Настраиваю двухфазную модель. Возникла проблема. последние несколько лет, на месторождении активно применялись интенсификации.
При этом по факту получается рост обводненности. Однако в в модели наоборот с увеличением отборов обводненность уменьшается.
Из за этого не получается точно настроить текущую добычу за последний год. Месторождение находится на завершающей стадии разработки,
обводненность 98%. Из за этого, невязка обводненности даже на 1% дает огромную невязку добычи нефти. На начало последнего года,
нефтенасыщенность выше остаточной примерно на 10%. При этом зачастую наблюдается миграция нефти в кровельную часть пласта.
Ктонибудь может сказать, в чем может быть дело? Очень хочется настроить модель грамотно, без применения
некорректных методов.
Вязкость нефть 1,7, проницаемость около 100 мД.
Заранее благодарю.
Что-то я может не понимаю - но обводненность 98% уже считается пределом рентабельности... Какая-то слишком поздняя стадия разработки. А что с фазовыми проницаемостями?
Миграция в кровельную часть - какие плотности заданы, находится ли модель изначально в равновесии (если инициализировать и посчитать без скважин)?
Ну и заключительный вопрос - в каком симуляторе моделируете, российском? забугорном?
Ну собственно согласен, поздняя. Уточню, обводненность не 98%, а 97%
Плотность нефти 0,857, воды, 1,02 т/м3. Изначально модель в равновесии. Симулятор - эклипс.
Уж не знаю можно или нет, фазовые приведу прямо здесь.
Sw Water Oil
0.2 0 1
0.27 0 0.771
0.391 0.028 0.4
0.42 0.044 0.3
0.459 0.059 0.202
0.5 0.088 0.122
0.541 0.119 0.07
0.568 0.150 0.031
0.609 0.198 0.009
0.67 0.320 0
0.715 0.413 0
0.783 0.539 0
1 1 0
какие виды интенсификации проводятся? Если ГРП то по факту возможны прорывы в обводненные пласты, которые в модели не учтены. проводится ли интенсификация скважин ППД?
это нормальный "модельный" эффект. За счет увеличения отборов происходит снижение давления в околоскважинной области и "высвобождается" упругий запас нефти, поэтому на модели практически всегда увеличение отборов приводит к снижению проницаемости, зачастую к кратковременному, но снижению. К тому же модель фазовых проницаемостей в периоды работы скважины с обводненностями (95-100%), как бы сказать помягче, не совсем отражают реальность. Но это лирика... По существу, бросилось в глаза, что насыщенность текущая на 10% выше остаточной, обводненность 97%, а фазовая по воде в 5 раз больше чем фазовая по нефти. Как у вас с таким соотношением фазовых обводненность составляет 97%? И не кажется ли вам, что текущая насыщеность велика?
Вот об этом можно поподробнее, если не трудно?
И я не понял слегка, обводненность 97%, при том что фазовая по воде в 5 раз выше чем по нефти, это много или мало?
посчитайте отношение подвижностей воды и жидкости (подвижность это прониц/вязкость). врядли у вас 0,97 получится, будет примерно около 0,9.
По поводу фазовых, надо понимать, что это все го лишь модель, которая неплохо описывает реальность. Реальности никто не знает)), но врядли в каждой поре идет такой вот плавный доотмыв нефти, как по фазовым проницаемостям. У меня в голове другая модельная картинка этого процесса. Полно поровых каналов разной проводимости. При вытеснении нефти водой в каждом поровом канале происходит Поршневое вытеснение, но в связи с разной проводимостью каналов содержание воды в продукции растет плавно. Это поведение динамики роста содержания воды в продукции неплохо описывается моделью фазовых проницаемостей. Но при обводненности 90-95-100% (зависит от повижностей) модель фазовых дает слишком долгий доотмыв (хвосты обводненности 95-98% тянутся годами, десятилетиями, столетиями... Бред, но те кто занимается проектированием, часто сталкиваются с этим. В реальности я не видел такого поведения обводненности на факте. А при высокой вязкости рост обводненности стремительный, и до 100% доходит быстро и логично, что не подтверждается моделью фазовых проницаемостей.
Вобще это тема отдельной дискуссии, и вопросы эти немного на форуме затрагивались. Только я попросил бы отдельных товарищей меня правильно понимать. Я ни в коем случае не говорю, что модели дерьмо (хотя, по большому счету, это недалеко от истины)). Я всего лишь говорю, что есть диапазон, в котором их более-менее корректно применять. Диапазон больших обводненностей туда не входит.
У фразы "все модели неверны" (С) есть продолжение - "но какие из них полезны?" Так что все верно
Измените коэффициент вытеснения на тысячную.
В вашей модели есть запасы нефти которых по факту нет
Вместо
0.67 0.320 0
Пробуйте
0.665 0.320 0
И так далее...