Вообще-то этим занимается отдел разработки, но для общего представления. Исходные данные для расчёта предосталяет Заказчик. 1.Вот порылся в базе, нашёл пористость. Какая она, открытая, эффективная, а может вообще, общая? Основной объём исследований делается для подсчёта запасов и КИН. При бурении эксплуатации керн это редкость. Все данные по пористости это корреляция. Что будет делать интерпретатор, в отчётах так и напишет, пористость.
2.Эффективная мощность, а если нет потокометрии, значит возьмут весь интервал перфорации. Жизненно?
3.Сжимаемость нефти, скелета породы, с этим проще, а вот сжимаемость газа в исходных соответственно и в отчётах отсутствует. Почему?
4.Обводнённость конечно дам устьевую. Кто-то будет пересчитывать на истинную?
5.Газонасыщенность. Тут вообще тёмный лес, при подсчёте принята нолевая. А уже заметили, что при увеличении на 0,1 скин растёт вдвое.
Вопрос, что критично, а что интерпретация сгладит.
3. Если имеется ввиду коэффициент сверхсжимаемости пластового газа, то в нормальных (обычно импортных) отчётах PVT этот параметр определяется экспериментально. В наших отчётах это не часто есть. Часто его считают по палеткам или по УС. А иногда вообще не приводят ))) Хотя это главный подсчётный параметр.
1. В подсчетах запасов, ТЭО КИН и т.п. используется "обычная" открытая пористость. За эффективной, динамической - надо лезть непосредственно в отчеты по исследованию керна.
2. В таком случае, должен браться не интервал перфорации, а эффективная мощность по результатам РИГИС в интервале перфорации. Интерпретация ГДИС в любом случае подразумевает во все стороны однородный пласт.
3. Если нет газовой шапки и добывается попутный газ, зачем она нужна? Когда газ с жидкостью находятся в контакте, при изменениях давления и температуры одна фаза переходит в другую, компонентный состав и PVT-свойства газовой фазы меняются, физический смысл сжимаемости газа как константы теряется. Для исследования пласта имеет смысл сжимаемость пластового газа.
4. Что имеется в виду под истинной обводненностью? Кривая фракциального потока что ли?
5. При подсчете принята нулевая - значит какого-либо подтверждения естественной газовой шапки нет. При многофазной интерпретации должны учитываться ОФП, при изменении насыщения скин меняться не должен, потеря продуктивности учитывается через ОФП. А вообще, я лично не очень верю в многофазную интерпретацию, т.к. ОФП для нее по науке должны браться с конкретно этой скважины. Если образовалась техногенная газовая шапка, то это уже другой вопрос, наполовину юридический.
В дополнение. Для ГДИС при интерпретации параметров пласта ключевой параметр - произведение KH. Общее KH по скважине. Возьмете завышенное H - получите заниженное K, и наоборот.
Сжимаемость газа входит в сжимаемость всей системы, а если газа много, то и определяет порядок. Я (да и наверно не только я) в исходных не даю, никто и не просит, состав газа, а сверхсжимаемость будет от него зависеть. Дам только начальное газосодержание, опять из подсчёта.
Обводнённость имеется в виду пластовая, на устье будет сильно зависеть от дебита, вязкости. А для расчётов, как понимаю, лучше ту, что внизу?
Да, если оставить пористость открытую, то надо ещё связанную воду учесть?
может я ошибаюсь, за одно исправьте. Как минимум 0.1 связанного газа в породе должно быть. Это даже если Рзаб>Рнас. А в случае Valer, так у них Рзаб<Рнас, там вокруг забоя куча газа в порах. Боюсь минимум 0.2. При увеличении Sg на 0.1 скин растет на 0.5-1.0. Проверял
с остальным с Wasteland Rat вроде согласен
При увеличении Sg на 0.1, Ct (сжимаемость системы) растет ВДВОЕ (!)
Да, ошибся.
В принципе есть какие-то номограммы, в том-же подсчёте запасов, связывающие ряд параметров с давлением, кто-то пользуется?
Если речь идёт о выделении газа у забоя, то это всё идёт в скин. В сжимаемости ПЛАСТОВОЙ СИСТЕМЫ не должно быть составляющей по газу.
Если речь идёт о газе в пласте, тогда это учитывается через сжимаемость и ОФП, и скин здесь ни при чём. Не надо всё в одну кучу мешать.
Лично я нет, т.к. там все зависимости и значения в среднем по больнице. Если интересует конкретный участок, лезу в отчеты по керновым и PVT-исследованиям конкретно по этому участку.
вы о чем вообще? В обоих случаях Sg - важнейший параметр, а все игнорируриют его, нулем обзывают.
А) по какой формуле? только ли у забоя? а может радиусом метров так в 100? (если Рзаб<<Рнас)
Б) все ГДИС взаимосвязано и как-раз в кучу намешано, одно за одно цепляется
а для какого расчета то?
Обоснуйте пожалуйста.
На этом форуме явно не хватает возможности редактировать свои сообщения.
Да, но через объёмный к-т дебит пересчитывается к пластовым. А для пересчёта обводнённости была от шлюмберже номограмка, неужто её нет в программном виде?
Интерпретация ГДИС основана на однородной модели пласта по всем свойствам - пористость, проницаемость, толщина, насыщение. Сверху на неё накручиваются условия на внешней границе (разломы, трещины, выклинивания и т.д.) и в призабойной зоне (загрязнение/трещина/несовершенство вскрытия). В общем случае газ делится на тот, который изначально был в пласте и тот, который выделяется в призабойной зоне скважины. Первый учитывается в сжимаемости и ОФП, второй в скине. Запихивать газ, который выделяется у забоя, в сжимаемость ИМХО неверно. Про 100 метров я очень сильно сомневаюсь. Основное падение давления происходит буквально в нескольких метрах от скважины, воронка ведь имеет логарифмическую зависимость.
В Сапфире отдельно задаются дебиты по нефти и воде в поверхностных условиях, которые затем пересчитываются к пластовым условиям через объемный коэффициент. Зачем нужен пересчет обводненности для интерпретации?
Попалась инструкция, советских времён, где приведена эта номограмма и рекомендовано воду пересчитывать . Завтра отсканирую, выложу. Там есть моменты и по дебиту.
Если давление посажено, газосодержание нефти скорее упадёт, помоему нет такого понятия, связанный газ. Тоесть то, что выделиться из нефти всплывёт в газовую шапку.
Есть такая общая фраза - при выделении из нефти газа, газ скапливается в породе и не начинает движения пока не образуют более-менее слошную среду. До достижения газонасыщенности 5%, газ недвижим. Источник не скажу, в моделировании часто делается задел на эти 5%.
Пористость по подсчёту 9%, нижний предел пористости для данного объекта при котором нефть движется 6,6%. если газ не всплыл, капец!
Ш.К. Гиматудинов Физика нефтяного и газового пласта, Недра, Москва 1971, страница 24 (начало книги - т.е. вы не открывали его вообще)
Критерий отсечения коллектора по пористости слабо связан с подвижностью флюидов при разных газонасыщенностях. За это отвечают капиллярные эффекты и соответственно фазовые проницаемости, от которых зависит подвижность (еще вязкость флюидов влияет). Но выделяющийся в пласте и застревающий в порах газ в любом случае негативно отражается на подвижности нефти и соответственно продуктивности скважины.
А вообще расчет у вас какой-то странный, пористость - это доля пустот в объеме породы, насыщенность - это доля флюида в объеме пустот, как вы их так сравниваете-то?
Вас просили обосновать, откуда вообще газ возьмется при Рзаб>Рнас. А не то, что газ остается неподвижным.
это рисунок для газовой залежи, если что.
хорошо, вот, далее по тексту
это не зависит, газовое или нефтяное месторождение. Это общие зависимости фильтрации 2х и 3х фазных жидкостей.
У нас 3х фазная фильтрация, а из рисунка видим, что 3х фазная фильтрация может существовать только при Sg [0.12; 0.29] (для месторождений, которые изучал Гиматудинов - к нашим +-50% от его диапазона).
Если сейчас опять скажете, что опять что-то не то привел и в породе нет связанного газа - читайте всего Гиматудинова сами, потом поговорим
я еще не нашел. поищу. Но вообще, если вам интересно, сколько Sg в породе при Рзаб>Рнас, надо к PVTшникам по-моему обращаться, или к геологам
transmega, а у вас образование вообще какое? что такое давление насыщения объяснить сможете?
а Sg само может существовать только при Рпл меньше Рнас
а если месторождение чисто газовое (метана 98%), что тогда третьей фазой будет?
Дейк, "Основы разработки нефтяных и газовых месторождений", стр. 56-57:
если газонасыщенность породы > 0.3 (см. треугольник), то фильтрация всех остальных фаз прекращается, и фильтрация чисто по одной фазе - газовой идет.Рассказать как пользоваться треугольником при 2х фазной? Допустим, Sg=0.2, Sв=0.95 (область вода-газ) и др?
На то это и форум, чтобы знаниями делиться, пользуйтесь на здоровье и будьте благодарны, если другие люди имеют другие точки зрения, отличные от вашей
Давайте, товарищ транс мега, расскажите нам "свою" теорию образования углеводородов, при которой в каждом пласте с УВ есть газ?
интересно же
не в каждом, я ж не совсем...
не путайте со свободным газом
не растворенный газ я имел в виду, а тот который по "теории трансмеги" всегда есть в пласте в виде остаточной газонасыщенности.
Мне не интересно, т.к. сколько себя помню Sg=0 в таких условиях.
ляпнул лишнего. При Рзаб>Рнас газа нет вообще.
но это не снимает проблемы. У меня вот 3\4 месторождений просажены. Про несколько метров с газом и логарифмическую зависимость в радиусе скважины это я выясню. Но даже если несколько метров, интересно бы выяснить влияние на принятую Ct и скин. Формула скина действительно "считает", что пласт однороден по мощности, пористости, насыщенности
это ж хорошо, что есть спор:)) а то скучно как-то без этого. говнецом покидались, книжки полистали, убедились
Просаживание ПЛАСТОВОГО давления ниже давления насыщения для пласта, который по проектному документу идет как нефтяной и разрабатывается на нефть, является грубым нарушением проекта разработки.
а вы меня еще и в турму хотите?:)) не, я просто пытливый интерпретатор и ни за что не отвечаю. пока что
хотя у некоторых заказчиков я бы посадил весь отдел разработки годика на 2. как раз хоть книжки почитают, саморазвитием займутся. а то похожи на жирных ленивых котов, прикрывающих свои задницы и просящие, чтоб им так насчитали, чтоб Рпл>Рнас. И скин хороший чтоб, и модель. Вообще во все лезут. Иногда мне кажется, что НГ компании отдали на аутсорсинг ГДИС только потому, чтоб легче прикрываться было. А мы со всей серьезностью... думаем что делаем полезное дело. Не все такие, но есть
Мы делали подобную работу. Пласт с газовой шапкой, высота залежи метров десять, хочешь не хочешь а давление придется держать ниже давления насыщения. Оценивали изменение общей сжимаемости системы опираясь на скважины стоящие около разлома. По этим скважинам мы точно знаем расстояние до границы(по сейсмике или по ранним гди когда давление еще не сильно просело), и в дальнейшем, при проведении просторных исследований, мы подтирали значение общей сжимаемости чтобы выходить на это расстояние, в итоге получали зависимость сжимаемости системы от пластов ого давления. Посмотри может у тебя тоже есть такие "реперные скважины"
Точнее сказать, этот вопрос не принимаеьтя во внимание при обосновании нижнего предела. Но если проницаемость мала, движения нефти нет, никто не примет за коллектор.
По расчёту пересчитал, да, всего 0,5% от эффективной до начала всплытия. Хотя откуда эта цифра, может у кого-то есть зависимость от вязкости, нефть-то разная.
Ну знаете, а если по проекту на естественном режиме, без ППД?
Вернёмся, к теме?
Вот пересчёт обводнённости, стоит пользоваться?
А порядок Ct можно озвучить?
Кстати, по поводу Р пластового, была тема, помоему так и не договорились где оно, на контуре или средневзвешенное.
Кстати, если воспользоваться треугольником, любезно выложенным transmega, то скорее речь пойдёт о 30% газонасышенности, пока нефть может двигаться, падение давления будет распространяться на большуб площадь и снижение Р пластового соответственно будет небольшим. А вот когда движение нефти из-за газонасышенности прекратиться, небольшая депрессия вызовет значительное снижение Р пластового в районе скважины с сопутствующим эффектом выделения газа в свободную фазу.
...не все нефтегазовые залежи имеют давление насыщения равное пластовому. Быват когда и хочешь и есть возможность добывать при Pзаб>Ps )))
Существуют отдельные критерии отсечения по насыщению. Вместе критерии отсечения по пористости и по насыщению всё учитывают.
У меня вызывает сомнения формула 4.18, которая фактически говорит, что скорость фазы равна дебиту фазы в пластовых условиях (угу) делить на площадь сечения (пока логично), делить на долю фазы в потоке в пластовых условиях (???) и на 4 (???).
Вот ещё, все отчёты объёмный по нефти из проекта-подсчёта. А имеем зависимость, давление ниже первоначального и прилично. Кто-то ориентируется на подобные исследования?
Страницы