Мар 11
Коллеги, подскажите, пожалуйста, какой порядок среднего значения сжимаемости породы и в каком диапазоне его можно изменять при настройке модели. Может быть, у кого-то есть опыт обоснования глобального изменения этого параметра ?. По исследованиям ~ 4.5 E10-5 1/бар. Существует большой соблазн умножить это значение в 10 раз, для адекватности настройки модели. При текущей сжимаемости практически ни одна скважина не воспроизводит фактическую добычу жидкости, соответственно, при умножении - картина абсолютно правдоподобная. Есть какие-нибудь мысли в чем может быть ошибка ?
Опубликовано
30 Мар 2011
Активность
22
ответа
15553
просмотра
11
участников
1
Рейтинг
вообще т его нельзя изменять, если он подтвержден исследованиями. Порядок -5 как раз нормальный.
к -4 могут уже придраться проверяющие органы
нужно чем-то другим поднимать давление
Dake в книге "Практический инжиниринг резервуаров" для сжимаемости порового объёма указывает следующий диапазон: 4-90 * E10-5 1/бар (от 4 до 90). Таким образом, степень -4 вовсе не является недопустимой. Другое дело, что "нормальными" являются, видимо, всё же значения в нижнией части данного диапазона. Но если у Вас, скажем, трещиноватость или слабо сцементированные песчаники, то почему бы нет...
PS. Вообще-то тут уместно будет задаться вопросом: почему Вы так уверены в надёжности остальных параметров (например, подъём ВНК), ведь вклад сжимаемости породы по сравнению с ними весьма мал?
Привет, Самара!)))
Правильно пишут, а зачем сжимаемость породы менять?
Меняй сжимаемость нефти.
Посмотрите с этой стороны.
Объем добываемой жидкости состоит из:
а) Объема жидкости за счёт общей сжимаемости + б) Объем жидкости за счет вытеснения нефти водой
а) Дебит жидкости за счет общей сжимаемости зависит от падения пластового давления.
б) Дебит жидкости за счет вытеснения определяется из перепада давлений между:
Естественным или искуственным источником давления (нагнетания) и забойным давлением добывающих скважин.
Или более подробно через баланс давлений:
Рнагнетания - Рпотерь в зоне нагнетания - Рпотерь по пласту - Рпотерь в зоне отбора - Рзабойное.
Рнагнетания - зависит от давления нагнетания и (или) от давления в законтурной области.
Рпотерь в зоне нагнетания, зоне отбора - зависит от продуктивности.
Рпотерь по пласту - зависит от расстояния между источниками и проницаемости.
Отсюда следуют следующие возможные случаи:
1. Влияние сжимаемости определяется по падению пластового давления, если падение несущественное, значит это не причина
2. Низкое давление нагнетания, определяется по объему закачанной воды (не весь фактический объем был закачан в модель, может быть проблема в задание исторических данных, учетны не все нагнетательные скважины) или по давлению законтурной области (увеличить аквайферы и поровый объем).
3. Большие потери в зонах нагнетания, по пласту, в зоне отбора - причина по сути одна это заниженная проницаемость.
4. Большие потери только в зонах отбора - если проницаемость нормальная, то завышенные скин-фактора.
Привет, Дмитрий (Новосиб? Сахалин? Уренгой?)
Ну то, что 10-4 правильный диапазон я подозревал, но надеялся,что есть какие-то исключения, которые могли бы обосновать такой метод "адаптации". Трещин выявлено не было, аквифер к этой зоне подключить некуда, пласт на фундаменте лежит. Соответственно, вопрос - а сжимаемость нефти в каком диапазоне можно изменить ? текущее значение - 8*10Е-5 атм-1, воды - 4*10Е-5, породы - то же самое (Black Oil, pho Oil пов.усл. 880, Рнас ~50, Pпласт. - 230, TVD - 2200 м. )
Роман, спасибо за развернутый ответ.
Постараюсь по порядку: Фонд ~ 45 скв. Добыча ведется 2 года. ( ППД меньше полутора. соотн доб/нагн ~ 3/1, нак. комп. ~ 30 %)
1. Влияние сжимаемости определяется по падению пластового давления, если падение несущественное, значит это не причина
Давление снижается значительно в ЧНЗ, в зонах высокодебитных скважин ограниченных выступами фундамента. Аквифер туда не подцепить. Проблемы начинаются еще до ввода ППД. Стартовые дебиты выдерживаются, затем ~ ч/з полгода падение на забойное.
2. Низкое давление нагнетания, определяется по объему закачанной воды (не весь фактический объем был закачан в модель, может быть проблема в задание исторических данных, учетны не все нагнетательные скважины) или по давлению законтурной области (увеличить аквайферы и поровый объем).
Фактического объема не очень много ввиду малой продолжительности ППД. Аквифер есть возможность подключить только в ВНЗ, но там нет таких высоких отборов и не происходит сильного падения давления. В этой зоне настройка скважин удовлетворительная.
3. Большие потери в зонах нагнетания, по пласту, в зоне отбора - причина по сути одна это заниженная проницаемость.
Петрофизическая модель недавно пересматривалась, проницаемость была значительно увеличена --> стартовые дебиты показали хорошую сходимость с фактом.
4. Большие потери только в зонах отбора - если проницаемость нормальная, то завышенные скин-фактора.
Скины ~3. Среднее значение по проведенным ГДИС.
В данном случае манипулирование сжимаемостью породы дает уж больно правдоподобную картину динамики давления, поэтому к ней и решил прибегнуть. Комплекс мероприятий по извращению с аквиферами, скинами, поровыми объемами не дает такой картины соответствия расчетных и фактических данных как при сжимаемости. Это смущает и вызывает соблазн изменить именно параметр сжимаемости, параллельно продолжив искать другие причины..
Если ППД введено не так давно задача действительно упрощается. Можно элемент искуственного внедрения давления убрать. Тогда получается простая схема
Пластовое давление ~ Сжимаемость + Рзаконтурное - РпотериПриДвиженииПоПласту
Петрофизику уточните сравнением продуктивности из модели и ГДИ. Это предпочтительней так как комплексная величина более надежна. Продуктивность из модели - в качестве пластового давления возьмите давление в 500 метрах от скважины (потыкайте в ячейки и прикиньте на уровень ВНК), забойное можно взять из расчета. Вообще в модели, если нет обводненности, коэффициент продуктивности остается постоянным (кроме стартового первого месяца и кроме первого месяца после резких изменений в дебите - например при переводе с фонтана на мехдобычу). Дебит жидкости обязательно "чистый", не среднемесячный.
При несовпадении (а так оно и будет ибо проницаемость не есть функция от пористости) можно попробывать разложить продуктивность на "проницаемость" и "скин". Скин +3 это плохой скин, сейчас точно не скажу но это примерно EXP(3)~10 в десять раз ухудшает продуктивность скважины.
Если законтурная область далеко, то велики ПотериДавленияПоПласту, иначе говоря давление "сгорает" или "стирается" от ВНК до скважины.
Да, и совсем забыл. Давление за счет сжимаемости зависит не столько от самой величины сжимаемости, а от порового объема. Если он давление падает быстрее в модели чем по факту, возможно (и так и бывает) поровый объем в модели меньше чем фактический.
Поэтому важно сначала:
а) разобратся с продуктивностью
б) отсюда найдутся и потерипридвижениипопласту
в) а вот далее вопрос - или сжимаемость, или поровый объем.
Коллеги, я не особо Копенгаген (скорее, Осло) в адаптации моделей, но рискну промямлить: что значит, есть возможность подключить аквифер "только в ВНЗ"? Матбаланс оперирует ВСЕМ вовлечённым в процесс объёмом, без разделения на зоны. Отсюда следует тупое предположение геолога (это такой чувак с молотком на плече, которого на сайт petroleumENGINEERS пустили, только тщательно обнюхав его носки и скорчив умную физиономию (это после носков-то!)): возможно, в модели следует банально приподнять проницаемость - и тем самым обеспечить бОльшую поддержку по давлению для ЧНЗ со стороны законтурной области?Привет геологам и с праздником.
Матбаланс сам по себе ничем не оперирует. Хочешь рассматривай участки, зоны, переменные во времени вовлеченные запасы - кто мешает? Подключить только "ВНЗ" означает, что залежь пластовая, сводовая, подпор можно создать только краевой водой, и под "ЧНЗ" нет воды. То есть геометрически создать связь между источником давления (пластовой водой) и потребителем давления нет возможности. Это как известно и есть недостаток матбаланса.
Здесь на помощь приходит 1D модель (Закон Ома, он же фильтрационные сопротивления Борисова) в терминах которых изьясняюсь:
Q = (Pнагнетания-Рзабойное) / (Rнагнетания + Rпласта + Rдобычи).
То, что никто не мешает, это понятно. Но ведь никто и не заставляет, я об этом.
В том-то и дело, что такая связь имеется, раз уж ЧНЗ и ВНЗ гидродинамически связаны. Увеличивая проницаемость, мы уменьшим градиент давления - и в результате завышать сжимаемость породы не потребуется. Разве не так?Я не специалист по моделированию нефтяных залежей, но осмелюсь предположить вот, что:
При высоком содержании газа в нефти, при разработке, возможны прорывания газа, если это факту происходит, и газосодержание в нефти не нормально учтено, то в модели упругость породы+упругость нефти будут завышены.
Выделения газа (по факту) будут снижать упругость системы, при увеличении сжимаемости породы в модели вы добиваетесь совпадения истории и факта, т.е. увеличиваете (другим путем) общую сжимаемость системы.
Может тогда попробывать в пвт файле "зашить" возможно дегазирование?
Я бы посоветовал вам почитать про "давление насыщения".
Коэффициент сжимаемости пород зернистых коллекторов изменяется в пределах от 3·10-5 до 30·10-5 МПа-1 в интервале внешнего давления от 0 до 100 МПа, для карбонатных коллекторов от 15·10-5 до 70·10-5 МПа-1
По своему опыту работы в нескольких НГ провинциях сжимаемость песчанников (кроме малосцементированных /uncosolidated) находится в узком пределе 2.5-6xE-6 1/psi, т.е. 3.6-9 E-5 1/bar. Я бы не стал свободно менять сжимаемость если не имеются на то очень веские основания.
Это вне зависимости от размера и отсортированности зерен? А если коллектор смешанного типа - песчанники, алевролиты?
Все-так мне кажется диапазон должен быть шире, а еще, что он должен в идеале учитывать изменение размеров зерен породы и масштабироваться в соответствии с этим) но это лирика
Это вне зависимости от размера и отсортированности зерен? А если коллектор смешанного типа - песчанники, алевролиты?
Все-так мне кажется диапазон должен быть шире, а еще, что он должен в идеале учитывать изменение размеров зерен породы и масштабироваться в соответствии с этим) но это лирика
Лучше сделать несколько rocknum по типам коллекторов (по пористости) и задать различные сжимаемости для каждых типов.
Если коллега не уверен в общей сжимаемости, зачем их делать множество? Не надо плодить сущностей.
ну это в порядке обсуждения теории :)
Соответственно, вопрос - а сжимаемость нефти в каком диапазоне можно изменить ? текущее значение - 8*10Е-5 атм-1, воды - 4*10Е-5, породы - то же самое (Black Oil, pho Oil пов.усл. 880, Рнас ~50, Pпласт. - 230, TVD - 2200 м. )
А что, никому не показалось что сжимаемость нефти того, низковата ? может дело не в породе ?
Попробуйте по корелляциям Холла и Ньюмана проверить, если для средней пористости по ним получится сжимаемость сопоставимая с лабораторными исследованиями, то ищите причину в других параметрах
Коллеги, выпишите, пожалуйста, зависимость сжимаемости пласта (formation compressibility) от ее физико-механических и упругих свойств модуля Юнга, коэффициента Пуассона и т.д. (нужна формула для вычисления).