Пластовое давление при моделировании.

Последнее сообщение
n_konyashkin 271 12
Апр 13

Добрый времени суток, коллеги! Мой вопрос может показаться глупым, но я все-таки не могу понять, надеюсь на Ваш совет. Почему пластовое давление падает, несмотря на то, что отбираем мы даже меньше, чем добываем (см.рис)? 

ВложениеРазмер
Иконка изображения ir-pr150.JPG86.69 КБ
Иконка изображения ir-pr.JPG85.69 КБ
Иконка изображения fp.JPG85.19 КБ
Опубликовано
16 Апр 2013
Активность
Окт 14
42
ответа
7979
просмотров
10
участников
0
Рейтинг
RomanK. 2145 17
Апр 13 #1

Покажи ещё обводненность и совмести с давлением

Aleksander 230 13
Апр 13 #3

 у тебя один пласт и один блок? потому как если несколько, то лучше пользоватся RPR  а не FPR...
 А если по сути вопроса, то смотри, ты сравниваешь добытую пластовую воду и закачанную, так, и ждешь стабилизации пластового давления тобишь компенсации отбора нагнетанием при FVIR >= FVPR, но в реальности ты добываешь из пласта не воду, а жидкость, точнее газожидкостную смесь,  обьем которой соответственно больше обьема самой только воды, (спасибо кеп:) ), поэтому этого обьема закачаной воды возможно недостаточно для стабилизации Рпл.
Так вот для компенсации отбора нужно хотя бы FVIR >= FLPR  при чем в пластовых условиях.

RomanK. 2145 17
Апр 13 #4

Похоже что у тебя вязкость воды (точнее подвижность) в пластовых условиях больше чем вязкость нефти (легкая нефть). Покажи забойные давления в паре добыча-закачка.

n_konyashkin 271 12
Апр 13 #5

Насчет подвижностей спорно, так как вязкость нефти в пл. усл. при 20 С составляет 220 сПз, а при зависимость от температуры такая: 

OILVISCT
20 220
30 100
50 35
100 2.5
150 0.8
200 0.1
/

WATVISCT
20 2
120 0.2
220 0.1
/
График представлен ниже. Нагнетательные скважины управляются расходом в пов. усл. (всего 3 нагнетательных по 200 м3/сут).

n_konyashkin 271 12
Апр 13 #6

alex_stan пишет:
 у тебя один пласт и один блок? потому как если несколько, то лучше пользоватся RPR  а не FPR...
 А если по сути вопроса, то смотри, ты сравниваешь добытую пластовую воду и закачанную, так, и ждешь стабилизации пластового давления тобишь компенсации отбора нагнетанием при FVIR >= FVPR, но в реальности ты добываешь из пласта не воду, а жидкость, точнее газожидкостную смесь,  обьем которой соответственно больше обьема самой только воды, (спасибо кеп:) ), поэтому этого обьема закачаной воды возможно недостаточно для стабилизации Рпл.
Так вот для компенсации отбора нужно хотя бы FVIR >= FLPR  при чем в пластовых условиях.

Сейчас пересчитаю и посмотрю, такая мнемоника прописана не была изначально.

n_konyashkin 271 12
Апр 13 #7

Вот что с FLPR получается.

Aleksander 230 13
Апр 13 #8

да извини, я ввёл тебя в заблуждение, по запарке FVIR принял за воду, хотя это на самом деле и есть объем нагнетания в пластовых условиях, то есть менять на FLPR не стоит.

n_konyashkin 271 12
Апр 13 #9

Нет идей, почему поведение давления такое?

Aleksander 230 13
Апр 13 #10

так ты ж не ответил на вопрос. 1 пласт?, 1 блок?, модель какая? двофазная? трехфазная? это пятиточка? свободный газ есть? давление насыщения?..

n_konyashkin 271 12
Апр 13 #11

1. Пласт.
2. Вода, нефть (deadoil). 
3. Три семиточечных элемента. 

n_konyashkin 271 12
Апр 13 #12

Может, мне аквифер нужен?

Aleksander 230 13
Апр 13 #13

 а остальные?      
)) 1 пласт 1 блок имелось ввиду у вас только один пласт и один блок?  
аквифер... может и нужен а зачем?
 

n_konyashkin 271 12
Апр 13 #14

Пласт один, никакие регионы я там не выделял. Аквифер для того, чтобы давление не так быстро падало... Я просто не могу понять, в чем тут дело.

k-159 261 17
Апр 13 #15

n_konyashkin пишет:
Я просто не могу понять, в чем тут дело.
"Все дело в волшебных пузырьках" =))
PVT свойства надо посмотреть, а именно объемные коэффициенты нефти и воды.

AlNikS 872 16
Апр 13 #16

Нагнетательные скважины в предел по давлению не упираются?

n_konyashkin 271 12
Апр 13 #17

k-159 пишет:
n_konyashkin пишет:
Я просто не могу понять, в чем тут дело.
"Все дело в волшебных пузырьках" =))
PVT свойства надо посмотреть, а именно объемные коэффициенты нефти и воды.

Думаете, это там сильно повлияет? 

n_konyashkin 271 12
Апр 13 #18

Wasteland Rat пишет:
Нагнетательные скважины в предел по давлению не упираются?

Правы, на начальном этапе упираются. Предел-то автоматически выставлен.

Dorzhi 970 18
Апр 13 #19

какое ключевое слово используется WCONINJE или WCONINJP? с последним что-то вроде этого у меня было, глюк связанный с неправильным пересчетом компенсации.

Aleksander 230 13
Апр 13 #21

покажи таблицу PVT

n_konyashkin 271 12
Апр 13 #22

Данных по PVT свойствам у меня не было. Для DEADOIL вообще не нашел, как задаются, да и нужны ли они для нее? Только для воды таблица есть. 

n_konyashkin 271 12
Апр 13 #23

PVTW
--barsa   rm3/sm3       1/bars            cP
   90            2*                                 2 /

Aleksander 230 13
Апр 13 #24

то есть PVDO или PVСDO не задавал???

n_konyashkin 271 12
Апр 13 #25

PVСDO в eclipse 300 не задается. По поводу PVDO надо подумать, у меня данных толком нет.

n_konyashkin 271 12
Апр 13 #26

Еще такой вопрос - нагнетательные скважины управляются расходом в ст. усл. Почему при равном расходе давление падает быстрее при большей температуре закачки? Объем закачки все-равно больше отборов. 

n_konyashkin 271 12
Апр 13 #27

Прописал полную компенсацию - все равно не помогает.
GCONINJE
FIELD WATER VREP 3* 1/
/

niksam 57 14
Апр 13 #28

покажи FPRP

k-159 261 17
Апр 13 #29

Вот ключ к разгадке: компенсация =[закачка воды (в пов.усл.)* объемник воды] / [добыча воды (в пов.усл.)* объемник воды + добыча нефти(в пов.усл.)* объемник нефти] 
​Если текущая компенсация больше 100%, то пластовое давление растет, меньше 100% - падает. Когда накопленная компенсация достигнет 100% - пластовое давление будет равно начальному. Все просто. Задайте PVT-свойства и определите, сколько надо качать, чтобы компенсировать отборы.

На картинке с обводненностью, кстати, (в третьем сверху сообщении) четко видно как давление стабилизируется при приближении обводненности к 1, т.е. к 100% текущей компенсации.
Давление в случае закачки 90 градусной воды падает меньше, потому что вязкость нефти в этом случае выше и, следовательно, добывается нефти меньше, смотрим на формулу компенсации и видим, что компенсация в этом случае больше.ч.т.д.
Почему не работает контроль по VREP пока не понятно...
В общем, задавай PVT =)

k-159 261 17
Апр 13 #31

хотя не, чет я забыл уже, давно не моделил термику..
при термической опции для мертвой нефти ж задаются сжимаемость, вязкость и молекулярный вес, ну и теплоемкость, а объемный коэффициент уже из этих парметров расчитывается 

Значит, дело не в волшебных пузырьках, извиняюсь, ввел в заблуждение =)
Правильно выше сказали, что закачка упирается в ограничение по давлению. На начальном этапе в итоге качается меньше, чем добывается, а потом просто компенсируется текущий отбор флюидов из пласта из-за VREP, т.е. текущая компенсация становится 100%. А для того, чтобы давление вернулось к начальному, нужно компенсировать недозакачку на начальном этапе, т.е. качать больше. 

Aleksander 230 13
Апр 13 #32

коняшкин, а ты вообще лог читал? есть там упирание в ограничения какие-то или нет?

n_konyashkin 271 12
Апр 13 #33

k-159 пишет:
хотя не, чет я забыл уже, давно не моделил термику..
при термической опции для мертвой нефти ж задаются сжимаемость, вязкость и молекулярный вес, ну и теплоемкость, а объемный коэффициент уже из этих парметров расчитывается 

Значит, дело не в волшебных пузырьках, извиняюсь, ввел в заблуждение =)
Правильно выше сказали, что закачка упирается в ограничение по давлению. На начальном этапе в итоге качается меньше, чем добывается, а потом просто компенсируется текущий отбор флюидов из пласта из-за VREP, т.е. текущая компенсация становится 100%. А для того, чтобы давление вернулось к начальному, нужно компенсировать недозакачку на начальном этапе, т.е. качать больше. 

У меня получается, что сколько бы я воды не качал, добываю я всегда немного больше за счет добычи нефти. И как Вы правильно заметили, стабилизация происходит только при приближении к обводненности 100%.

n_konyashkin 271 12
Апр 13 #34

alex_stan пишет:
коняшкин, а ты вообще лог читал? есть там упирание в ограничения какие-то или нет?

они по умолчанию создаются? какое расширение?

Aleksander 230 13
Апр 13 #35

конечно, ищи расширение .log

marsel331 64 15
Апр 13 #36

Херней тут занимаемся, гадаем ниочем! Автор выложи свою модель полностью, чтобы каждый мог взять и посчитать. А то хрен знает какие еще ты там слова написал и какие не написал. Конечно, играть в телепатов интересно, но я уверен, что как только твоя модель попадет в руки к человеку с опытом моделирования, то ответ найдется сразу!!!

n_konyashkin 271 12
Апр 13 #37

Сейчас выложу файл. Я эту тему к чему поднял - при большей температуре давление пластовое падает быстрее, соответственно, эффект от закачки воды с большей температурой нивелируется. Нефтеотдача при 20 С - 17%, при 90 С -    23%, при 150 С - 24%. Бред же? Бред. Вот я и думаю, как бы мне получить тру результат при прочих равных только с разной температурой. Я уже и ограничения на добычу ставил, но толку нет, то с пластовым что-то не то, то с забойным. Я буду менять проницаемость в процессе разработки через гибкие рестарты в зависимости от прогрева породы и с такими результатами я не смогу дать более- менее адекватную оценку.

n_konyashkin 271 12
Апр 13 #38

20 С - https://docs.google.com/file/d/0B0qUtTAxAUepQjJzTld0UmktYW8/edit?usp=sharing
90 С - https://docs.google.com/file/d/0B0qUtTAxAUepU2RSNUs2Z1ZsY1k/edit?usp=sharing
150 С - https://docs.google.com/file/d/0B0qUtTAxAUepNHRMN1RtNU15c3M/edit?usp=sharing

Буду рад любой помощи. комментариям, советам, потому что сам уже весь лоб разбил об это.

n_konyashkin 271 12
Апр 13 #40

Проблема в сходимости может быть?

volvlad 2196 18
Май 13 #41

Скачал модельку, попробую покрутить на днях.

Supreme 21 15
Окт 14 #42

я думаю у вас модель не стабильна.

просимулируйте без закачки и добычи и посмотрите что происходит в модели, вполне возможно модель не в эквилибриуме.

Go to top