Авг 08
Возможно эта тема поднималась, дайте ссылку если так..
Вопрос следующий..
После построения геологической модели и выполнив укрупнение сетки делаем подсчёт запасов углеводородов.
так вот запасы, пока модель находится в "программе" где строили и укрупняли модель, должны быть одинаковы..
А что происходит после загрузки полей в гидродинамическую модель,задания своиств флюидов и пластовых условий??
запасы которые Field Oil In Place (in liquid and wet gas phases)на начальную дату, должны совпадать с запасами в гео. модели??
Прошу обосновывать свои ответы, а не просто да или нет..
Опубликовано
28 Авг 2008
Активность
13
ответов
5375
просмотров
7
участников
0
Рейтинг
Естественно что запасы после апскелинга модели должны быть идентичными (в пределах погрешности) к мелкомасштабной модели, это один из критериев качественно проведенного апскелинга.
А вот с гидродинамикой уже все по другому. По скольку при подсчете запасов в геологических системах как правило не учитываються каппилярные силы, то и получаеться что в симуляторной модели запасы УВ как правило ниже, иногда значительно. И тут уже все зависит от модельера, будет ли он их подгонять под геологию или нет.
Если используешь те же свойства флюида, что и в геомодели, то запасы должны совпадать! Для сбивки запасов кап силы можно оключить!
Поподробнее какие именно используются свойства флюидов (если запасы считаем в м3 и не переводим в тонны)??
Мы используем только пересчётный коэффициент , переводим из пластовых условий в поверхностные,
определяется он в лабораторных условиях путем сравнения объёмов флюида в пластовых условиях с поверхностными..
Т.е. получается в этот параметр зашита и сжимаемость, и газовый фактор и капиллярные силы которые были указаны XFactor(хотя вот здесь если можно подробнее как именно каппилякра влияет на объём запасов не на фильтрацию, а именно на запасы если мы насыщенность будем задавать кубом).
Понимаю, что величина запасов в симуляторе должна стремиться к принятому значению, хотелось бы узнать кто каким образом это делает..
Вспоминаем формулу подсчёта запасов: OIIP=V(объём породы)*poro(пористость)*So(нефтенасыщенность)/Bo(объёмный коэффициент нефти или коэффициент усадки). При переходи от геомодели к динамичесой модели эти параметры должны быть одинаковыми. Про кап силы вообще забудь на этапе подсчёта запасов.
без капилляров согласен запасы coarse and fine grid должны быть однаковыми, но в том то и прикол перехода от статической геологической модели к гидродинамической - уравновешивание модели и создание переходной зоны насыщенности. Вот за счет нее запасы и будут отличаться
Хорошее замечание!
Попробую сформулировать ответ "гидродинамиков" КОСМОСУ следующей фразой:
"после загрузки полей в гидродинамическую модель" должны совпадать не Field Oil In Place, а поровые объемы по региону подсчета запасов (выше ВНК).
1. Запасы смотрим не по модели вцелом, а по региону, соответствующему области подсчета запасов (выше ВНК).
2. Если поровые объемы не бьются - проблема в некорректном "укрупнении сетки" (масштабировании свойств PORO и NTG).
3. Если поровые объемы бьются, а запасы не бьются - "укрупнение сетки" сделано верно, но вопрос в свойствах нефти и определении начальной насыщенности ... тут либо точнее были геологи, либо ГД-ки (чаще второе).
С уважением,
Инженер
P.S. Не стоит забывать, ГД-мики иногда задают начальную насыщенность как функцию от коллекторских свойств (PORO или PERM), что геологами обычно не учитывается.
странные у вас геологи какие-то
В симуляторе MORE нет коррективы на следующее -
Поровый объем "скелета" залежи, после передачи его в гидродинамический симулятор, после насыщения его флюидом под давлением "разбухает" за счет сжимаемости. Таким образом принципиально геологическая модель и гидродинамическая по запасам не совпадают. Причем чем меньше запасы и чем выше давление - тем разница больше.
Не совсем, еще есть Bo, кторый зависит от давления, а давления будут различаться за счет гидростатики. В гео. модели обычно Bo берут константой при пластовом давлении
этот "эффект" понятен..
а вот то, что в нефти находится растворённый газ, разве он не увеличивает запасы нефти в пласте??
ведь при пластовых условиях, выше давления насыщения "это всё нефть"..
как именно это учитывается при построении гео.м.
-----------------------------------------
то что касаемо нефти более менее всё понятно, а как быть со свободным газом при тех же условиях, при переходе к гидр.м
насыщенность в модели задаётся двумя путями либо начальным состоянием водонасыщенности либо путем уравновешивания
куба насыщенности при помощи капиллярных сил.
Хочу рассмотреть вариант, когда задаётся куб начальной водонасыщенности.
Если мы задаём две фазы, то получается всё что не вода, то нефть.
Если задаём +свободный газ, то : ниже ГНК всё что не вода =>нефть,
а выше ГНК??
кто то может сказать "что задашь то и будет", а хотелось бы узнать, что должно быть по правилам, так сказать физики пласта..
т.е. если я задаю куб водонасыщенности то получается что вместо нефти выше ГНК будет газ, а как тогда образуются зоны где присутствуют три фазу одновременно..
как рассчитывается газонасыщенность если я задаю PVTG и фазовые по газу, да переходная зона ГНК как правило мала, но она есть и как там "получается" насыщенность?
Bo практически не зависит от давления, при давлениях выше давления насыщения. Плохая идея, Владимир.