Модель black oil, disolved gas и все дела. Моделируется истощение. Нефть чуть выше давления насыщения ~6000 psi. Есть DST скважины проведенный с небольшой депрессией. Столкнулся с неприятным эффектом 3D моделирования который приводит, как я думаю, к существенному занижению прогнозных показателей. Если взять Вогеля то дебит при забойном 2500 psi составит где-то 70% от прямой IPR (пластовая индикаторная кривая). Симулятор прогнозирует чуть меньше 50%. Первая проблема это фазовая по нефти-газу которая быстро падает при росте насыщения газом, ну тут можно ее подправить так как ее форму никто не знает все равно. Вторая проблема это PVT. Дело в том что симулятор берет вязкость из таблиц которые, как и положенно, предсказывают нехилый рост вязкости при падении Rs (содержания растворенного газа). Получается что все ячейки через которые проходит скважина будут иметь высокую вязкость. Можно, конечно, зафиксировать вязкость как начальную, но начнутся вопросы на поздней стадии разработки когда давление по всей залежи просело. Естественно, в большей мере это следствие нашей схемы дискретизации, но все же хотелось бы услышать как люди решают данную проблему.
*LGR не предлагать. Вопрос не стоит в предсказании дебита, я больше поверю в Вогеля, а на full field модели LGR не потянет, да и не факт что не будет танцев с другими бубнами.
Стесняясь показаться невеждой, все таки прошу дать ссылку какунибудь на метод Вогеля и IPR.
Vit сейчас моделирую истощение, начальное газосодержание 250, текущий ГФ от 400 до 1200. У меня встречный вопрос, как ты сравниваешь продуктивности? Я пока и не рискую переносить тесты в модель, подбиваюсь под фактическое забойное. По идее желаемая зависимость продуктивности от забойного давления настраивается ОФП, в которую к сожалению входит и вертикальная связность коллектора. PVT это священная корова, тронешь и получешь анальную кару. Все до чего додумался это накинуть матбаланс на факт и матбаланс на расчёт и сравнить параметры.
дебит в симуляторе это q_(p, j)=T_wj M_(p, j) (P_j-P_w-H_wj) проанализировав составляющие уравнения и подставив свои значения увидите где собака зарыта. в фазовых или пвт...
Если речь идет о первоначальной продуктивности, а не о снижении продуктивности со временем (после того как достигли давление насыщения). Я бы сначала начал менять продуктивность скважины, чтобы сбить с фактическими данными. По мере добычи и роста газового фактора можно уже фиксить фазовые.
Факта по продуктивности ниже давления насыщения нет, сравниваю индекс продуктивности вычисленный из DST + коррекцию по Вогелю с тем что выдает модель. В моделе продуктивность считаю через давление по региону вокруг скважины (т.е. не то что Эклипс выдает за PI). Проблема в том что именно надо предсказать дебиты получше так как экономика и разработка сильно от этого зависит (offshore, deepwater). Если не трогать PVT то придется сделать фазовую по нефти в 1 где-то до 30-50% насыщенности по газу, так как взякость падает почти в два раза в ячейках со скважиной.
Еще как вариант можно задать отдельные PVT, да и фазовые если уж на то пошло, для скважин. Во всяком случае не надо будет объяснять нефизичные фазовые или PVT, а можно будет сослаться на адаптацию скважины. Плохо что для всех скважин придется создовать новый регион для PVT, фазовые же можно подсунуть Эклипсу в COMPDAT.
Тут нужна и начальная продуктивность, и снижение продуктивности. Забойное гораздо ниже давление насыщения с самого начала, а через некоторое время и пластовое падает ниже насыщения. Модель заматчена на прямую IPR из DST при маленьких депрессиях. Добычу и рост ГФ надо предсказывать, нет возможности ждать факта через 5-10 лет.
Напишите "Vogel IPR" в поиске Google и он выдаст вам 75100 ссылок.
Вогель эмпирически получен на основе 21 месторождения, и не может быть точным для всех.
Есть еще Wiggins в котором вместо коэффициентов 0,8 / 0,2 стоят 0,519167 / 0,481092. И Феткович, и "Sukarno and Wisnoghoro", Del Castillo и другие уравнения, все они стараются считать точнее Вогеля, у которого погрешность до 35% по обзорам. Если скин есть то еще насколько помню к Вогелю поправку Стендинга надо считать, а просто Вогель уже не пойдёт.
Может модель лучше учитывает изменение вязкости с давлением, чем Вогель?
http://www.petroleumengineers.ru/sites/default/files/u726/00001476_vogel_ipr_solution_gasdrive.pdf
http://www.petroleumengineers.ru/sites/default/files/u726/fattah_3_ipr.pdf
Может, все-таки соберетесь с силами провести DL для этой нефти, и вязкость измерить, и рост ГФ, и все прочее, что нужно.
Когда мне нужно было при истощении приблизительно получать такой ГФ, какой по промысловым данным есть, то "гнул" фазовую по газу, забойное по модели тоже улучшалось при этом (нефть отбирал, само собой при контроле по нефти).
Спасибо за ссылки, особенно про сравнение, предсказание дебита свкажины это отдельная проблема в себе и можно еще поискать близкие аналоги, здесь же хотелось бы обсудить именно моделирование скважин в 3Д симуляторе предполагая что дебит известен.