Июн 12
Добрый день ответь пожалуйста на вопрос , от чего зависит радиус дренирования скважины?
Опубликовано
07 Июн 2012
Активность
84
ответа
23418
просмотров
19
участников
0
Рейтинг
из формулы Дюпюи выведи и увидишь
Для нефти:
Если по матбалансу: 1) От дрен. запасов, а те: 2) Кол-во добытой нефти, 3) Разницей между начальными PVT-свойствами нефти и текущими (при текущем давлении). Особенно чувствительна формула ММБ именно к значению разницы начального газосодержания нефти и текущего ГФ (при текущем Рпл). Если у Вас НЕЗНАЧИТЕЛЬНАЯ добыча при значительном падении давления (и соответственно разница Гнач и ГФтек), советую на формулу ММБ не обращать внимания, искать другие пути.
Немного не в тему, просто интересно, а ведь должна быть какая-то зависимость от разницы горизонтальных напряжений породы (при условии, что максимальное напряжение - вертикальное), т.е. чем больше эта разница, тем больше видоизменяется структура порового пространства в направлении перпедикулярном минимальному напряжению, т.е. вдоль данного направления будет лежать большая ось эллипса дренирования, соответственно перпендикулярно - малая ось.
от PVT свойств флюида, характеристик порового пространства (пласта), режима експлуатации скважины...
От действия капиллярных, вязкостных и гравитационных сил
если в этом случае использовать формулу матбаланса для упругого режима то да, не стоит:) а так вобще по-хорошему этот метод применим для разных случаев жизни, в том числе и для описанного вами, просто формула немного видоизменяется в зависимости от режима разработки, это надо учитывать. по крайней мере меня она еще не подводила)
не мог бы кто-нмбудь скинуть литературу по мат.балансу?
сюда: jsbi@mail.ru
заранее спасибо!!!
Дейка качни, там есть.
коллеги, все что вы перечислили есть в формуле дюпюи!! посмотрите внимательнее...
Жесть. Самые эпичные sander и Гоша с капилярными и pvt-свойствами
Надо ведь произвести впечатления на "нефтяную девушку" умными словами!
По секрету, за ником OilGirl кроется мужик
радиус дренирования и радиус контура питания есть одно и то же? тогда вопрос. что влияет на изменение радиуса дренирования? режим работы скважины и соседних? что еще?
Радиус дренирования зависит (только) от площади дренирования (другими словами площадь нефтеносности приходящаяся на одну скважину), которая зависит (в первую очередь) от расстояния между скважинами и во вторую - геологическими ограничениями. Само слово "радус" - это некоторая историческая условность - "радиус" не значит "радиус круга". Контур может быть произвольной формы.
То что пишут, что факторы влияющие на радиус контура можно найти из Дюпюи, в корне неправильное рассуждение. Вот пример.
Известно, что дебит есть продуктивность на депрессию Q=PI*dP, следуя ошибочной логике можно предположить, что "продуктивность зависит от дебита" или "продуктивность зависит от депрессии". Ни то, ни другое утверждение не отражает факторов влияющие на продуктивность.
R есть функция площади нефтеносности и не надо вмешивать капиллярные и прочие свойства :)
тогда вопрос, а как в ГД симуляторе как можно найти "радиус" контура питания и соответственно продуктивность? контур питания=voidage drinage region? но ведь он меняется шаг от шага и зависит от режима работы скважин....
только ли от расположения скважин и геологии зависит радиус дренирования?
и что в ГД значит PI1, PI4, PI5, PI9?
WPI1,WPI4,WPI5,WPI9 Well voidage productivity index based on pressure in completion cells, or 4-,5- and 9-point averages around completion cells
как я понимаю это коэф-т продуктивности для разных условных радиусов контуров питания. 1 - "радус" одна ячейка, 5, и 9 вроде как тоже понятно, вскрытая+соседние (1+4 и 1+8) ячеек. а 4 как нарисовать на сетке?
Согласен. Но если уж быть совсем конкретным, то зависит от системы разработки. На практике ведь берём радиус по системе разработки и его уже подставляем в формулу Дюпюи, а не наоборот.
Для ГД симулятора "радиус" бесполезное понятие, как и "пластовое давление".
Насколько я понял, это способы расчета давления в ячейках скважины (усредняя по 1, 5, и т.д. соседним ячейкам), соответственно, их можно подставлять для расчета продуктивности перфораций скважины (вместо "пластового давления", назовем его так условно, если говорить в терминах формулы Дюпюи). Эта продуктивность не имеет ничего общего с продуктивностью скважины в целом (с тем, что мы имеем в виду, когда говорим о формуле Дюпюи) и ничего общего с радиусом контура питания.
мне так же кажется, но как нарисовать эти 1, 4(!!!), 5, 9. ячеек. но 4 ячейки включая вскрытую уж никак не можем придумать.
и что есть продуктивность скважины в ГД симуляторе, без этих условных усреднений давлений по 1-9 ячейкам, а с реальным радиусом? тангенс угла наклона Q=f(dp)?
вот просят спрогнозировать изм-е коэф-та продуктвиности после ГРП например. строим Q=f(dp) и Q=f(dp) до и после?
Исключите вскрытую :)
Хи-хи. Ну, можете попробовать, только вопрос в том, что вместо dP подставлять будете. :) Потому я и говорил, что "радиус" и "пластовое давление" в симуляторе смысла не имеют. Это надо нарисовать ручками контур питания, снять с него усредненное давление и его взять за пластовое, тогда наверное получится близко к тому, что надо. А хотя, если у вас ячейки метров по 100, а между скважинами метров по 300, то можно и эти WPI4, WPI5, WPI9 взять. Они у вас сильно различаются?
уверены? почему тогда нет 8-точечной, т.е. тоже соседи, но без вскрытой?)
PI по 5 и 9 точкам действительно не сильно различаются..но всё-таки это упрощение, может и целесообразное и усложнять смысла нет....
вашу мысль понял, действительно dP какой-то условный параметр. но мы же можем по изменению Q при тех же самых забойных до и после мероприятния говорить об dPI?
радиус зависит от площади это круто ;). судя из вашего предположения следует что радиус дренирования независит даже от времени (если не меняется количество скважин) и смены режима работы системы скважина-пласт а фильтрационные характеристики пласта здесь тем более ни при чем... и равен грубо говоря половине растояния между скважинами или растоянию до геологического барьера? а откуда же тогда берутся недренируемые или плохо дренируемые зоны пласта?)
Доказательства у меня нет. Но если есть более логичный вариант, то назовите :) Косвенным доказательством может служить то, что всегда WPI4<WPI5, можете попробовать это проверить экспериментально, мне лень :)
Наверное, можно говорить об относительных изменениях коэффициента продуктивности (в процентах от начального, dPI/PI).
Ответьте на простой вопрос: откуда вы берете радиус, когда подставляете в формулу Дюпюи, и от чего он при этом зависит? Очень сомневаюсь, что он у вас динамический и зависит от фильтрационных характеристик. Говорить о радиусе вне контекста формулы Дюпюи смысла нету.
Хорошо что крыса меня понимает, уже неплохо.
Площадь нефтеносности на скважину это прямое следствие системы разработки (обратная велчина количеству скважин). Радиус дренирования и неустановившийся режим - это влияние на ваш разум книг по ГДИ, как только волна возмущения достигла пресловутого "радиуса дренирования" начинается власть установившегося режима. Какова его роль на разработку? Наибольшее влияние это при запуске скважины (на глаз первый месяц работы я всегда пропускаю при анализе), а дальше изменения вызванные сменой режима не так важны. Можно и уточнить про половину расстояния между скважинами - я могу показать формулы где есть это "уточнение", но это не меняет существенно физической основы.
Откуда берутся недренируемые запасы.
Уж точно не из-за радиуса дренирования. Недренируемые запасы - это часть пласта который гидродиамически не связан со скважиной (пресловутый коэффициент сетки скважины) или связанная часть пласта, но не имеющая источников давления (это то что называется "пласт вскрыт, но не работает"). Например, если вы возьмете пятиточку и посчитаете её на модели у вас будую отобраны все запасы в вашей модельке. Что кстати вызывает шок у новичков. "А где же недренируемые запасы?". Статья кажется была в нефтяном хозяйстве где чудак один искал недренируемые запасы в пятиточке и сначала не нашел их, а потом уж понавводил критериев которые позволили нарисовать картинку.
Касательно ГД симуляторов, то как верно отметил крыса, в них нет ни радиуса дренирования (что ещё терпимо) и нет коэфициент продуктивности. То есть, они конечно есть, но в лоб не расчитываются.
Как все таки расчитать -
Для это берем один слой модели и свойство "давление" и прослеживаем в произвольном направлении от скважины по ячейкам. Там где мы упираемся в геологическое ограничение - там и расстояние до контура. Там где мы приближаемся к добывающей скважине берем максимальное давление (отнесение дренируема ли ячейка конкретной добывающей скважиной основа расчета "площади дренирования", реализованная например в ResView. Всё просто, берем шарик, ставим в ячейку, к какой скважине шарик покатится, та и есть). Сложнее с нагнетательными скважинами. Максимум давления это забойное давление нагнетательной скважины. Поэтому прослеживая профиль давления, ищем место где воронка депрессии сходится с воронкой нагнетания.
Теперь очевидная проблема - в какую сторону не начинай отсчёт расстояние будет разным (например, на юг 200 метров (разлом) на север 400 метров (добывающая скважина), на восток 230 метров (нагнетательная). А ещё если учесть что слоев в модели у нас больше одного :) Кароче всё сложно. Разные расстояния и разные давления на контурах питания. Связать это с ГДИ маловозможно. Остается только повторять ГДИ в модели. Только вот что делать когда радиус и давление по ГДИ не совпадает с моделью? А почему собственно они должны совпасть :) Это было есть и остается плевком в сторону ГД симуляторов, которым приписывается "технологичность".
Я попросил бы переводить полностью и с большой буквы, либо не переводить вовсе. И у меня имя вообще-то в профиле написано, если целиком писать так уж неудобно.
В таком случае вытеснение запасов вообще не учитывается. Я бы проводил контур питания прямиком через нагнетательные скважины и по середине между добывающими (ну и еще разломы всякие надо учесть, если есть). А давление бы брал усредненно вдоль контура. Радиус бы считал как корень квадратный из (площадь ограниченная контуром питания делить на Пи).
По-моему, решаемо описанным выше способом.
Радиус в ГДИ по-моему тоже подсовывается извне, а не получается в результате интерпретации. Давление по ГДИ имеется в виду забойное или интерпретированное пластовое? Пластовое "на контуре" должно по идее соответствовать, если мы принимаем результаты ГДИ. Другое дело, что контур-то мы определяем как попало, ну и поэтому ничто не мешает контур подогнать под ГДИ, а не саму модель. Вообще зачем заговорили про модели, раздули непонятно что из, казалось бы, простого вопроса. :)
этот метод был известен еще нашым дедушкам наверно и если нету ничего то для первого приближения может и подойдет, но задавались ли вы когда либо вопросом насколько это сопоставимо с реальным обьемом дренирования?)
Нет не задавались, т.к. это неконструктивно. Потому как понятие "радиус дренирования" уже включает в себя некоторые приближения, отдаляющие нас от "реальных объемов дренирования". Если вам известен метод расчета радиуса дренирования (хоть дедушкинский, хоть нового поколения) с учетом фильтрационных свойств (ну или чего вы там еще писали), приведите пожалуйста, просветите нас. А главное, куды потом пихать этот радиус дренирования, как не в формулу Дюпюи?
а чем нас не устроит зона дренирования/закачки, рассчитанная в ГД симуляторе из условия неперетока, по линиям тока (или наоборот))? это если говорить о модельном радиусе дренирования. найти площадь, привести ее к кругу с радиусом R. а оттуда уже можно и коэф-т продуктивности посчитать модельный. давление на контуре взять среднее в этом регионе дренирования.
sander-а, по-видимому, не устроит тем, что модель не учитывает "недренируемые запасы". А меня тем, что я не понимаю, зачем оно надо? :) При подборе кандидатов под ГРП, меня интересует Qдо и Qпосле, это модель может дать и без всяких радиусов и т.п. Конфигурация скважины (скин перфораций например) на прогноз при этом выбирается по статистике по результатам адаптации аналогичных мероприятий на других скважинах, и никак иначе. Шарлотанство типа "а давайте поставим скин -4" не принимается. А прирост какого-то модельного коэффициента продуктивности не интересен с практической точки зрения.
насчет "зачем нужно" согласен, что незачем, и это вытаскивание радиуса и давления из многослойной и многоячеистой (слово то какое) ГД модели и впихивание в одну формулу Дюпюи для установившегося режима - изврат какой-то. но попросили промысловики дать количественную оценку изменения Кпрод от предлагаемого мероприятия. и спасибо им, дали повод задуматься)
Ответ типа "Кпрод возрастет в 1.2 раза" их не устроит? :) Для этого не обязательно заморачиваться с этими радиусами, достаточно поделить дебит до на дебит после. К тому же, я сомневаюсь, что для промысловиков имеет значение, по модели это сделано или аналитически, главное чтоб было логичное обоснование, а не цифры с неба.
есть же формула радиуса исследования скважины, подставить туда время достижения полуустановившегося режима вот и будет радиус дренирования
я не спорю что радиус дренирования очень условная величина, суть которой подразумевает что например на растоянии 250 м от скважины нефть движется к забою, а на расстоянии 251 м нефть неподвижна, это сложно представить и обяснить если речь не идет о высоковязких нефтях когда в игру вступает "градиет сдвига", но я не об этом хотел сказать а о том что если нас интересует этот "условный радиус" то оценить его можно построив стримлайны например и увидеть дренируемые и слабо дренируемые зоны и честно говоря ни разу не встерчал чтобы стримлайны четко и равномерно смыкались на границе геологического барьера и по середине между скважинами, хз, может такие однородные пласты не встречались или модели все неправильные... более того линии тока тоже динамично изменяются при изменениях в системе скважина-пласт, что на мой взгляд вполне закономерно.
Теоретически да. Практически же, КВД с нормальной радиалкой-то считается праздником, а тут надо полуустановившийся режим. К тому же, брать радиус дренирования по результатам КВД и переносить его на все скважины - это тоже значительное приближение, ничем не лучше "дедовского метода". Ну и, конечно, длительное КВД с выходом на полуустановившийся режим на всех подряд скважинах ради какого-то радиуса никто делать не будет.
Действительно, сложно, тем более что суть радиуса дренирования не в этом. Вот скажите мне, где еще, кроме формулы Дюпюи, фигурирует этот радиус??? Радиус дренирования - это расстояние, на котором воронка депрессии перестает расти и либо равномерно понижается (установившийся режим без подтока извне), либо остается постоянной (полуустановившийся режим с подпиткой извне). Последний случай подразумевает приток извне (как с водой так и с нефтью, без разницы).
Вы предлагаете строить модель трубок тока, чтобы определять радиус дренирования и потом подставлять его в формулу Дюпюи??? Зачем нам тогда здесь формула Дюпюи и вообще этот радиус, если есть адекватная модель трубок тока???
нет конечно) Дюпюи? ты кто такой, давай до свидания) в том то идело я ж говорю
Ну тогда, либо я чего-то не понимаю, либо вы непоследовательны в своих высказываниях. Тогда вам надо было вместо
отвечать "зачем нам радиус дренирования? считайте стримлайны!"
Я бы обратил внимание дискутирующих на тему, в которой задается вопрос "Подсчёт запасов". То есть речь о "квадратиках вокруг скважины", и здесь что может быть лучше половины расстояния? :)
да, вы правы недопонимаете. дело в том что если бы стоял вопрос "нужен ли нам радиус дренирования?" я бы ответил про стримлайнс, а когда ставится вопрос "от чего он зависит?", то не смотря на то что он нам не нужен, он все же от чего-то зависит... или вы другого мнения?
несомненнно для геолога отсечка 0,5 это золотое правило ( при чем и после работы тоже:) )
эге-ге, ребят, вы как раз вовремя тему подняли. вот тоже сидел недавно в руковдстве по PanSystem, никак не мог разобраться как вычислять наклон "m" - тангенс что-ли, и в каком графике это имеется ввиду - Семилог или декарт. Только мне не радиус надо, а площадь. Так как m и m* считать?
Наклон m это тангенс, да. Подозреваю, что со звёздочкой - декартов, без звёздочки - семилог. Можно было ответить точнее, если увидеть предыдущие странички. Так на память я не помню.
Вычислять по фактическим точкам ИМХО можно по-разному, смысл в том, что через точки по какому-то алгоритму проводится линейный тренд вида y=mx+b. Можно нарисовать на бумажке, провести "на глаз", померить угол и посчитать тангенс :)
я тоже так подозреваю. а размерности и единицы измерения кто знает, какие в формулах в этих? может есть какая другая, русская формула с русскими единицами? Дайте информацию, будьте человеками... И еще - Дитц фактор через площадь, площадь через радиус. А радиус????? Волевым решением бруть половину расстояния между скважинами?
и что такое стримлайны? где почитать об этом?
Давайте решим задачку. Скважине 3339 "повезло" с радиусом, он равномерный 250 м. А как быть скважине 4337? С одного конца 250 м, с другого 60. И каков радиус?
А все скважины на один пласт работают? 2414 и 4337 например.
Я бы нарисовал полигон Воронова по половине расстояний между скважинами, затем посчитал площадь получившейся фигуры, посчитал бы радиус круга с равной площадью и этот радиус применял бы в формуле с поправкой дитца. а сам коэффициент shape factor подобрал исходя из положения скважины в получившейся фигуре (больше подходит треугольник со скважиной близкой к вершине)
Страницы