Ноя 10
Традиционный подход предпологает изменение Ps, Rs, po сеп с глубиной. Однако с летучими нефтями (и возможно с критическими газами) всё совсем не так (эти свойства постоянны на всем протяжении высоты залежей до 2 км). Делимся опытом.
Из примеров могу привести: Тенгиз, Кашаган, Кайран.
Также нужны ссылки на литературу. Очень интересует эта тема.
Опубликовано
21 Ноя 2010
Активность
14
ответов
4710
просмотров
7
участников
0
Рейтинг
Традиционный подход предпологает изменение Ps, Rs, po сеп с глубиной. Однако с летучими нефтями (и возможно с критическими газами) всё совсем не так (эти свойства постоянны на всем протяжении высоты залежей до 2 км). Делимся опытом.
Насчет композ грандиента с глубиной, думаю при мощности до 2км он все таки должен быть. На тенгизеон возможно не так сильно проявляется из-за оч высокого давления. какая вообще мощность на Тенгизе? чем ближе условия в пласте к критичным условиям для данного состава ув флюида, тем сильнее и выражен комп градиент.
изотермический Комп градиент можно просимулировать в ПВТай, там алгоритм основан на модели предложенной Витсоном и еще кем то, суть которой в том что к хим потенциалу они еще приписали член энергии Гиббса, зависящий от высоты.. нужно поискать статью в библиотеке СПЕ.
но эта модель все равно может дать неудовлетворительный результат, так как с большими мощностями обычно еще идет и довольно высокий темп градиент с глубиной. с разн в темп до 30-40 С между верхом и дном ув колонны.
Я уже писал я работаю на Карачаганаке. у нас очень сильно выраженный композиционный градиент. околокритичный газоконденсат с нефтяной оторочкой.
На Карачаганаке я знаком, там особый случай - идёт чёткое увеличение содержания С5+ в Пластовом Газе с глубиной, и в конечном итоге превращение ГК в небольшую оторочку летучей нефти.
На Тенгизе что-то около 2 км. Но суть в другом.
Должна быть однофазная сильно пережатая летучая(!) нефть, и присутствие АВПД.
И как раз на этих вышеперечисленных месторождениях приняты модели флюидов (иностранцы делают) для которых дифференциация отсутствует по глубине, либо она составляет такой мизер (Кайран), что и говорить о нём не приходится. Изменяются только объёмный коэффициент и плотность пластовой нефти - т.е. идёт влияние Р и Т, но сама нефть (газосодержание, давление насыщения, состав пластовой нефти, плотность сепарированной нефти) не меняется.
Сколько сколько?
Ну могу сбросить 200 метров, но это разве имеет большое значение при таких масштабах? ...Или у тебя есть более точная цифра? Оглашай! Настаивать сильно не буду. Прям так в тесных объятиях Тенгиз не держал, тока аккумулированные данные и первичку обозревал )))
P.S. кстати по сути вопроса нарыл полно статей SPE, тока еще не читал, есть и совсем свежие. Надо попереводить
P.S.S. О! Я уже Главный Геолог! неплохо
В первый раз слышу такие цифры. Я не спорю. Правда, не знал, что бывают такие пласты. Даже несмотря на то, что это риф, удивительно. Ведь это риф, да?
Picture1.png
ну, в общем я так и думал раньше что около 1.5, но посмотрев по глубине отбора проб - выходило под 2 км, т.е. в крыльях залежь ещё снижается гипсометрически.
Ещё Кашаган такой есть. Казахстану жутко повезло с местностью 
Ага, рифы они такие
Надо по теме ужо, а то Волков поругает )).
Предполагаю,что состав меняется с глубиной не только вследствие изменения темп-ры и давления с глубиной ну и другими причинами. Например, предполагаю, что ближе к ВНК нефть окисляется и ее свойства могут меняться.
Вариантов изменения состава - много, а вот вариантов отсутствия изменения - мало, можно сказать уникальные. Тот же Кайран, при высоте залежи 600 м, очень маленькую дифференциацию возможно имеет, хотя по модели принимали один состав.
Скорее всего отсутствие дифференциации связано с молодостью залежи и флюида, возможно постоянным подтоком и растворением свободного газа в пластовой нефти.
В мексиканском заливе есть месторождения где разница по составу имеется, но не подчиняется гравитационному разделению при наличии одного давления. Объясненяется что залеж не находится в равновесии.
При низких значениях ГФ и сжимаемости нефти градиента по составу может не наблюдаться. В этом случае Mullins объясняет (а SLB еще и показывает) что присутствует гравитационное разделение асфальтенов которое четко можно увидеть с помощью MDT type приборов последнего поколения меряющих оптическую плотность.
Про мдт видел статейку похожую.
Все таки основной фактор из-за которого существует сильный композиционный градиент с глубиной, это околокритичность флюида.
Сами вспомните, на графике Р-Т около критичной точки кривые изо-насыщенностей очень близко друг к другу находятся. т.е. в оч маленьком интервале темп и давления оч существенное изменение свойств.
Если условия в пласте (Р и Т) не так околокритичны для данного состава пластового флюида, то и комп градиент с глубиной будет не так сильно выражен. Поэтому Vusial73 - у тебя наверное нефть действительно летучая, но не околокритичная.
это что мне мои кишки говорят. А так да, изо-темп композиционный градиент моделируется как я выше писал - к хим потенциалу прибавляют еще один член зависящий от гравитации.
если что могу скинуть ссылку
Вот ты выдал!
рекомендую тебе не домыслами заниматься а чтением. Познакомься с месторождениями Тенгиз, Кашаган, Актоте, наверно есть и другие (требования - однофазная нефтяная залежь с газосодержанием от 600 м3/м3 и высотой залежи от 500 м). Тем более они рядом с тобой находятся! Карачаганак - великое месторождение, но нельзя всё одной линейкой мерить
Добрый день!
Ситуация следующая:
У нас есть нефтяная залежь с АВПД
глубина залегания 3000м
флюид – в околокритическом состоянии
ГС – 640 м3/м3
ПС С5+ - 1000 г/см3
Возможно вы работали с такими месторождениями или у вас есть информация по аналогам
Как вообще моделировали ГДМ – black oil или композиционная модель?
Еще есть проблема в определении уровня ВНК, по РИГИС отбивается на одном уровне, по факту за 4 года эксплуатации воды не получаем совсем