Уважаемые коллеги, есть несколько вопросов, возникших при адаптации ГДМ одной газовой залежи.
В силу большого количества ячеек, длительного периода разработки, автоматические средства для адаптации не нашли своего применения (SimOpt, Mepo)
Зачастую приходилось вручную пересчитывать несколько этапов.
Итак, основная задача - настроить пластовое давление и обводнение залежи.
Хороших, адекватных исследований по ОФП нет в силу того, что коллектор сыпучий. В модели используются "стандартные" ОФП для данных горизонтов.
Но возникают сомнения в их адекватности. Отсюда и вытекает первый вопрос - не сталкивались ли вы с ОФП (лабораторным) для сеноманских залежей Зап. Сибири?
Далее - залежь массивная, водоплавающая - это по геологии. Но при попытке рассчета с подошвенной водой и без нее, разница падения пластового давления составила не более 7 бар. Учитывая 40 летнюю историю разработки, предполагаю, что активного внедрения воды в залежи не наблюдается.
Для экспериментов использовал разные аквиферы, ни один из них не позволяет с достаточной точностью воспроизвести локальные обводнения зон.
Для оценки проницаемости и темпов снижения пластового давления модифицировал общие кубы проницаемости по X,Y. Модель при необходимом отборе газа без модификаций дает "завышенные" давления, около 25 бар вместо 17. При модификациях и увеличениях проницаемости в 2,5, 10 раз эффекта особого не наблююдается. При уменьшении проницаемости скважины переходят под управление забойным давлением, отборы не вытягиваются, остается лишний газ в пласте с высоким давлением. Проницаемость после ремасштабирования и апскейлинга считаю адекватной: от 50 мД до 4Д. Для сеномана это нормально.
Есть ли смысл менять проницаемость для настройки пластового давления?
Наклонный ГВК моделировал несколькими зонами Equil. Параметры ключевого слова особо на поведение залежи не влияют.
ПВТ в норме, сжимаемость породы и воды по умолчанию. История вроде как адекватная.
Геологическая модель тоже прошла экспертизу, апскейлинг проводил с ГСРами, средневзвешенные параметры соответствуют геологической модели, зональная неоднородность также сохранена.
Какие еще могут быть средства для настройки?
Пару мыслей.
Во-первых, зачем вам ОФП, если у вас есть 40летняя история добычи. Поверьте, ОФП, полученные при воспроизведении истории обводненности, в 100крат нажеднее лаб.исследований (история добычи - самый "надежный" эксперимент по ОФП).
Во-вторых, среднее давление в газовой залежи зависит только от начальных запасов, добычи, притока воды из акьюфера и перетоков газа из других зон (например, при неравномерном вводе скважин по площади). Давление от проницаемости зависит только в низкопроницаемых коллеторах. Если вы уверены в геологич.модели (запасы) и об'емах исторической добычи, сбивайте пластовое акьюфером (здесь помогут данные по под'ему ГВК, карты положения ГВК во времени) и перетоками газа из одной зоны в другую (смотрите исторические карты изобар, если перетоки есть, то "поиграйтесь" проводимостью (MULTX,Y) ячеек)...
Конечно, в каждом конкреном случае надо разбираться отдельно. Это общие рекомендации...
lemon
спасибо вам, но возникают следующие вопросы:
1. Если добыча воды не фиксировалась, то адекватно ли мерить обводненность на основе гди из водогазового фактора?
2. Подъем ГВК тоже не сильно однозначен - стоит ли доверять данным НГК проведенным в 2% скважин от общего фонда?
3. Какие параметры в аквиферах играют большую роль? У меня такое ощущение сложилось, что толком ничего не помогает.
В аквиферах основное влияние оказывает радиус зоны аквифера, мощность аквифера (в м), объем аквифера. При этом также можно поиграться сообщаемостью подключаемого к блоку аквифера. Активность также может увеличиться или уменьшится, если поиграться проницаемостью аквифера. Насчет ОФП lemon прав. За 40-летнюю историю неправильно ставить экспериментальные ОФП. Можно попытаться проанализировать на основе динамики обводнения скважин общий тип ОФП (можно воспользоваться функцией Бакле-Леверетта) . Возможно нужно будет разбить на регионы ОФП согласно обводненности для групп скважин. Если нет данных по добыче воды, то вероятно существуют данные по добыче жидкости и газоконденсатный фактор. Через них можно попытаться пересчитать водо-газовый фактор. Цифра будет неточной, но близкой к реальности. Кстати разница в давлениях факт-расчет для сеномана 7 бар - это много. А от 50 мД до 4Д это по керну или по ГДИ?
ребят, подскажите, пожалуйста, методику для расчета ОФП по истории (книги, статьи, ссылки)? никогда этого не делал и в литературе встречал только поверхностно...
Немного добавлю ИМХО к сообщениям Lemon и CrudeOil
1. Воду можно посмотреть по параметрам работы входных сепараторов ДКС и УКПГ. В результате получите правильное распределение по воде по группам скважин, работающих на УКПГ месторождения.
2. Если скважина находится в глине, то, наверное, нет. В остальных случаях - почему нет?
3. Здесь, наверное, не аквиферы, а больше перетоки будут играть роль. Причем как воды, так и газа. Но в этом случае большим вопросом будут начальные запасы :).
Постройте зависимость P/Z от Qдоб. Далее сделайте вывод о наличии внутрипластовых источников энергии, и далее по видам.
RomanK. - p/z делал в начале, еще при анализе разработки, там все вроде ясно - мат. баланс нормально ложится.
Проблемы возникают при сопоставлении карт подъема ГВК и объема внедрившийся в воды по мат. балансу.
Влагосодержание в газе требует ECLIPSE THERMAL (+ слово GASWAT: про него в тех руководстве можно посмотреть).
Это требуется потому что воде разрешается быть в двух разных фазах - жидкость и пар - и конденсироваться только в THERMAL.
Поэтому, с такой вещью в ECLIPSE может (но не обязательно - априори не скажешь) быть больше проблем с моделированием, чем полезного эффекта.