64%/70%=91%.
так это... м.. давайте придем к единому мнению
Читай проектирование нефтяных месторождений.
Добрый день,
Можно ли сказать, что в результате успешно проведенного проппантного ГРП и создания проводимого канала полудлинной 80 метров добиваемся увеличения Кохв?
Как математически можно обосновать, что один ГРП успешней другого используя Кохв? Или просто использовать коэффициент продуктивности?
Спасибо
Можно сказать, что да увеличиваем, но при правильном учете стрессов и корректной ориентации трещин ГРП отосительно сетки скважин.
Как это можно математически доказать? Встречались когда-нибудь работы посвященные данной тематике?
Если после ГРП снизилась обводненность - мы повысили Кохв за счет подключения новых запасов. Если % воды вырос - Кохв уменьшился.
Величину повышения (или снижения) Кохв можно посчитать через извлекаемые запасы по характеристике вытеснения до и после ГРП.