Может ли остаточная нефтенасыщенность возрастать с ростом проницаемости в водосмачиваемом коллекторе?
Есть такие наблюдения на ОФП. Статистика очень мала, но уж очень явная зависимость. Зато трудно уличить данные Кво в неточности (может, и можно, но не знаю, как). Особенностью эксперимента было то, что там в конце для достижения максимально возможной водонасыщенности увеличивали скорость закачки воды. С 2 до 38 см3/мин. Получался Rate Bump - резко растущая Кво при минимально растущей водонасыщенности. Эксперимент проводился в США.
Другой источник данных об остаточной нефтенасыщенности - капилярные кривые при вытеснении нефти водой (на других образцах, естественно). Там такой зависимости не наблюдается, но вообще практически не наблюдается никакой зависимости, точек всего 7-8, никакой корреляции почти не видно.
По идее остаточная нефтенасыщенность не должна возрастать с улучшением коллекторских свойств
По своему опыту могу сказать, что в фобном коллекторе при увеличении проницаемости происходит уменьшение суммы (Кво+Кно). При этом относительная доля Кно увеличивается. Это отличительная особенность именно фобных коллекторов. В фильном коллекторе такого быть не должно.
Может, если размер пор будет больше при сохранении таких же размеров каналов между ними. Пористость и проницаемость выше, защемленная нефтенасыщенность также увеличится.
хм. ну да, вполне приемлемое объяснение. сейчас мы пытаемся связаться с КорЛаб на тему как они сами объяснили бы это дело. но мы вообще не заказчики работы, там шеврон оператор, так что получение ответа займет некоторое время.
фишка еще в том, что все 11 экспериментов в диапазоне проницаемости - 2-13 мД. это большая часть всего пласта (45%), но, все-таки, есть и сильно выходящие за этот диапазон значения. то есть, я вот не думаю, что такую зависимость (логарифмический рост Sor(К)) можно экстраполировать в диапазоне от 1 до 400 мД. есть где-то предел, после которого размеры каналов тоже будут расти, а вот как ты его определишь - фиг знает(.
это единственная загвоздка в почти готовой модели для end point scaling-a
Вообще-то, проницаемость определяется как раз диаметром горловин поровых каналов. Если диаметр пор будет увеличиваться, а при этом диаметр горловин поровых каналов будет оставаться таким же, то это повлечет за собой увеличение общей пористости при неизменной проницаемости.
Сопоставить диаметр пор и горловин поровых каналов можно при выполнении ртутных ККД и ЯМР-исследований на одних и тех же образцах. Ртутные ККД дадут распределение диаметров горловин поровых каналов, а ЯМР-исследования – распределение пор по размерам. Таким нехитрым образом объяснили почему при увеличении пористости в некоторых случаях наблюдается уменьшение проницаемости.
[quote=tikiero]
Вообще-то, проницаемость определяется как раз диаметром горловин поровых каналов. Если диаметр пор будет увеличиваться, а при этом диаметр горловин поровых каналов будет оставаться таким же, то это повлечет за собой увеличение общей пористости при неизменной проницаемости.
Сопоставить диаметр пор и горловин поровых каналов можно при выполнении ртутных ККД и ЯМР-исследований на одних и тех же образцах. Ртутные ККД дадут распределение диаметров горловин поровых каналов, а ЯМР-исследования – распределение пор по размерам. Таким нехитрым образом объяснили почему при увеличении пористости в некоторых случаях наблюдается уменьшение проницаемости. Месторождение по площади большое, если честно, не помню какая там разница в глубине от верха до низа (из дома пишу. порядка тыщи метров наверное). Все образцы взяты из скважины довольно низкой по склону, то есть, там уменьшение порового объема изза компакшна было очень сильным.
Если исходить из порядка - вначале миграция нефти, а потом компакшн, то может получится так. Больше всего нефти изначально мигрировало в большие поры. При сжатии в них же и осталось больше нефти и вытеснилось меньше воды в процентном соотношении. Далее опять же могли произойти процессы изменения смачиваемости и тд.
Так в принципе может быть?
мне просто чтобы идти дальше, нужно объяснить, что увиденную зависимость я не могу применить либо потому что не верю результатам эксперимента (подрядчики пока молчат), либо потому, что она явно применима только в узком диапазоне. что может, и неважно, тк в итоге я просто возьму какое-то константное значение для миддл-хай-лоу кейс, просто интересно).
[quote=tikiero]
Вообще-то, проницаемость определяется как раз диаметром горловин поровых каналов. Если диаметр пор будет увеличиваться, а при этом диаметр горловин поровых каналов будет оставаться таким же, то это повлечет за собой увеличение общей пористости при неизменной проницаемости.
Сопоставить диаметр пор и горловин поровых каналов можно при выполнении ртутных ККД и ЯМР-исследований на одних и тех же образцах. Ртутные ККД дадут распределение диаметров горловин поровых каналов, а ЯМР-исследования – распределение пор по размерам. Таким нехитрым образом объяснили почему при увеличении пористости в некоторых случаях наблюдается уменьшение проницаемости. Месторождение по площади большое, если честно, не помню какая там разница в глубине от верха до низа (из дома пишу. порядка тыщи метров наверное). Все образцы взяты из скважины довольно низкой по склону, то есть, там уменьшение порового объема изза компакшна было очень сильным.
Если исходить из порядка - вначале миграция нефти, а потом компакшн, то может получится так. Больше всего нефти изначально мигрировало в большие поры. При сжатии в них же и осталось больше нефти и вытеснилось меньше воды в процентном соотношении. Далее опять же могли произойти процессы изменения смачиваемости и тд.
Так в принципе может быть?
мне просто чтобы идти дальше, нужно объяснить, что увиденную зависимость я не могу применить либо потому что не верю результатам эксперимента (подрядчики пока молчат), либо потому, что она явно применима только в узком диапазоне. что может, и неважно, тк в итоге я просто возьму какое-то константное значение для миддл-хай-лоу кейс, просто интересно).
ничего не понимаю, где редактирование?
Вы правы. А что такое ККД?
У меня просто возникло еще одно предположение.
Deep Water, Gulf of Mexico. Гидростатическое давление 20 000 пси. Геолог и петрофизик считают, что очень сильное влияние на распределение пористости оказал процесс compaction. Месторождение по площади большое, если честно, не помню какая там разница в глубине от верха до низа (из дома пишу. порядка тыщи метров наверное). Все образцы взяты из скважины довольно низкой по склону, то есть, там уменьшение порового объема изза компакшна было очень сильным.
Если исходить из порядка - вначале миграция нефти, а потом компакшн, то может получится так. Больше всего нефти изначально мигрировало в большие поры. При сжатии в них же и осталось больше нефти и вытеснилось меньше воды в процентном соотношении. Далее опять же могли произойти процессы изменения смачиваемости и тд.
Так в принципе может быть?
мне просто чтобы идти дальше, нужно объяснить, что увиденную зависимость я не могу применить либо потому что не верю результатам эксперимента (подрядчики пока молчат), либо потому, что она явно применима только в узком диапазоне. что может, и неважно, тк в итоге я просто возьму какое-то константное значение для миддл-хай-лоу кейс, просто интересно).
ККД – кривые капиллярного давления.
Ваше предположение о процессе «компакшна» останется всего лишь предположением до тех пор пока вы не получите исследования керна, подтверждающие выдвинутую гипотезу.
Вообще, у меня явно недостаточно исходных данных для того, чтобы делать какие-то выводы на основании которых нужно принимать решение. Но, исходя из имеющейся у меня информации, я бы на вашем месте сказал следующее: «Недостаточно данных для того, чтобы дать однозначный ответ. Для того чтобы подтвердить (или опровергнуть) гипотезу о «компакшне» необходимо провести дополнительные исследования керна, которые должны включать в себя исследования ЯМР и ККД на одних и тех же образцах».
В мексиканском заливе чтобы понять компакшен надо посмотреть на разницу пластового давления и вертикального стресса, а во-вторых на температуру. Если больше 220F и больше 3000 psi net confining stress то обычно проявляется сильный диагенез.
Чтобы не плодить кучу тем, спрошу тут...
Сейчас анализирую модель (эклипс) от подрядчиков - в ней сразу обнаружил, что введена куча таблиц SATNUM - фактически под каждую скважину сделана своя таблица (сделана привязка регионов боксами в дата-файле), и параметры в них (Krw, Pc) не поддаются моему пониманию, только первая таблица соответствует лаб. данным, но фактически она работает только в "чистом поле". А так-то модель садаптирована неплохо, если смотреть чисто на графики :) Собственно вопрос: этому может быть какое-то обоснование физическое или это "читерство"?
Такое делают, если не очень дружат с масштабированием фазовых. Посмотри, отличаются ли начальные и конечные точки фазовых. Регионы часто нарезают по пористости. Поставь фильтры по каждому SATNUM и зацени что там с ней твориться.
Сначала проверьте на инициализацию - запустите модель на пару лет раньше начала работы первой скважины, если инициализация верна, то перераспределения насыщенности и давления не будет. Если видно, что давление и насыщенность меняется без помощи работы скважин - инициализация не коректна.
Если в регионах не правлены концевые точки и запасы (как геологические, так и извлекаемые) не изменены, большого криминала я не вижу. Другое дело обычно задают куб Krw, зачем SATNUM то рисовать).
Ну в конец, спросите у подрядчиков обоснование выделения фаций.
с сатнумами у эклипса меньше несходимостей. хотя если грамотно отмасштабированы концевые точки особой разницы не должно быть. под каждую скважину городить таблицы имхо читерство. получается хистори матчинг ради хистори матчинга.
Не стал бы называть это читерством, если постановка задачи в ТЗ звучала как достижение бесконечно малого расхождения с фактом... На что и указал Доржи, адаптация ради адаптации. Но это не меняет результата - для прогноза такое почти наверное непригодно.