Ноя 11
Появилось вот желание обсудить проницаемость определенную по керну при адаптации модели, так как практический смысл в ней всячески пропадает. В большинстве случаев адаптировать на нее просто никак) Ну и как решают проблемму.. бональным делением на 10 или особо продвинутые строят карты или даже кубы мультиплаеров по данным гдис ну и получают заниженные значения, что вроде как соответсвует правде. На мой взягляд данная методика несет очень уж много неопределенностей, даже скажем то что зачастую данных по гдис по пальцам пересчитать и интерполировать полученные мультиплаеры не совсем логично...Ваши коментарии, пожалуйста)
Опубликовано
09 Ноя 2011
Активность
12
ответов
4568
просмотров
8
участников
0
Рейтинг
"В большинстве случаев" - бывает нормальная зависимость по керну, а иногда умножать на 10 приходится, а не делить. Надо смотреть как PHIE соотносится с пористостью по керну, насколько представительная выборка по керну и т.п.
Чаще умножаю конечно
Ох, как же тема в тему(:
Кто как обосновывает изменение проницаемости? так как очень часто зависимость - не очень.
И какие методы задание куба проницаемости существуют, кроме как по зависимости от пористости?
Что могу отметить:
1. Часто (или всегда) Геологи(петрофизики) строят петрофизическую зависимость phie/perm как в зоне коллектора, так и в зоне неколлектора. Хотя в гидромодели распредеоление свойств идёт только в коллекторе, то есть проницаемость занижается. Хотя может так и правильно...
2. Можно строить карту мультов исходя из скважинной работы, то есть у насть добыча, обводнённость, св-ва пласта, фазовые и депрессия (сколько неопределённостей накопилось) и через Дюпюи пересчитываем в проницаемость. Лучше делать несколько пересчётов на скв., чтоб снивелировать погрешность.
3. Так же по ГДИСам мы мереем эффективную проницаемость, которую можно пересчитать на абсолютную.
Так обоснование довольно простое, когда симулятор дает дебеты никак не согласующиеся с реальными, и понимаешь что фазовыми их не подтянуть..
с первым соглашусь, но не всегда можно докопаться до правды, тем более если исследования проводились в лохматых годах)
а вот по поводу карты уж очень много неопределенностей, сам так делал, но скрепя зубами, так как как правило качественных данных по ГДИСам днем с огнем.. так еще что бы логичнее было сравнивать надо брать скважины где идет фильтрация одного флюида
я пробывал использовать нейронные сети с целью разбиения на группы общей массы коллектора гда бы использовались свои собственные мульты в зависимости от пористости и проницаемости по ГДИС но очень трудоемко и порой требует очень много времени, другой метод моделирование пересчитанной проницаемости определенной по ГДИС с учетом куба тренда проницаемости по керну, конечно вопросов куча но адатируется лучше.
Так обоснование довольно простое, когда симулятор дает дебеты никак не согласующиеся с реальными, и понимаешь что фазовыми их не подтянуть..
с первым соглашусь, но не всегда можно докопаться до правды, тем более если исследования проводились в лохматых годах)
а вот по поводу карты уж очень много неопределенностей, сам так делал, но скрепя зубами, так как как правило качественных данных по ГДИСам днем с огнем.. так еще что бы логичнее было сравнивать надо брать скважины где идет фильтрация одного флюида
я пробывал использовать нейронные сети с целью разбиения на группы общей массы коллектора гда бы использовались свои собственные мульты в зависимости от пористости и проницаемости по ГДИС но очень трудоемко и порой требует очень много времени, другой метод моделирование пересчитанной проницаемости определенной по ГДИС с учетом куба тренда проницаемости по керну, конечно вопросов куча но адатируется лучше.
Как бы никто и не обещал, что по пористости можно прогнозировать проницаемость.
Да, есть некоторый тренд. Но при одном значении пористости можно получать от 5mD до 5000mD. Ох уж эта логарифмика :)
То о чем мы говорим в моделях, это проницаемость по ГИС, которая обычно занижена для низких значений пористости и резко завышена для высоких.
Причина описана в 1962 году в "Пермяков. Методика анализа разработки нефтяных месторождений".
Можно даже порекомендовать Лысенко "Проницаемость не зависит от пористости".
Какбе адаптируй как хочешь, это не функциональная зависимость.
Изменения всегда должны быть чем-то обоснованы и не только несбивкой модели. Но ведь можно править больше фазовые, чем абс проницаемость, и наоборот, и прийти к схожим результатам.
надо брать скважины где идет фильтрация одного флюида - а обводнённость на что?
проницаемость по ГИС, которая обычно занижена для низких значений пористости и резко завышена для высоких- а иногда наоборот ГУТ для низких и врёт для средних(:
Какбе адаптируй как хочешь, это не функциональная зависимость. - с удовольствием, но потом с обоснаванием бывают трудности(:
За литературу, спасибо. Попытаюсь поглядеть.
Так вывод какой?
-Менять проницаемость всё равно придётся, но сначала нужно прийти к максимально верным фазовым (по добыче/закачке, апскелинг...)
Что же брать за основу распределения куба проницаемости?
-Петрофизику. И поставить вилку макс и мин значений?
Какой метод наиболее верный с вашей точки зрения?
ну тут если совсем заморочиться можно и пересчиатть конечно, но не очень это благодарная работа с фондом в 2000 например)
у нас вот многие делают так как предлагалось: строяд поверхности интерполирую ГДИСы а потом просто домножают проницаемоть в модели чтобы получилось что-то похожее на результаты по опробыванию, конечно если задуматься что происходит то ужасть просто) получается по всему интервалу коллектора проиницаемость нивилируется под значения ГДИС в итоге получаем какое-то подобие двумерного грида)
я сначала отыильтровал те скважины в которых приимцущественно фильтрация одного флюида, чтобы хоть как-то приблизиться к абсолютной, затем распределял ее с помощью тренда проницаемости по петрофизике по модели. Опять же возникает вопрос по поводу соответсвия проницемости определенной по ГДИС принятой абсолютной на основании предположения фильтрации одного флюида и проницаемости по петрофизике, в общем то поэтому суда и написал)
а по поводу не зависимости проницаемости от пористости конечно можно расуждать очень много, но вот только это почти единственный параметр который дает хоть как то количественно ее охарактеризовать)
Не забывайте, что очень часто качество данных (дебиты, давления,...), на которые Вы настраиваете модель, мягко говоря, посредственное. Не говоря о положении пластопересечения, которое может "прыгнуть" после гироскопа на 500м и больше (и по азимуту на 180 градусов). Плохо, что руководители и заказчики частенько не понимают, что из говна конфетку не сделать, но надо пытаться до них это донести :)
Тут встает вопрос о необходимости настройки полномасштабной модели месторождения на 2000+ скважин. Прогнозировать добычу по такому месторождению проще статистическими методами, а расчитывать ГТМы лучше на секторных моделях.
Ну это так, мысли вслух, без претензий на истину :)
panchik, согласен с доводами, можно сделать выводы, что это означает месторождение живет сегодняшним днем, если все так запущенно. Напоминает отрывок из романа Война и Мир, где Кутузов на Бородинском сражении не руководит, а соглашается со своими командирами.
При плохих данных результат будет плохим, поэтому остается исправить "плохие данные". Выбрать критерии под словом "плохой" и отсеять или классифицировать по надежности данных. При большой неопределенностью брать среднюю по региону или по месторождению тем самым попадешь в середину, если ошибешься, не будет очень плохо и не очень хорошо.
проницаемость из ГДИС и из интерпретации по ГИС (керн) - это разные проницаемости и сравнивать их или подгонять друг под друга не есть хорошо. проницаемость из ГДИС (при условии фильтрации только одного флюида) - фазовая проницаемость (не относительная) при остаточной воде. А из интерпретации ГИС(керн) - это просто абсолютная проницаемость.
еще для расчета проницаемости существует много формул (корреляций), в которых учитывается пористость и остаточная водонасыщенность - при похожей пористости проницаемость лучше там, где меньше остаточная водонасыщенность. С помощью этих корреляций можно в ЧНЗ (там вся вода - остаточная) прикинуть проницаемость - должно получиться точнее, чем использовать только пористость. И полученную проницаемость распространять в пласте.
Есть такой журнал - Каротажник. в нем за декабрь 2009 года все про пористость, водонасыщенность (в том числе и остаточную), проницаемость (в том числе и фазовые) и много другое очень просто и понятно рассказано. этот выпуск посвящен опыту работы компании Салым Петролеум. у них конечно свежее месторождение, с данными все в порядке. Так что - чудес не бывает)). Даже если ваше месторождение старое - все равно этот выпуск будет очень полезен.
С проницаемостью они вообще шикарно поступили - подогнали проницаемость так, чтобы насыщенность по ГИС в мощных пропластках, совпала с насыщенностью по модели переходной зоны (Брукс-Кори). Результат - факт и прогноз - неплохо совпал. С помощью этого приема улучшилась оценка проницаемости самых продуктивных пропластков.
У меня этого журнала нет - брал почитать.
Еще встречался с таким вариантом - подгонялась петрофизическая модель интерпретации ГИС, так чтобы стартовые дебиты скважин по модели сходились с фактическими, им это помогло, потому что тоже были не обделены качественными данными и были более менее уверены в пластовом давлении.
Так что, в любом случае, все это - творчество, поэтому нет единого подхода. Но в любом случае необходимо понимать природу вещей, поэтому если что то не получается - не надо сразу "геолговскую" модель выкидывать в топку и шаманить свою "гидродинамовскую". Лучше плохие скважины (которые не бьются) показать геологу - может он в корреляции ошибся, и петрофизику - может он подкрутит интерпретацию и станет лучше. Если скважины попадают за контур ВНК, а по прогнозу должны были попасть в нефть - покажите эти скважины с моделью геофизику - может он подкрутит скоростную модель и (или) интерпретацию - уточнит структурную модель и ошибок станет меньше. Я все это пишу к тому, что очень важно работать в междисциплинарных группах - ошибок меньше, качество лучше и работа работается быстрее. Это одна из причин, почему софтовые конторы поют песни про интеграцию.
По сути работа гидродинамика и заключается в построении куба проницаемости. Если петрофизик и геолог вам дали корректные кубы литологии, пористости и нефтенасыщенности, и вы имеете необходимые лабораторные исследования (фазовые, свойства флюидов и пород и пр.), то утрированно гидродинамику необходимо, решив обратную задачу, построить куб проницаемости исходя из работы скважин и гдис.