Сен 13
Добрый день! При разработке газовых залежей можно увидеть эффект схлапывания коллектора. Очень хорошо заметно, когда выработка достигает больше 30% от унз, то с падением давления дренируемые запасы уменьшаются. Обычно в эклипс задавал роктабы в зависимости от свойств породы, а в них таблицу зависимости множителя порового обьема и проницаемости от изменения давления,НО полного схлапывания таким путем не добиться. кто-нибудь занимался этим вопросом?
Опубликовано
01 Сен 2013
Активность
44
ответа
7807
просмотров
8
участников
8
Рейтинг
Это невероятно.
Если есть критерии "полного схлапывания" для скважины то можно через actions чего-нибудь задать типа обнуления проводимости каких-нибудь перфораций...
Какие еще критерии, такого явления не существует. Пористость не может быть нулевой в динамике, тем более при 30% отборах. С таким диагнозом лечить симптомы бесполезно, а в некоторых случаях вредно. Поэтому лучше не давать советов, а опросить пациента что именно он понимает под извлекаемыми запасами и уже выписывать советы.
да понятно что не может)) изменения порового объема есть, но ясно что нулем он не будет, по зависимостям изменение на 2-4% всего.
видимо в первом посте я совсем криво написал и непонятно, в общем необходимо смоделировать эффект защемления газа в залежи при падении пластового давления.
Роман, так речи вроде не было про зануление пористости, я так понял вопрос в проницаемости.
Если речь про чисто газовую залежь, одна фаза в пласте, то что такое защемление? Вроде как для защемления нужно минимум две фазы...
Давление падает настолько, что поровые глотки смыкаются?
Здесь речь идет о rock compaction, когда пористость и проницаемость коллектора зависят от давления, либо депрессии - известная фишка в Газпроме.
Наблюдать такое можно на глубоких скважинах под 5 км, где депрессия очков 200-300.
Еще америкосы иногда лепят ее для сланцев и угольных залежей - там считается что просветность трещин меняется при увеличении депрессии на пласт.
В обем виде зависимость ф = ф0 exp c(p-pпл)
где ф - текущая пористость
ф0 - пористость при начальном давлении
с - сжимаемость коллектора
р - текущее давлние
рпл - пластовое давление.
В мануале эклипса есть секция сжимаемые породы, где описывается задание таких функций, если есть желание еще больше заморочиться есть ключевое слово geomech и раздел в мануале описывающий его применение - геомеханика.
В каппа рубис тоже можно задать изменение пористости и проницаемости как функцию от давления.
А насчет термина привязалось вообще-то название "всхлопывание", а не "схлапывание".
ф = ф0 exp c(p-pпл) - это есть обычная сжимаемость породы (ROCK). Используется во всех случая моделирования. Можно даже "измененную" пористость выгрузить и запасы нормально считать, не от начальной пористости.
k = k0 exp c(p-pпл), ради бога. Это снизит продуктивность, но никак не приведет к снижению запасов. С чего бы это? Мне неясно, что это за 2-4% порового объема. Откуда цифры берете? Из p/z диаграмм?
Че тут непонятного у них добыча с запасами небъется в модели или по p/z, вот чуваку и сказали коллектор схлопывается и все тут. А касательно пористости там есть два варианта либо задаешь ее постоянной, либо задаешь как функцию от давления, общая сжимаемость коллектора да участвует в любой модели.
Сжимаемость коллектора и есть уменьшение пористости. Тем более газовые на истощение работают и без этого никак. Это верная идея что запасов и не было, не стоит плодить сущности
возможно автор имел ввиду смыкание трещин (если трещиноватый коллектор) либо же защемление газа в обводненной зоне (если проявляется водонапорный режим в газовой залежи)...
Я имел ввиду ключевое слово rockcomp
Я что хотел сказать, они помимо работы за счет упругоемкости пласта моделируют эффект коллапса порового пространства, когда за счет снижения пластового давления и высокого горного давления происходит частичное переуплотнение пласта.
Другое дело, что физично это на больших глубинах и для специфичных коллекторов типа сланцев и угля, где за счет наличия трещин скелет породы имеет повышенную сжимаемость.
именно так и есть.
Проблема то в чем, по замерам давления и добыче газа, которые передает нам недропользователь, строя P/Z запасы в пласте выходят меньше, чем утвержденные в ПЗ.
На данный момент по факту пласт умирает и добыть все запасы не представляется возможным, КИГ 83% примерно.
По теории КИГ на газовых пластах равен 1.
Предположили что происходит защемление запасов в результате внедрения воды в залежь, либо всхлопывание коллектора за счет изменения давления.
В ГДМ не удается повторить темп падения давления фактического. Залежь работает на истощение, но в модели после определенного временного промежутка давление пластовое выходит на полку, которая выше фактических замеров.
Буду очень признателен, если подскажите что почитать в этом направлении, об защемлении запасов, всхлопывании коллектора, об опыте моделирвоания этих процессов.
В чем выражается "пласт умирает" - просели устьевые и дебиты, или много воды? Насколько надежны фактические замеры - как было получено пластовое давление - пересчетом из устьевого или непосредственными замерами глубинным прибором? Самое важное соответствует ли дата фактического замера пластового давления тем сведениям, которые приводит недропользователь в годовых отчетах, потому что очень часто бывает, что пластовое давление замеряли в июне, а недропользователь приводит это значение в годовом отчете на первое января следующего года.
При истощении в модели давление не должно выходить на полку, либо ты прикрепил аквифер, тогда отключай его, либо тупо неправильно взята сжимаемость породы. Но крутить сжимаемость можно только, когда удостоверишся в надежности исходных данных по давлению.
Если данные по давлению надежны, то возможно, что мат. баланс не врет и запасы действительно меньше, чем ожидалось, что не редкость.
В конце концов какова глубина залегания и порода-коллектор, было ли в начале разработки АВПД? Эта информация нужна, чтобы делать выводы о возможности "всхлопывания".
Сначала - перестать моделировать.
Затем - Читать "Разработка газовых месторождений". Изучить матбаланс. Понять, что КИГ=1 это абсурд.
Как вывод - Перестать плодить сущности. Научится анализировать результаты моделирования. Научится выделять главные факторы и понимать их значимость и пути определения.
После - вернутся к моделированию.
На приведенной выше картинке показано, что в случае "всхлопывания" на диаграмме p/z можно провести две касательные. Первая, проведенная к начальным точкам даст существенно завышенные запасы. Вторая, проведенная к поздним точкам, даст более-менее реальные запасы.
Для того, чтобы избавиться от неопределенности вносимой замерами пластового давления попробуй оценить начальные запасы методом кривых падающей добычи по Арпсу. Обычно в годовых отчетах указывается достаточно достоверное значение накопленной добычи газа за год, поскольку учет его ведется через коммерческий расходомер.
Ты прям как этот -
No, sadly it appears that you didn't
Despite spending some time and writing over a page, outlining the need to think
Despite a not-so-subtle poke in the form of pasting a portion of the same answer already given detailing that you'd likely be talking many months (essentially what you are talking about is a pilot well production, not a DST), you are still saying "ok, thanks, but what's the answer"
*sigh*
How long would it take to 'see' the main drive mechanism in each of the scenarios I've already sketched above? Answer: it depends on the scenario.
Start thinking like a real engineer, and get to the REAL question. Why are you being asked to furnish a profile? Does management need a minimum volume for investment decision? Do they need certainty on time on plateau for contracts? Is water handling a critical design issue? The list goes on.... Generally, you would be far better off delineating your field with additional wells intelligently placed to tighten your understanding on key unknowns rather than an extended test. Once you understand your possible volumes and geometry a bit better, if (for example) your water cut behaviour with time for a prolific but relatively low relief oil reservoir overlying water remains a critical design parameter and the additional cost and delay to narrow the uncertainty is outweighed by the benefit, THEN you may want to consider a pilot well production test
THINK
график p/z имеет такой же вид, как на картинке, отклонение по общему тренду от втрого тренда по запасам достигает 15%, тренд загибается.
Это разве не по Арпсу? из какой книги рисунок выше приведен?
понятно, что абсурд,
но в цкр все твердят 1.
читать разработка газовых месторождений- понятие растяжимое, книг море, стоящих мало.
проседает устьевое, дебиты садятся.
замеры хоть и должны делаться раз в квартал или при выполнении ГДИ, но по факту этого не происходит, так как ГДИ делается в шлейф, а давление получают пересчетом от устьевого.
По поводу даты замеров, раз в квартал в МЭРе приводят перестечные данные.
Пласт сеноман, исследований о сжимаемости породы для данного месторождения нет, но есть для месторождения аналога, причем по одной скважине. Скоро думаю придут исследования по другому месторождению аналогу, тогда сравним.
В модели отключали уже акьюфер, дело не в нем, при падении отборов до определенной точки давление падает сопоставимо с фактом. При определенном значении падение не идет дальше, а выполаживается. Поэтому и думается, что происходит восстановление за счет большего давления на периферии, происходит перераспределение в модели, а отборы не позволяют его просадить дальше. Либо неверно задана сжимаемость породы.
В природе по факту запасы уже не дренируемы на периферии, защемлены, но при этом модель их тянет. Так ведь?
Что такое "защемлены запасы". То что вы упоминаете переферию и давление в модели - уменьшите в десять раз проницаемость, так же переферия может быть нарисована - скважин много в той части? Ну и может не быть хорошей гидродинамической связи. Начните с проницаемости
подразумеваю те запасы газа, остающиеся в пласте при защемлении газа на микро и макроуровне водой на переферии при водонапорном режиме.
газовых скважин мало в пласте, действительго иногда перефирея просто нарисована.
А как обосновать занижение проницаемости в 10 раз, если ничего на это не указывает- я не знаю.
Вот опять и подошли к вопросу, который задавался в начале темы, использовать при моделировании роктабы, с зависимостью уменьшения проницаемости и пористости от давления.
Больше варианты в голову не приходят
Откуда я знаю, какая у вас проницаемость. Вы сами пишете, что про большое давление на переферии, которое вам не нужно. Так и уменьшите пьезопроводность кратно, поймете на что влияет. "Защемление" ваше задается кривыми относительных фазовых проницаемостей (конечные точки), ничего в этом сверхестественного нет. "Защемляйте" подругому, кто вам мешает? Вы бы уже графики ваших чудес привели что-ли. Что там вам не нравится. Если вы не можете понять, что от роктабов ничего не будет - уже давно бы задали, посмотрели и больше не повторялись.Три месяца не хватило на два-три запуска модели?
Был уже похожий упоротый вопрос на форуме http://www.petroleumengineers.ru/node/4915
У него тоже волшебная сжимаемость на особенных коллекторах Белорусии, которые не как у всех.
От роктабов нет такого эффекта, необходимо другой подход.
Откуда столько агрессии? Считаете упоротым вопросом, отчего тогда пишите? Пройдите мимо, если Вы умнее и нечего подсказать, натолкуть на мысль
Другой подход - изменить проницаемость, я же написал. И ветку привел, где схожий случай в которой автор слово в слово размышляет о разрушении породы при снижении до некоторого давления. Тот случай я смоделировал низкой проницаемостью (кажущееся пластовое давление падает не с постоянным темпом в зависимости от отбора, а также зависит и от величины дебита). Поставьте эксперимент и напишите. Также интересно где вы в модели смотрите "пластовое давление" и что под ним понимаете. Ходим по кругу.
понял, на неделе попробую. спасибо
Так на забое скважин есть вода или нет? Если есть, то тогда не мудрено, что у тебя темп падения давления больше чем должен быть. Если есть вода на забое, то пересчетом из устьевых вы получаете значение пластового меньше чем оно на самом деле.
По Арпсу ты строишь по оси У накопленную добычу за каждый год начиная с начала разработки, по оси Х откладываешь годы разработки. Далее делаешь по точкам экспоненциальную линию тренда и делишь аргумент перед экспонентой на показатель степени и получишь начальные запасы.
Книга - Tarek Ahmed Advanced Reservoir Engineering.
"А как обосновать занижение проницаемости в 10 раз, если ничего на это не указывает- я не знаю"
Так у Вас же падает давление в залежи - чем это не обоснование для тестового расчета?
Тем более вы заглушите ту часть залежи, которая вообще не разбурена, как я понял.
Скиньте пример одного из ваших ROCKTAB-ов.
Что-то господин Nevermind пропал куда-то.
Решил добавить еще пару слов.
Не знаю почему у вас не получилось добиться изменения кривой P/Z с помощью ROCKTABов. Может не в ту сторону крутили? (поэтому я собственно и спросил показать графики роктабов).
Второе, если считаете, что у вас защемляется газ в пласте, измените остаточную насыщенность по газу в большую сторону.
И еще вспомнилось мне тут, что в MBAL есть опция "abnormally pressured" при моделировании газовых залежей. Это как раз о том, что вам нужно. При использованиии этой опции, вводятся некоторые поправки в основное уравнение материального баланса, которое позваляет вам учесть изменение наклона P/Z в более позднее стадии (или точнее при достижении определенного уровня пластового давления).
Почитать можно тут: http://www.pe.tamu.edu/blasingame/data/0_TAB_Grad/TAB_Grad_Thesis_Archive/MS_023_GAN_Ronald_TAMU_Thesis_(May_2001).pdf
Это точно не АВПД?
Насколько я помню на сеномане АВПД нет.
Господа, для применения данной методики вовсе не обязательно иметь аномально высокое пластовое давление. В статье, которую я привел выше, overpressured и normally pressured всегда указано в кавычках. В качестве возможных причин указываютмя как раз разрушение породв и приток воды из глин.
Но это все лирика, для достижения подобных результатов в симуляторе достаточно установить нужные сжимаемости пород (учитывающей предположение обвала породы) и воды (для добавления эффекта отжатия воды из глин).
По косвенным признакам я понял, что у автора при кратном снижении отборов в залежи, за счёт переферийной части начинается востанавливатся давление в центральной части. В таких условиях стоит-ли корячить матбаланс? Это же нефтяной (или газовый, что-там моделируется непомню) акифер, поэтому и управлятся должен или объемом либо ну чо проницаемостью.
Да в том то и дело, что непонятно, что у него там происходит. Графиков нет, чтобы понять суть проблемы. Есть только описание что менял роктабы, но не помогло. При этом в какую сторону менял, тоже не ясно.
Да и вообще он куда-то пропал))
Моделирование эффекта схлапывания породы на eclipse это как раз таки роктабы.
схлапываение коллектора больше характерно для трещиноватых пластов когда достигается давления раскрытия трещин, возможно здесь имеет место частичное проявления набухания глин и в результате снижение продуктивности скважин...
почему роктабы не помогают не понятно, предлагаю автору показать свои таблицы и графики результатов расчетов, тогда может что-то и прояснится.
Добрый день.
Извините за исчесзновение, не было возможности воспользоваться интернетом.
Выложил график роктаба, используемого в модели.
Менял роктабы так, при снижении давления загибал ниже график по проницаемости
Возможно ведь схлапывание коллектора в результате добычи газа, когда разница между давлением в пласте и горным давлением такое, что происходит разрушение породы, вследствие чего происходит уменьшение проницаемости и порового объема, и газ оставшийся в порах становится защемленным.
Мне кажется происходит такой процесс в пласте, загиб графика P/Z как раз подтверждает.
Модельный расчет (как ведет себя пластовое давление по залежи) завтра покажу, сегодня нет под рукой модели.
Таким образом понизится только продуктивность скважин, тот же самый газ можно будет добыть при большей депрессии или длительном времени. Остаточная газонасыщенность ведь никак не изменилась, значит никакого "защемления" нет. Лучше сразу P/Z из модели брать, а не поведение пластового давления, и сравнивать с тем P/Z, который "по замерам" посчитали. "Загиб" получается?
Кривая сжимаемости породы практически линейная, изгиба кривой P/Z с такой сжимаемостью не получится.
дв загиб по фактическим замерам, по модели нет загиба.
такая кривая по исследованиям.
как еще можно сделать изгиб P/Z?
скорректирую остаточную еще, но думаю не даст такого эффекта.
У породы с разными значениями пористости могут быть разные кривые сжимаемости. Насколько исследования покрывают все диапазоны. Более пористые подвержены большей сжимаемости (если начальное пластовое высокое, выше горного), т.е. высокая пористость поддерживается высоким давлением.
В этом случае кстати говоря, при первоначальном небольшом снижении давления сжимаемость породы будет выше. Примерно как на картинке (красным):
Это кажется здравой идеей, и вроде пластовое давление выше 250 атм не нужно. Стоит сделать эксперимент построить гистограмму пористости выделить два класса - высокопоровые и низкопоровые. Задать два rock региона по пористости с диапазоном пусть для эксперимента 1е-5 и 5е-5 и посчитать. Соотношение групп не должно быть 50 на 50. Сделайте 20% высокопоровых и 80% низкопоровых. Это может сработать