Сен 12
Уважаемые коллеги. Как Вы относитесь к различным PVT-свойствам и/или фазовым по регионах в пределах одного гидродинамического объекта разработки?
Пример. Есть блок месторождения где по разным скважинам получено разные результати проб по исследованиях (отличие в составе смеси, разное конденсатосодержание и.т.д), при осреднении которых получаем неплохую сходимость Hystory Matching по блоку в целом но по скважинам показатели подгуливают плюс-минус. Есть ли смысл задавать регионы з разными свойствами и имеет ли это физический смысл?
Опубликовано
20 Сен 2012
Активность
40
ответов
5609
просмотров
10
участников
0
Рейтинг
Контекст
Eclipse x221
если залежи разные, разделенные разломами, с разными контактами, то конечно без проблем.
нет в том и дело что это один блок без разломов и с одним контактом соответсвенно...
Глубины сильно различаются? Есть ли какая-нибудь зависимость с глубиной? Нарпимер в купольных скважинах, больше газовый фактор, меньше вязкость и пр...
если поискать всегда можно парочку разломов найти :)
а вообще какой там разбег в пвт свойствах?
на глубине порядка 3000м разница в лубинах 10-20м при еф. толщине пласта около 25м. имеется ввиду за счет гравитационного распередения, да согласен есть такое
да нет, думаю искать черную кошку в темной комнате не стоит)
главный разбег в опреденном по результатам исследований конденсатосодержании на порядка 20% ну и немножко компонентный состав газа, плотность конденсата. но вот повторюсь при осреднении данных для таблиц PVTG, PVDO и т.д. по объекту как бы бьется с историей но отдельные скважины немного подгуливают, соответсвенно и для прогноза по этим скважинам будет заметный скачок КГФ...
(при чем что важно скважины введены практически одновременно, они как бы первыми были на этом объекте)
при 20% я бы не заморачивался
обосновать сможете различие свойств? нету
Скорее всего качество проб и анализов = вариация параметров
Из-за таких отличий. особенно если нет непроницаемых границ внутри залежи, точно не стоит делать несколбко регионов PVT в модели. Попробуйте проследить зависимость Pb, Rs с глубиной, которые легко замоделировать в симуляторе и вперед.
+1, меньше регионов, меньше проблем.
А то что адаптация немного несходится, это не факт что только из-за PVT.
ну реально все бьется кроме WOGR/WOGRH, на что тогда грешить еще?
При подсчётах всегда принимается осреднённые величины, поскважинных подсчётов пока не требуют. Параметры конечно гуляют, тем более такой, как конденсатосодержание.
Меня разработчики иногда просто "убивают". Сделаешь им обоснование параметров, создашь модель - загляденье, со всеми экспериментами всё бъётся, всё супер. А они - "у нас всё нормально, это ваши флюиды во всём виноваты, давайте увеличим газосодержание вдвое, без изменения других параметров, и тогда у нас сойдётся добыча!" А на основании чего мы будем повышать, есть эксперимент хороший, а тем более без связи с другими параметрами!
Итц фантастиш!
Если поскважинно газосодержание лишь подгуливает, а в целом по месторождению все бьется, я бы оставил все как есть. А вообще надо смотреть в каких скважинах и когда начинает расходится. Если в пласте однофазный поток, то с газосодержанием особо ничего не сделаешь, кроме RSVD и пр. Если двухфазный, то кривим фазовые.
полностью согласен
А вот насчет этого: у нас есть 6-7 сэмплов отобранных из сепаратора из 6-7 скважин в начале 90х. на всех провели ССЕ. Уравнение состояния матчит все ССЕ. генерируем блэк ойл таблицы, загоняем в симулятор -> газовый фактор по всему месторождения завышен на 70%. в конце концов я больше верю замеренной истории добычи за последние 20 лет, нежели устьевым сэмплам отобранным когда то давно. и поэтому мне показалось нормальным подправить в таблице PVTG конденсатосодержание газа, не изменяя обьемного фактора и вязкоzти. и все отлично сошлось
Позвольте, Вы действительно уверены, что за последние 20 лет велся детальный учет добываемого газа?
И те объемы, что были сожжены на факелах, тоже известны и учтены?
Это ведь довольно смело, забраковать все пробы флюидов, отобранные на этапе ГРР.
Нужно взвешенно и осторожно относиться к отбору и исследованиям проб. Очень много брака связано с отбором проб именно на рекомбинацию (на сепараторе) т.к. от того какой мы выберем GOR такие и PVT данные в итоге получим. Однако если пробы забраковать не удаётся, то у вас нет причин верить больше добычи, чем эксперименту. Как правильно замечено, ещё неизвестно на каких замерах строится эта добыча, на сколько они точны? Например, если рассматривать нашу страну, то у нас много родной специфики, как-то: 1. Сжечь "лишний" газ и скрыть это от госорганов; 2. своровать нефтишки и отправить эшелон за границу ))) Учли ли вы такие события? Даже приборы постоянного учёта на скважинах врут. А контроль на ППГ чаще не даёт положительного эффекта т.к. учёт ведётся по нескольким пластам а то и месторождениям.
Кроме того, подумайте какие вы предложите обоснования своим действиям - фактически отказавшись от экспериментальных данных и полностью доверившись добычи? Тогда может проще вообще ничего не мерить? Взять подкрутить нужные параметры в симуляторе, и вуаля - добыча сошлась! Ведь это "Главная" задача каждого разработчика. Так почему же все охают, когда видят, что ГДМ хорошо описывающая факт и историю постоянно врёт при прогнозе? Не по этой ли причине? Тогда зачем нужны вообще эти ГДМ, если мы ничего не можем предсказать? Какова точность ГДМ построенных в России сейчас? Задайте этот вопрос экспертам, и услышите очень грустный ответ )))
Кстати, некоторые сэмплы, как вы говорите, "отобранные давно" могут часто 100 очков форы дать нынешним исследованиям, в которых от профессионализма ничего не осталось. Были спецы и раньше, и умели выдавать высокого качества результат.
Ну а уж
"и поэтому мне показалось нормальным подправить в таблице PVTG конденсатосодержание газа, не изменяя обьемного фактора и вязкоzти. и все отлично сошлось"
вообще не выдерживает никакой критике. Именно про такой случай я и писал в предыдущем сообщении. Все параметры пластовой системы взаимосвязаны между собой. Видя вясокую плотность нефти легко предположить, что и вязкость этой нефти также будет высокой. Поэтому рассуждая
"вижу плотность 950 кг/м3, и вязкость 1600 мПас, но последняя меня не устраивает, т.к. не сходится добыча! и поэтому "мне кажется не будет ничего страшного, если я возьму вязкость 50 мПас! И О Волшебство! У меня вся добыча сошлась! Значит я всё правильно сделал!"
можно очень далеко зайти :)
P.S. возможно я утрирую в деталях, но общий смысл надеюсь донёс ))
Каждый хвалит свое болото, говоря что ошибка может быть у оппонента...=)
А ведь может быть и косячная добыча и косячные пробы =) На самом деле нужно решать конкретные случаи в группе специалистов. И уже исходя из доводов спецов искать нечто среднее =)
А вообще, бывает, что все поскважинные пробы один в один? Что-то плохо в это вериться.
Редко. Но нужно разбираться почему они разные. Причин может быть миллион. От качества проб до дифференциацией свойств. Хотя конечно проще взять среднее, по одной пробе 100 м3/м3 по второй - 300, среднее 200. Ураа! У меня всё получилось! )))
С хорошим качеством отбора и невысокими Rs бывает очень хорошая сходимость. Только качество отбора в России очень низкое.
Похоже самый главный коэффициент в расчётах это человеческий фактор! Кто-бы формулу для его расчёта предложил.
Если человеческий фактор обозначить за Ч, то нужно чтобы Ч --> 0 стремилось к нулю ))
честно говоря я не в восторге от качества проб и результатов их обработки у нас. НО согласен с visual73 что учет добычи весьма условный особенно в те "лихие и буремные года" когда налево было правое дело, а разработчики (тоесть мы) имея на руках данные с мокрой печаткой об обьемах добычи за которые уплочены налоги и никуда не можем детса от того чтоб плясать именно от добычи поэтому и проще обосновать что пробу отбирали в полнолуние в 13-й день по лунному календарю и не учитывали гравитацию луны поэтому она некондиционная или там не отображает реальных свойств системы поэтому свойства принимает по фактическим данным експлуатации нежели сказать госорганам "а вы знаете мы добыли еще n кубом газа, нефти и прочего, кое-что спалили на факел кое-что в бак себе залили но не записали в рапорт")))
Похоже, начинаю понимать, что модели имеют вероятностный характер. И величина вероятности обратно пропорциональна фактору "Ч". А его к нолю только ядерной бомбой.
Кстати, просветите, где-то есть информация о суммарной вероятности модели?
собственно никакой вероятности и нет. Строится модель, которая идеально описывает факт. Через два года появляются новые данные, и модель летит в мусорку ))
Как кто-то сказал "мы научились моделировать фактические данные, но ещё не научились прогнозировать будущее" ))) Так что всех модельеров, моделистов и всех других занимающихся модельным бизнесом ))) нужно сокращать и гнать строить БАМ. А я быстренько переквалифицируюсь в экспериментатора, у меня PVT рядом )))
Чото ты загнул про "идеально описывает факт". Чаще под завершением гидродинамической модели понимают следующие отклонения: добыча нефти на последний расчетный шаг (суммарная!) +/- 5%, накопленная добыча нефти на последний шаг +/- 5%. По скважинам, накопленная добыча 80% фонда скважин должно иметь отклонение в накопленной добыче нефти +/- 10%.
Если есть жесткий выбор между исходными данными и добычей, выбирать для коррекции надо исходные данные, потому как цель моделирования - это прогноз добычи, рисованной не рисованной, с человеческим фактором или без - это интересные разговоры для пьянок.
почему же с некоторой вероятностью будущее можно прогнозировать. собсна я этим эанимался - строил распределения вероятностей параметров, подставлял в шаблон и прогонял модель, получались различные прогнозы с вероятностью от P0 до P100. потом начинался менеджмент рисков - что надо сделать, чтобы сузить распределение вероятности такого то параметра и сколько это будет стоить. в общем достаточно интересно.
Любое измерение (это уже к экспериментатору) имеет случайный характер. Сейчас говорят неопределённость измерения. Суммируясь, эти неопределённости дают разброс от-до. Какой смысл измерять до 4-го знака, если неопределённость измерения 80%? Эти 20% унесут далеко. Тем более, при небольшом количестве определений.
Сказать с некоторой вероятностью это ничего не сказать. С некоторой вероятностью я завтра проснусь президентом компании. Дайте миллион, с первой получки отдам. Дадите?
хехе, это вероятность P0, как только достигнет P60, может и дадим.
"может" - это тоже вероятность ))
В чудо не верите?! А я должен модели с фактором Ч верить!
тут не игра веришь не веришь, тут обычная теория вероятности.
Тут мне кажется чуть другой аспект. Можно варьировать варьируемое и насчитывать вероятности, выделять P10, P50, P90, но когда появляются данные добычи теория вероятности сменяется теорией невероятности. Также в случае с лабораторными данными и прочим "предварительным" материалом. Ценность лабораторной информации на начальном этапе уменьшается к конечной стадии разработки (факт свершился).
Говоря об анализе чувствительности по ГДМ. В условиях, когда входные параметры варьируются как угодно, лишь бы сбить (ОФП, PVT), он весь летит в трубу.
Вот с этим я категорически не согласен. Где вы такое видели? Примеры?
Если отбор проб качественный и анализы PVT хорошие, то отличие этих данных от свершившегося факта заключается в погрешности измерений и (самое главное) отличии реальной среды от модельной. Но все эти отличия мизерны в сравнении например с неопределённостью по параметрам породы в межскважинном пространстве, которая кстати не снимется даже при выработке всего месторождения под "ноль"! И определить кто же всё же виноват керн или сейсмика вряд ли получится. PVT - это факт, от которого не получится просто так отмахнуться. Голословные "это плохие данные" не подходят.
гдм да и любая модель это не вещь в себе, это все го лишь инструмент для принятия решения. если где то надо так загнуть ОФП чтобы что-то сбить, значит надо думать откуда ноги растут и что сделать чтобы уменьшить эту неопределенность - провести новые анализы, исследования и прочее.
Да я как-то уже с тобой переписывался на эту тему. Ты слишком много внимания (видимо в силу своей работы) уделяешь PVT. Я же работаю чисто с нефтяными месторождениями и нам кроме примитивных плотности, давления насыщения, газосодержание, вязкость, объемный коэффициент ничего и не надо. Поэтому про проблемы PVT мимо гуляю.
Скорее я имею в виду ОФП, которые мы определяем ДО начала заводнения, чтобы там снизить риски (говоря языком менеджмента), а вообще, для того, чтобы прицинится и оценить баблоприбыль. Но ПОСЛЕ завершения заводнения опиратся на информацию ДО это не очень ценно. Поэтому я не буду вешать ярлык "данные плохие". Данные может быть великолепные, и даже я сформулирую простую истину "Данные не стареют" (о чём часто забывают перекрывая данные 2005 года, некоторыми данными 2011 года которые почему-то "свежее"). Но есть свершившиеся.
Также как и подсчет запасов и КИН. Можно сколь угодно выдумывать запасов, но когда всё добыто, это значит что всё добыто. Этого пункта не хватает нашим геологам при подсчете запасов - учёт фактически добытой нефти.
+++ )))