Всем привет.
Столкнулся с проблемой. Нефтяное месторождение куполообразной формы небольших толщин <10м, начальное давление выше Рнас на 100 атм, в процессе добычи упало ниже Рнас тоже примерно на 100 атм. По идее в скважины (парочка из них в близи купола) должен прорываться сободный газ из образовавшейся шапки. Но газовый фактор упал в два раза. Ощущение такое, что газ остается в пласте не доходя до забоя. Из расчетов видно, что объем свободного газа должен быть приличным, 1/3 - 1/2 от всего объема пласта.
Внимание вопрос: куда девается газ?
Есть версия, что высокая плотность разломов (непроницаемых, но ограниченных в длинну (видно на сейсмике и на веллтесте)), когда с/взброс >= толщины пласта может существенно увеличить траекторию движения нефти к скважине, давая, таким образом, больше времени для пластовой сепарации и возможности газу образовывать множество локальных газовых шапок. Хотя, в целом, г/д сообщаемость приличная, нефть дренируется хорошо, а газа не видать... Проницаемость максимальна у подошвы пласта.
Планирую этот вариант смоделировать.
На первый взгляд данные (в т.ч. PVT) с разных скважин консистентны в достаточной степени, не думаю, что стоит все заново сильно перепроверять.
Есть еще какие идеи, почему это может происходить?
ResEngCh11_01.jpg
Какой GOR у нефти и давление насыщения, примерная проницаемость ?
Делались ли замеры ГФ по разным скважинам, были ли они одинаковые ?
Какое пластовое давление?
Как бились начальные данные по газосодержанию в разных скважинах (PVT, ГДИ) и тоже самое на текущий момент?
Давления восстановлены? Может по пласту давление и не упало?
Газ может уходить по разлому, кажущимся непроницаемым.
Газ очень проницаем и идея с локальными шапками тут не очень правдоподобна, тем более газа очень много.
Вообще нужно больше изучить материалы. Глянуть добычу по скважинам, ГФ, плотность нефти. Какие-то мелочи, может.
По тому что написал трудно что-то определённое сказать.
Все нормально, газ вы добываете с нефтью и никуда он по разломам не уходит, unknown привел очень полезный мануал, и изменение газового фактора это обычное и нормальное явление (как врач говорю
, а падение пластового давления ниже давления насыщения абсолютно не означает образование газовой шапки. Во-первых пластовое давление вы меряете в скважинах, ну и радиус исследования сами знаете какой, вот здесь в зоне депрессионной воронки у вас спокойно может образовываться свободный газ, но это приведет только к уменьшению продуктивности скважины. Мне самому стало интересно как вообще определять при многофазном потоке добываешь газ из газовой шапки или это растворенный в нефти газ, естественно при условии что продуктивный пласт вскрыл ГНК и ВНК, как раз такой случай, залежь я так понимаю сводового типа?
Еще одной причиной может быть плохая вертикальая проницаемость.
To Unknown
Да теория то ясна... Спасибо за рефрешер...
Ждем увеличения ГФ уже семь лет. Наверно пора уж разбираться в чем дело.
To Vit
Pi = 6600 psi
Pb = 4300 psi
k = 10-30 md
GOR = 1800 scf/stb
Текущее Pres=3000 psi
To Все.
Замеры делались. ГФ в одной скважине был ниже (из скважины на периферии). Но ее вроде как списали на ошибочный анализ. Разбираюсь пока с этим.
По давлению все бьется по скважинам. PBU делали, приличного качества. Даже разломы на них видать.
Т.к. ГФ стал уменьшаться, значит Pb прошли и он определен верно.
В предыдущей модели чтобы что-то более менее замачить Critical Gas Saturation пришлось ставить >30%, когда оно в реале 5%, ну 10% максимум.
Вариант: ушло по разлому маловероятен, т.к. до этого же никуда ничего не уходило. Давление в пласте нормальное. Значит cap rock держит.
При таком выскоком ГФ и низкой проницаемости и толщине никакой вторичной газовой шапки скорее всего не будет. Однако на данном месторождении должен наблюдаться композиционый градиент (если oil column позволяет) + есть вероятность наличия первичной газовой шапки.
1. Может эффект проявляется в том что изначально больше скважин или дебит был из купольных скважин, а потом больше стали добывать из фланговых поэтому суммарный ГФ упал.
2. Для такого ГФ еще очень важно посмотреть изменились ли условия сепарации, может в этом дело.
3. Счетчики газа не могли померить большие объемы при прохождении Pb, а эффект стали наблюдать только во второй фазе - падение ГФ.
4. Изначально купольные скважины может незаметно добывали газ из шапки.
П.С. Хотя по-хорошому для таких условий газ должен был переть ого-го после прохождение Pb, а потом резко упасть.
вот этого теоретического "ОГОГО" как раз и не хватает.
Мне кажется , что все-таки здесь с PVT что-то не ладно. Я бы предположил, что давление насыщения гораздо выше утвержденного. И не стоит думать, что если на большинстве скважин картина по пробам похожая, то PVT корректны. Нужно понять при каких условиях происходил отбор проб, не работала ли скважина перед этим, не форсировали ли отбор. У меня был опыт, когда большинство проб оказалось некондиционные и дополнительные исследования это подтвердили.
В общем думаю, что этап роста газового фактора вы уже прошли , а щас находитесь на нисходящем участке.
а что С/О показывает?
Привет всем. Наконец то интересная темка. Мое мнение в том что нет ничего особенного в пластовом давлении ниже давления насыщения. Примеров в сибире много, хотя не могу похвастаться большим газосодержанием. Представим что давление упало ниже давления насыщения. В условиях плотной сетки скважин мест в коллекторе не подверженных воронке депресси нет. Поэтому любой выделевшийся газ проследует к забоям и никакой техногенной газовой шапки не будет. Исходя из принципов мат баланса газа не должно быть больше т.к. как правило даже при пластовых давлениях выше давления насыщения забойное давление всегда ниже. Это значит что газ все равно выделялся в пределах депресионной воронки и в забой текли уже два флюида. Т.е. рассматриваемый эффект првышения GOR возможен только если на площади месторождения значительно много места неподверженного влиянию депресии скважин. Необходимо также отметить важность фазовой диаграммы. Т.к. совершенно не факт что межде buble point и dew point большенство газа выделяется ближе к Рнас. Резюмируя:
1. Если площадь разбурена и равномерно плотно покрыта действующим добывающим фондом, то увеличения газового фактора ждать не приходится даже после Рпл<Рнас.
2. Нужно понимать что весь газ выделяется из состава нефти только при условии Рпл<P(dew point) а не Рпл<Pнас.
Злой
Вообще здесь люди русские, мог бы и перевести, было бы вежливее
Итак:
Pi=45.51 МПа
Pb=29.65 МПа
Pтек=20.68 МПа
GOR=324 м3/м3
(плотность нефти так и не написал)
Собственно GOR не большой, только начало критики, так что бурного выделения газа ждать не приходится. Но всё ж, он должен быть.
Да, похоже он ужо ушёл...
А буровики не могли сжечь на обогрев?
На моей памяти один гл.геолог по 80% депрессии задавал. При таком способе начального "опробования" система уже начинала выделять газ. И так потихоньку стравливалась. Скачка и не было )))
На добыче какие депрессии были? в начале и сейчас.
А по площади меняются параметры флюида?
поясни что это такое, я не въехал при чём тут дядюшка дью }}
Помимо давления насыщения на фазовой диаграмме есть еще одна точка называемая точка росы (dew point). Это давление при котором газ начинает входить в состав нефти. А если с другого конца это точка при которой 100% растворенного газа выходит из состава нефти. Давление насыщения и давления точки росы разные. Это значит что газ выходит из состава нефти постепенно по мере приближения к точке росы от давления насыщения. И наоборот при входе в состав. Применительно к данному примеру если точка росы при Р=50 атм. То даже сейчас ситуация не такая критическая.
Газовый фактор ~ 400 м/м для меня достаточно большой. Такое количество газа может создавать дополнительный скин за счет турбулентности. У меня были практические примеры.
Еще раз скажу, что все нормально никакой газовой шапки образовываться не будет, опять же пластовое давление меряется в окрестности скважины а не по всему пласту, при такой проницаемости КВД должна сниматься не менее 2 месяцев, тогда вы узнаете свое истинное пластовое давление. И снижение давления у вас не такое большое, если бы пластовое давление было 100 атм. тогда можно было еще говорить об образовании ГШ. Здесь самым главным признаком будет являться работа скважин, если скважины будь то фонтан, а тем более ЭЦН работают нормально, то об образовании вторичной газовой шапки и не стоит, так как первым признаком снижения пластового давления в таких условиях будет изменение фазовых, вследствие выделение газа, снижение коэффициента продуктивности и прекращение фонтанирования или срывы подачи ЭЦН.
Если же зафиксировать на этой диаграмме нашу флюидную систему, то опускаясь из однофазной области ниже по давлению, мы сможем отбить точку по давлению - для нашего случая (нефтяная система) это начало кипения. Опускаясь ниже мы можем отбить точки объёма жидкой фазы при высвобождении газа.
3. Есть, конечно, один интересный момент, когда после пересечения точки насыщения, объём нефти резко уменьшается за счёт высвобождения огромного количества газа. После этого объём жидкости начинает расти, за счёт выпадения конденсата из "газовой шапки" (этот отрезок напоминает традиционную газоконденсатную систему). И заключительный отрезок, когда выделившаяся газовая фаза переходит точку Pмк, и объём жидкой фазы опять начинает падать. Но такие интересные случаи происходят только с околокритическими системами с высокими газосодержаниями.
320 м3/3 к ним не относится )))
P.S. Я не стал давать определения, затронутых тобой терминов (напр. dew point), их можно найти в литературе.
У меня к тебе просьба. Не порти дискуссию, почитай литературу. Я вот на всякий случай почитал еще раз и вытащил тебе рисунок. Там конечно все не по русски, но рисунок понятный, если захочешь разобраться. Советую почитать про анализ глубинных проб.__________.JPG
ОооОО! Молчу, молчу...
Только я не вижу чтобы кто-то с тобой дискутировал, кроме меня ))).
Советую построить диаграмму P-GOR, чтобы посмотреть газосодержания и давления при которых мы цепляем линию dew point для нефтяной системы.
Pwl
какие точки росы при Pтек=20.68 МПа, GOR=324 м3/м3 ?
Случай из п.3 моего предыдущего сообщения встречается в околокритических системах с GOR от 600 м3/м3 и выше. Эксперименты к сожалению не дают возможность зафиксировать эту точку, но даже если экстраполировать, то давление будет не выше 4 МПа (для совсем уж критики).
P.S. а у меня к тебе тоже просьба: спрячь своё самомнение, а то человека не видно, и не обижай себя.
Что не возможна ситуация при которой мы на приведенном мною рисунке перенесем прямую показанную правее. И тогда мы пройдем dew point до P=0. Ну и что что GOR = 324, это может быт чистый Rs (газосодержание). Давление упало... 200 атм при начальном 400... И что???
Я допускаю что не имея фазовой диаграммы и пр данных про эту углеводородную систему конкретно я чего то не то говорю... Не работал я в Оренбурге. И возможно там действительно мы в ситуации как прямая на приведенном мною рисунке, но суть не меняется газ выделяется постепенно, при падении давления, начиная с давления насыщения. А именно это я и хотел сказать. Если ты этого на данной диаграмме не видешь... То спор беспредметен.
Отмечу что рисунок я привел для модели Black oil. И если ты не понимаешь что dew point имеет отношение к этой системе, то извеняй. Дальше спорить тоже не о чем.
График P-GOR будет разным для разных углеводородных систем...
Тпруууу, спокойнее, спокойнее )
Я ж не собираюсь доказывать что ты ... что-то не знаешь. Мы ж собрались обсудить интересную ситуацию. Давай обсуждать, а не ругаться ).
Сразу же можно и не понять о чём пишет человек. А у кого самое главное и правильное мнение? У себя любимого
Давай также не будем употреблять выражения "если ты не понимаешь то извеняй. Дальше спорить тоже не о чем." и "Если ты этого на данной диаграмме не видешь... То спор беспредметен. ".
Спорить не будем, но обсудить можно. И если я что-то не вижу, покажи мне это. Может и я тебе что-то покажу интересное ).
По поводу переноса прямой - это теория. Можно конечно образно перенести известную систему из более холодного региона в более жаркий. Но это фантазия. А что нам даёт эта температура (в диаграмме P-T) для разных месторождений? Никакого практического интереса и выводов сделать нельзя.
Другой "коленкор" это когда мы рассматриваем диаграмму P-GOR. На практике при изучении того или иного месторождения первостепенное значение имеет газосодержание. Именнно соотношение газ/жидкость - главная характеристика всех УВ флюидов, и по которому можно смотреть весь диапазон флюидов: от сухого газа до тяжёлой нефти.
Чаще всего мы сравниваем месторождения с близкими температурами, а газосодержания у них сильно разнятся. И именно сравнивая месторождения на такого типа диаграмме можно делать определённые выводы. Эта диаграмма кстати очень похожа на P-T. Для ориентировки можно поменять на твоём рисунке Т на GOR ).
Видя эту диаграмму можно как раз и увидеть в каких системах (с каким GOR) можно фиксировать вторую точку Pd. В не зависимости от состава системы, Pd фиксируется только в области высоких GOR.
А то что "График P-GOR будет разным для разных углеводородных систем...", так это же самое относится и к графику P-T. )
Ну и если уж мы всё же коснулись критики (грубо говоря начиная от 300 м3/м3), то именно отсюда начинается более стремительное выделение газа, доходя до лавинообразного выделения при например 800 м3/м3 при незначительном снижении Pтек относительно P bubble point.
Ну и в завершении приведу любопытный рисунок по п.3 моего сообщения.
Уверен, не многим приходилось видеть такой шедевр! Трудно оторваться ).
Как заметил один чел, это система-гермафродит )))
это CCE. Ps=30.62 МПа, рн=803 кг/м3, GOR=730(SEP) и 850 (Flash) м3/м3
Я не в коем случае не отношу себя к экспертам PVT. Я констатирую возможность, и некоторую имплементацию того что происходило в моей практике. По температуре Бузулук (насколько я помню) достаточно горячий
... Просто значений я не помню, но с Западной Сибирью сравнивать не стоит, здесь как раз возможен переход в право, хотя точно сказать не могу. Плюс давления большие. Поэтому я в основном о гипотетике и говорю. В моей практике пласовое давление уменьалось ниже давление насыщения большое коичество раз. Но ничего сверхестественного не происходило. Возможно это следствие малого газосодержания.
Графика ГФ от Р у меня нет, так как нет замеров газа в ЗапСибе. Честно сказать пока я не переварил предложения по графику Р от ГФ и Температуры т.к. на фазовой диаграмме уже есть линии процентного отношения кол-ва газа к жидкости... И я что то не могу правельно интерпретировать ось ординат, снизу давление, а слева?
А вообще я недавно ездил в Европу, заметил одну вещь, нужно у них поучиться спорить или конфликтовать, выражать свою точку зрения в вежлевых тонах. Это один из моих недостатков... Ну это кстати очень хорошо чувствуется на этом сайте во многих постах, в том числе и в моих.
может поэтому и форум умирает ) ) . Есть чему учиться всегда.
Вообще мы ушли от темы ).
МДа... наобсуждали вы тут... по теме...
Плотность нефти 0,825
Месторождение в оффшоре, никакой тут сетки скважин. Их всего 3 шт.
Вот история GOR.GOR.jpg
А кто PVT делал?
Англичане не должны подвести ).
Давление насыщения соответствует газосодержанию (я б даже на 33 МПа пошёл, но это всё равно близко). Нефтишка лёгонькая, загляденье просто.
Разгазирование похоже пошло в начале 2002 г.. Какие в то время текущие давления были?
Текущее давление (20 МПа) тоже соответствует текущему газосодержанию по добыче (180 м3/м3).
А воду закачивают в пласт?
А что, прямо как график газосодержание-давление по диф разгазированию ))) похож ))
Думаю что всё что есть уже выходит и никакой шапки не образуется, разве что целики какие есть.
Поддержание пластового давления отсутствует.
Есть какая-то поддержка из аквифера, но, судя по тому, что давление падает, можно сделать вывод, что этого недостаточно.
3 Скважины - горизонтальные?
На графике GOR смущает его нестабильность, он то растет - то падает. Хорошо бы посмотреть как это связано с дебитом, сепарацией и какие скважины когда работают.
да вообще всё давай, мы тут поглядим покумекаем
сколько добыто - это коммерческая тайна )))
Вообще такое ощущение, что работают горизонталки, пробуренные близко к подошве, газ выделяющийся уходит наверх, образуя-таки газовую шапку...
Депрессия большая?
2 горизонталки (1 из них вблизи купола), одна вертикалка (вблизи купола).
Видно восстановление пластового, когда дебит упал, т.е. поддержка аквифера больше чем отбор. Потом отбор опять увеличили, давление стало падать. Рпл упало ниже Рнас в 2002-м.
Депрессия около 150 атм.GOR.jpg
а почему GOR не совпадает с 1-ым графиком?
ага, совпадает
Более или менее собрав воедино инфу, сделаем подгон решения под ответ.
Все-таки я больше склоняюсь к идее образования локальных газовых шапок в зоне многочисленных разломов. Учитывая, что проницаемость увеличивается сверху-вниз, это увеличивает приток нефти снизу. Газ имея большую подвижность и значительно меньшую плотность быстро уходит вверх, образуя газовые шапки. Из-за этого и снижение газосодержания в нефти и GOR. Единственное, что очень странно, почему не происходят хотя бы локальные прорывы газа. Депрессия очень приличная 150 атм (2200psi). Таким образом даже в начальный период забойное давление было близко к давлению насыщения Pwf = 6600-2200 = 4400 psi. Из-за этого в призабойной зоне скважины всегда даже в начальный периоды добычи формировался свободный газ. Хотя может и не успевал выделяться за счет больших дебитов.
Вторая странность, почему в вертикальной скважине также происходит снижение GOR, если для горизонтальных это хоть как-то объяснимо, то с вертикальной неясно, особенно учитывая, что она вблизи купола.
Кстати, еще вопрос - График с дебитом и GOR - суммарный по 3-м скважинам или по какой-то одной?
Моделька у Вас есть? Какая по ней динамика получается?
Это суммарный график добычи по месторождению. Там видно например в 2006 вводится новая скважина.
Вертикалка на самом деле наклонная (градусов 30-40), не могу посмотреть петрелевскую модель пока, она в 64-bit, завтра поставят новый комп. Уточню еще вскрытый интервал.
Очень интересно взглянуть на разрезы по скважинам, как они расположены в пласте.
Одна из трех скважин добывает из нижележащего объекта, где поддержка пластового идет засчет более сильного аквифера, т.е. оно ниже Рнас, но не настолько.
Модель-то была, показывала прорыв газа, мачилась (до момента прорыва газа) неплохо.
Но в ней была простая модель разломов и всего 3 пропластка, сейчас мы хотим это все усложнить, перестроить г/д модель и замачить без манипуляции Sgc. Посмотрим, подтвердиться ли это теория.
Какие еще гипотезы есть?
Злой: В принципе я так и подумал, что суммарный профиль... но мало ли очень уж тут все нетривиально.
Sep-2003 - Что было? интенсификация добычи? Или запуск какой-то скважины. Просто дебит почти в 2 раза вырос и газ подрос. И падение добычи кстати сказать, тоже в 2 раза выросло...
Как измеряете добычу флюидов и в частности газа на вашем резервуаре? Измеряется ли добыча газа с этого объекта непосредственно или делается allocation в соответсвии с теми или иными соображениями? Возможно, данные по добыче газа некорректны.
Если у Вас так сильно упал GOR, то вязкость нефти должна подрасти раза в полтора по ср. с давлением насыщения: соот. уменьшится мобильность нефти. Нельзя это проследить?
А достаточно ли места от скважин до самой высокой части пласта для существования этой самой вторичной газовой шапки?
Не совсем понятно как петрелевская модель может быть 64-bit... Разрядность Петрель еше ни разу не влияла на формат модели
Геомодель построена в 64-битной версии Петреля 2009 насколько я понимаю. Я просто не могу ее открыть на своем компе, нужен апгрейд.
Про мобильность наверно проследить можно, это будем анализировать по модели.
А газлифт используете? Если да, то правильно ли учли газлифтный газ при расчете GOR?
С самого начала, если это, конечно, начало, GOR - нестабилен, причем колеблется между двумя стабильными полками ~1900 и ~1500, как-будто 2 скважины с разными GOR перемежаются. А на самом деле сколько скважин, одна или две? Если одна, то почему такой нестабильный GOR? И почему значения дискретные? Может газ жгли, а показывать не хотели? Может, весь избыточный газ был уже добыт за первые 2.5 года, и все на самом деле как доктор прописал?
Должен быть газ, однако, Sgc=30% - это как-то нефизично.
А мобильность нефти нет возможности по квд посмотреть: RFT, PBU?
Но покрутить карты, скважины и прочее без проблем
вообще если это суммарные графики, а одна из скважин - горизонталка, то она всю погоду делает напр. по добыче газа и т.п. Нужно отдельно смотреть. Да и у горизонтальной будут совсем иные зоны дренажа, охватывая большую площадь пласта, она быстрее "сажает" пласт.
мне уже поставили новый комп.. пофигу теперь.
Страницы