Доброе время суток!
Хочу обратиться к научным Умам с просьбой уточнить "правдивость" моделей (формул) для оценки Qизвл. Конкретно, это касается характеристик вытеснения.
Я ознакомлена с 12-тью из известных (возможно, их намного больше):
- Назаров С. Н. - Сипачев Н. В.
- Камбаров Г. С.
- Пирвердян А. М.
- Казаков А. А. и др.
Только вот проблема в том, что одна и та же методика определения извлекаемых запасов в различных источниках имеет множество трактовок. Ладно описание, так еще и множество разновидностей формулы, результат расчетов "с наилучшими пожеланиями".
К примеру, в одной литературе в формуле Герба Ф. А.-Циммермана Э. Х. учитываются годовые отборы воды и нефти, в другой - они же накопленные. Та же история с методом Мовмыга Г.Т. и с остальными... 
Может у кого есть РД или что-то т.п. утвержденное...? Пожалуйста, помогите разобраться в этом ералаше.
Эти методики вытеснения в основном используются во всяких нии для расчета КИН на последних стадиях добычи. Когда обводненность линейна на лог графике.
В обычной жизни мы используем график
WOR-Cum.oil
Можно Oil Rate vs Time или OilRate мы CumOil. Во всяком случае так делают во всем мире.
А смысл тот же что и твоих камбаровых. Находится прямолинейный участок графика и проводится касательная.
Обычно эконом. предел это WOR (ВНФ) около 50. проводят до нее и смотрят чему соответствует.
y = 0,1227668e0,0006794x
Где: Y– WOR;
Х - Np
Подставляя в полученную формулу значение водонефтяного фактора, равное 50, что соответствует 98% обводнению, получаем накопленную добычу, или извлекаемые запасы.
Qизвл =(LN(50/0,1227668))/0,0006794
Этот метод позволяет довольно точно оценить Qизвл. Главное, правильно выбрать участок, по которому будет определяться эта зависимость. Для каждого участка, залежи, месторождения зависимости разные.
С уважением,
Инженер
Мне кажется что Ваше "Qизвл" ето только те запасы которые участвуют в , ыыыы))), изохорном процессе, тем более важно и сложно оценить интерфиренцию сквадин...
Добрый день!!!
В характеристиках вытеснения нет ничего сложного.
Во первых надо понимать что есть только 2-е основные модели пласта, которые дают возможность получить модельные
характеристики вытеснения:
1) поршневая модель многослойного пласта: Арпс, Дикстра-Парсон и др.
2) модели Баклея-Леверетта, log(WOR)/КИН и т.д.
Разница в том, что в первом случае функция фракционного потока
1)получают используя
функцию плотности распределения проницаемости, тогда общий вид уравнений будет иметь вид: КИН = f(F(k)) , OBW = f(F(k)) , Vпрок = f(F(k)).
Эти уравнения можно комбинировать т.е. 1 и 2 или 1 и 3 . Тогда в разных вариантах будут получаться разные зависимости (либо от текущего дебита либо от накопл. добычи) .
2)изначально вводится в теории Баклея-Леверрета.
И для любых фазовых и соотношений подвижностей можно получить соотношения вида: КИН= f(s) , OBW = f(s) , Vпрок = f(s).
И для каждой фазовой эти соотношения будут свои => отсюда их изобилие.......... Например(X-cut -метод с функциями Кори)
Самая прикольная фишка в том:
1) что эти функции можно записывать отдельно для каждой скважины(дренируемого объема). Потом можно
забадяжить их автоматическую адаптацию(число управляющих параметров мало => скорость адаптации велика)
Имеено "поскважинная" модель дает оптимально точный прогноз (если как обычно для целого месторождения - точность мала)
2) Я сам делал прогноз по ряду месторождений и вы себе не представляете насколько хорошие результаты получаются имеено в "поскважинной" модели. Даже если есть всякая ерунда типа ГТм все это дело легко моделируется введением нового коэффициента вариации проницаемости с
момента времени ГТМ => в общем по скорости адаптации даже stream line отдыхает.......
Недостатки => нужно делить запасы по скважинам, правда запасы тоже можно сделать адаптивным параметром. (А кто их считает точно? Зато
на конечной стадии можно пропорционально накопленным поделить. )
В общем если есть "проблемки" и вопросы можете обращаться: Samuell@bk.ru.
Про характеристики вытеснения все написано в РД 39-0147036-209-87 "Методическое руководство по определению технологической эффективностигидродинамичесих методов повышения нефтеотдачи пластов". Даже с примерами.
Ознакомлена. Только представление расчетных формул УВЫ... точнее, их всего там 3 или 4 примера по-моему, отсутствует расчет коэффициентов А, В и других. По некоторым известным мне характеристикам данные коэф-ты рассчитываю методом наименьших квадратов. А как быть с большим их числом? Также вопрос касается формул Qизвл.
Методом наименьших квадратов можно найти любое количество коэффициентов.
Главное чтобы количество точек данных (истории) было заведомо больше числа параметров.
Рассчитать Qизвл можно либо прямо - тогда нужно в каждой формулке выражать запасы,
либо итерационно - зная общую формулу (подогнав тренд по истории - как например ВНФ) и задаваясь
некоторой моделью отбора жидкости (например постоянный отбор, если есть ППД или водонапор достаточный)
выписать итерационный процесс пересчета от i-го шага в i+1, нулевой шаг - соответственно дата начала прогноза.
ЗЫ. Поскважинные характеристики вытеснения может быть хороши, когда фонд не настолько большой,
а если скважин за тысячу, то можно на небольших участках подгонять тренд, а остальной фонд быстренько
расклассифицировать - по какой из нескольких характеристик скважины должны обводняться.
ЗЫЫ. Возвращаясь к исходному вопросу - "правдивость" характеристик вытеснения - справедливо отмечено,
что они применимы только для поздней стадии, ну или как минимум для обводненности больше 50-60%,
в том числе и упомянутые WOR и CumOil, о чем написано в статьях SPE
В студенческую бытность делал диплом на подобную тему, прикладываю обзор который я тогда сделал. По поводу расчета я бы посоветовал метод деформированного многогранника для более чем 2 коэффициентов.
[attachment=169:характер...теснения.doc]характеристики_вытеснения.doc
Вопрос такой: какие физические основы сидят в методе ВНФ от лог(запасы или нак. добыча)? Если по Баклею и Ливеретту все более или менее ясно то здесь лично у меня возникают сомнения?
В книге у Don Wolcott-а это расписано. Насколько я помню это Баклей+фазовые заданные через логарифмическую функцию. Если все правильно подсчитать то получится прямая на логарифмическом графике ВНФ от накопленной добычи.
В этой книге написано следующее:
Еще один полезный для прогноза хода заводнения график – представление логарифма ВНФ как функции конечного значения накопленной добычи. Этот график имеет вид линейной зависимости.
Значения логарифма ВНФ линейно пропорциональны накопленной добычи нефти.
Log(WOR = [b(1 - Sws)/N]Np + log(aмo/мw) + bSws – 1/Ln10
Наклон линии
M = b(1 - Sws)/N
Ось ординат она пересекает в точке
n = log(aмo/мw) + bSws – 1/Ln10
Константы а и b получены путем определения относительной проницаемости воды по нефти, выраженные через частично логарифмическое соотношение вида:
Log(Кrw/Кro) = log(a) + bSw
Добавлю от себя:
Определив уравнение наклона линии, можно определить накопленную добычу при достижении ВНФ значения 50.
Пряму на логарифме ВНФ выбирают исходя из периода стабильной работы фонда, так вроде достовернее
Подскажите пожалуйста,как можно спрогнозировать конечную нефтеотдачу,если на месторождении,точнее объекте такая ситуация:поздняя стадия разработки,обводненность достигла 92%, текущий кин 0,286, естественный водонапорный режим(карбонатныйй коллектор,напор подошвенных вод),была пробная закачка в 1989 г.- отказались сразу же - резкая обводненность,сейчас все скважины добывающие, нет закачки. применимы ли в этом случае характеристики вытеснения,если да,то какие?и как,по каким зависимостям можно определить к какому году мы достигнем конечный кин, который спрогнозировали?заранее спасибо))
по любым характеристикам вытеснения где нет закачки.
Здравствуйте!
Мне нужно получить коэффициент вытеснения в каждой ячейке модели. В документе написано, что этот коэффициент равен отношению подвижных запасов УВ к суммарным геологическим запасам. Правильно ли так считать коэффициент вытеснения? Если правильно, то как посчитать подвижные запасы?
В каждой j-й ячейке модели Квыт = (1-Swij-Sorj)/(1-Swij), Swij - начальная водонасыщенность (если модель инициализирована по равновесию, то расчет Квыт в ячейках надо посчитать по кубу насыщенности после инициализации, иначе можно взять куб насыщенности, например построенный по функции Леверетта), Sorj - остаточная нефетнасыщенность (SOWCR). Это в случае, если фазовые в каждой ячейке масштабируются по оси насыщенности.
Если же вообще фазовые одни на всю модель (одна таблица без опций масштабирования), то посчитанный из таблицы фазовых Квыт будет тоже один.
Большое спасибо!
Доброе утро, господа! Как вы считаете какие характеристики вытеснения можно использовать для месторождения разрабатываемого на режиме растворенного газа переходящего на гравитационный? Кратко методику расчета или литературу, заранее,благодарю!
может кто-нибудь поделиться материлом с практическими расчетами?? если есть конечно...
Коллеги имеется такой вопрос.
Как меняется (или не меняется) коэффициент падения добычи жидкости/нефти в процессе разработки месторождения?
От чего это зависит (статистически) - от обводненности, WOR или другого параметра.
Я так думаю можно посмотреть данные по фактической истории разработки м-ния и результаты моделирования.
Интересует общий/принципиальный характер изменения коэффициентов падения (при прочих равных условиях).
Дайте, пожалуйста, ссылку на данный РД.
Ребята, добрый день. Есть вопрос к Вам. пишу курсовую, сдача уже на носу, впопыхах ищу информацию в интернете.
Вопрос: Область пласта, где вероятность нарушения закона Дарси максимальна. Очень прошу. Писать мне нужно объёмно, был бы очень, ну очень признателен, если бы дали конкретные ссылки какие-нибудь. А-то столько "воды" в интернете. Заранее спасибо.
ПЗП, трещины после ГРП, трещины в приразломных зонах да и в самих разломах бывает если скважина не далеко
также турбулентность особенно характерна для геотермических скважин ибо они фигачят с офигенными дебитами
Любую, если в составе продукции есть вода, причем чем больше тем достоверней, для характеристик вытеснения абсолютно без разницы на каком режиме вы разрабатываете залежь (в теории) на практике лучше построить несколько кривых и выбрать лучшую, путем сравнения прогнозных и фактических данных.
А как вообще рассчитываются извлекаемые запасы по характеристике вытеснения?
Какой там заложен физический смысл?
Я понимаю как Qизвл считаются по ХВ CumOil от ВНФ - подставляй под "x" 49 (98% обводнености) и получай извлекаемые запасы.
А какой смысл в формуле расчета Qизвл для того же Камбарова?
Почему спрашиваю.
Для расчета Qизвл по любой интегральной ХВ используется аппроксимация по базовому интервалу прямой линией.
А если я хочу не прямую, а логарифм/полином и т. д.? Как тогда считать извлекаемые запасы?
Для примера, опять же CumOil от ВНФ - я могу аппроксимировать эту зависимость хоть линейно, хоть логарифмом или полиномом - "х" он везде "х", 49-50.
А если того же Камбарова аппроксимировать по логарифму - как в этом считать Qизвл?
Уважаемые коллеги,
Вы что-нибудь слышали о методе Копытова А.В. для прогноза добычи нефти и газа?
Нашел, не сразу увидел хв Камбаров-Копытов.
Используются различные дополнительные условия типа qж=const. Если я правильно понял о чем речь...
причем тут логарифм? причем тут полином? смысл в ХВ как раз в лианеризации. Если про эту ХВ: Qн=a-b/Qж то в чем проблема - строишь по точкам в координатах Qн и 1/Qж, проводишь прямую, находишь коэффициенты. Коэффициент "a" это и есть извлекаемые запасы.
Если я правильно понимаю, а - это отрезок на оси Оу, то есть а = 1/Qж = 0 => Qж равно бесконечности?
Так, получается? Но это неккорректно, ведь здесь нет даже обводненности.
Вот о чём был мой вопрос о физическом смысле расчет НИЗ по ХВ.
А ХВ Qн от lgQж - это и есть ХВ Qн от Qж, проапроксимированная логарифмом.
Можно исползовать ХВ Сипачева-Посевича Rж=f(Qж). Rж=Qж/Qн, Qж=Qн+Qг, .где Qж,Qн- накопленные отборы жидкости,нефти с начала ввода в эксплуатацию скважину/эксплуатационый объект, Qг-накопленный отбор газа приведеный к пластовым условиям. Газ выступает в роли вытесняющего агента в пласте.