Здравствуйте, уважаемые коллеги!
Уже на двух месторождениях расположенных в разных регионах сталкиваюсь с проблемой адаптации модели с газовой шапкой.
На обоих месторождениях коллектор представляет собой неконсолидированный песок с проницаемостью от 1 до 10 Дарси. Отобрать керн очень тяжело, он попросту рассыпается. Соответственно, толковых испытаний на керне практически нет. Были попытки извлеченный песок спрессовать до пластовых условий, однако, это все же не керн в исходном состоянии.
Единственное что можно сказать, это то, что проницаемость высокая и ввиду отсутствия глин, анизотропия по вертикали/горизонтали практически отсутствует.
Нефть в пласте тяжелая, с плотностью больше 900 кг/м3. Газовая шапка большой мощности на обоих месторождениях. На обоих месторождениях практиковалось перфорировать нефтяные скважины в 1-2 м под контактом. А иногда даже непосредственно в зоне контакта, так как при отборе газа из шапки происходило продвижение нефтяной оторочке вверх.
Так вот, по данным добычи по нескольким десяткам скважин, прорыва газа из газовой шапки не происходило.
Контакт по каротажкам отбивается достаточно четко. На первом месторождении плотность сетки менее 0,3 Га на скважину. На обоих месторождениях глубина залегания рассматриваемых пластов небольшая (1500 м и 750 м). Бури – не хочу, вот и набурили каждые 50 метров. Это я к тому, что в положении контакта сомнений нет. Могут быть сомнения в точности определения глубин интервалов перфорации, но учитывая, что скважины вертикальные и неглубокие, пробурены разными людьми в разные периоды времени, ошибка и тут мало вероятна.
То есть факт налицо, конусов газа не образуется.
Собственно сабж, как подобный процесс объяснить и воспроизвести в модели?
Так как соединение скважины находиться в зоне, где давление равно давлению насыщения, даже депрессия в 0,1 атмосферы приводит к выделению газа. А так как его подвижности в десятки раз выше подвижности нефти происходит быстрое подтягивание из газовой зоны.
Я пробовал нарезку слоев по 10 см, пробовал использовать LGR. Ничего не помогает.
Забыл сказать, что водонапорные горизонты на обоих месторождениях имеют большую протяженность (до 300 км), что задано и в моделях.
Есть мысль о возникновении некоей пленки нефти на ГНК с малой подвижностью. Но такое возможно только на ВНК из-за окисления. А логика подсказывает, что на ГНК нефть, наоборот, должна быть самая подвижная в пласте…
Может кто-нибудь уже сталкивался с подобной ситуацией? Или встречал описываемую проблему в литературе?
А как вы судите о наличии отсутствия разгазирования? У вас газовый фактор замеряется при тяжелой и я полагаю вязкой нефти? Обычно работают в атмосферу и ГФ расписывают для вида.
Тяжелая нефть с газовой шапкой как-то необычно. Давление насыщения такой нефти гораздо ниже пластового.
Роман, речь идет не о разгазировании. Я имел ввиду прорыв газа. У меня в моделях, если не использовать барьеры или гнутые фазовые по газу, на скважиныах под контактом даже при контроле добычи по пластовым объемам ГФ зашкаливает до нескольких тысяч.
А разгазирование, естественно, имеет место быть. Но ГФ явно соотвествует газосодержанию.
Dorzhi, ну так если пластовое давление ниже давления насыщения, то газ то куда-то должен деваться. Какая разница какая нефть. Может она потому и тяжелая, что все легкие фракции испарились. Я уточнение на счет нефти сделал больше всмысле ее вязкости, которая на обоих месторождениях находится в диапазоне 5-9 сП. И я понимаю симулятор, который "подсовывает" скважинам много более подвижный газ.
Еще уточнение про расписывание газа. Человеческий фактор всегда присутствует. И будь у меня ГФ даже в 3-5 раз выше Rs (на первом месторождении это 50 м3/м3, на втором 24 м3/м3) при текущем давлении, я бы мог списать на погрешность замеров газа. Но у меня газ "прет" как из газовой скважины...
Да я не только разгазирование имел в виду. Модельное поведение совершенно нормальное, ГФ должны быть любые 3000 да хоть 10000. Поэтому и спрашиваю, почему вы уверены, что исторческий ГФ не достигает или достигал таких значений. Проводится ли вообще замер ГФ. Потому что одно из двух - либо история у вас рисованная (ничего удивительного) либо модель построена на ушербных данных (ничего удивительного тоже).
Не такая уж и редкость. Тагул, Ванкор там тяжелая нефть и газовая шапка
Вязкость 3-5 сПз?
А температура пластовая около 20 С, я полагаю?
Не факт, что давление насыщения равно пластовому, несмотря на наличие газовой шапки...
В PVT имеет смысл покопаться.
Скорее всего газ на факеле, а его добычу писали как дебит*газосодержание.
Что за месорождение? По флюидам и коллектору на что-то ямало-гаданское похоже.
А чем ограничена залежь, в плане каким неколлектром? Залежь массивная? Может это вообще разные залежи в плане газовая и нефтяная (как практически безумное предположение при столь детальной проработке модели).
Ну а что безумного. Предположу, что нефть с признаками биодеградации, а газ ГШ преиущественно метановый.
Вопрос, я так понимаю, в том, что в модели газ ГШ в скажинах, перфориванных близко к контакту, проровыется в скважины совсем не так как по данным добычи...
По сути модель права, т.к. по описанию ТС, газу ничего не мешает идти к скважине, а по факту этого не наблюдают.
Ну и понятно закономерный вопрос чего пишут "по факту" и все ли так прозрачно с пониманием геологии.
Как вариант, ГШ может быть отделена от нефти глиняной перемычкой, если уж совсем доверять замерам ГФ. Если это типа яков (где такие условия в России и встречаются) то такое очень вероятно. Если в скважинах такие глины встречаются можно поиграть рангами при распределении глин, чтобы попротяженней были.
Месторождения - одно в Краснодарском крае, другое в Сербии. И если в России факела на скважинах присутствуют, то на сербском месторождении их нет.
Да дело даже и не в этом. Предположим, что газ, как всегда, на нефтяных скважинах не меряется, но дебит по нефти в модели достичь то надо. А при ГФ 10000 м3/м3, чтобы получить 50 кубов нефти в сутки, нам надо отобрать 500000 м3 газа или 15000000 м3/мес. Такой отбор по нескольким скважинам никакой аквифер не компенсирует. Соответственно, должно быть падение давления, а его не зарегистрировано. Замеров хватает. То есть существенных отборов газа из ГШ не происходило.
Кстати, из-за большого количества замеров пластового давления мы уверены в давлении насыщения с точностью до 1 атмосферы. Даже несмотря на не особо хорошую лабораторку по PVT.
И контакт газ-нефть мы очень четко видим на нейтроннике/плотностном каротажах.
Eugene, пластовая температура на обоих месторождениях 65 градусов. (странно, глубины то разные).
И у них один тип коллектора и одинаковые условия осадконакопления? Да интересно....да ещё и газ из шапок не добывают...да тут надо репу хорошо чесать...;)))
Ну сейчас уже добывают. И там, и там. На краснодарском месторождении из-за этого нефтяная оторочка поднялась уже метров на 30-40 и размазалась по пласту. А по началу не добывали, что, кстати, приводило к расширению газовой шапки и понижению ГНК, что нам и демонстрирует модель...
А система разработки какая? Закачка есть? Скважины которые вскрыты в близи ГНК или на ГНК самые дебитные? То есть скважины которые были вскрыты вблизи ГНГ дают, то нефть до газ, или после того как уже добыали газ, то только газ по факту?
Я вижу несколько моментов которые можно рассмотреть:
- наличие газовой шапки не говорит о том что залеж обязательно равновесная, к тому же если большой столб то может быть градиент из-за температуры, возможно несколько атмосфер разницы как раз то что нужно
- по поводу контакта мне не совсем понятна динамика. В итоге как я понял он повышался из-за отборов из шапки газа, а что было в начале, он падал или был более менее постоянным ? Если такая высокая проницаемость модель должна делать контакт практически равновесный и весь разгазированный газ должен прямиком идти в шапку поэтому конуса может и не быть. Причина по которой газ прет из модели может быть просто связана с сеткой, так как при corner point geometry ячейки наклонные и их центры скачут по вертикале со всеми вытекающими последствиями. Этот эффект лечится только горизонтальной сеткой где все ячейки будут иметь нулевой наклон. Месторождения с тонкими нефтяными оторочками да еще если горизонталки только так и моделируют
Иван, система разработки квадратно гнездовая :) Закакчка отсутствует ввиду ее полной ненужности. Я же писал, на месторождениях мощные водонапорные горизонты, из-за которых давление практически не просаживается. Скважины вблизи ГНК дают только нефть.
Есть правда один момент в истории, который чувствую мне усложнит жизнь в будущем. Потому что таки был прорыв газа из ГШ. Но совсем не к высокодебитным скважинам и на более поздней стадии разработки. Поэтому, кстати, я не хочу совсем "зажимать" газ.
VIT, я не совсем понял про неравновесную залежь. Имеется ввиду разный уровень контакта? Если да, то по "небъщимся" скважинам я проверял его по каротажу, где он очень четко виден.
По анализу каротажа же можно сказать, что ГНК практически не смещался вниз на начальном этапе разработки.
Про "разгазированный" газ не согласен. Газ должен идти в сторону где меньшее давление, а при высокой проводимости это все же дыры перфорации. Модель тоже так считает :)
Про сетку согласен, которая должна быть горизонтальной. Понял это еще с первой моделью. Правда тогда есть проблемы со структурой. Потому что, неожиданно, в этой залежи есть разломы! Хех, не понятно как можно представить себе разлом в слабосцементированном песчаннике, но увы и ах, геологи уверенно их рисуют. И обосновывают этим разные уровни ВНК.
На самом деле песчанный пласт лежит на заглинизированном пласте с существенно худшими фильтрационными свойствами. А тот в свою очередь лежит на карбонатах (триасе), который колбасило и он выпер в одной части залежи вверх.
Кстати, а кто-нибудь разбирался с соотношением PERMX/PERMZ и размерами ячеек? Несколько раз перечитал Technical description Eclipsa и так и не понял как же он учитывает площадь граней при расчете перетоков и градиента давления.
Сделал несколько тестовых моделей с разными соотношениями DX*DY/DZ. И сложилось такое впечатление, что никакой коррекции нет. То есть перетоки преимущественно идут через грани с большей площадью. Что в моем случае приводит к вертикальному ТГНК на участках с малой мощностью пласта, когда контакт начинает при отборах газа подниматься вверх.
Выводы были сделаны из этого. Значит должны быть и прорывы воды. Судя по по всему изложенному. Почему задал вопрос по системе разработки, так как обычно скважины вблизи газовой шапки начинают эксплутаировать на более поздней стадии разработки. (газонапорный режим давления шапки. Газонапорным следует называть режим залежи, при к-ом Н. вытесняется в скважины под действием напора сжатого газа, находящегося в свободном состоянии (в виде газовой шапки) над Н. Основным источником энергии в залежах с газовой шапкой, продвигающей Н. к забоям скважин, являются напор Г., содержащегося непосредственно в газовой шапке, а также упругость газа, растворенного в Н. В этих залежах наблюдается значительная активность пластовых, подошвенных или краевых вод). То есть система разработки квадратно гнездовая -газонапорная? И судя по тому что Вы написали подьём ГНК 30-40 метров нефтяная оторочка совсем не маленькая. Соотношение запасов нефти и газа какое, в целом, что бы не выдавать военную тайну 1 часть газа 3 части нефти? Или подругому?
Вот только справился с текучкой и могу ответить.
Режим я бы назвал смешанным. На начальном этапе разработки преобладает газонапорный, когда на добычу оказывает большее влияние энергия ГШ. Потом он сменяется на УВР в чистом виде.
О газонапорной системе разработки я, к сожалению, не слышал. Но мне кажется по логике такое название подходит. Скважины бурились рядами по контуру ГНК. При этом уже черз 5-6 лет разработки в основном скважины старались разместить по ГНК, так как там были самые высокие дебиты.
Про соотношение запасов не совсем понял. В поверхностных условиях?
Будем говорить только о сербском месторождении, чтобы не путаться. Тогда 1 часть нефти к 40 газа скорее. Если все же интересно соотношение поровых объемов, то 2 части нефтяной оторочки к 1 части ГШ. На этом меторождении подъем ГНК, по моим прикидкам составил 15-20 метров.
Не равновесная залежь (non equilibrium) в смысле что давление насыщение может немного отличаться от давления на контакте. Газ идет не обязательно в сторону меньшего давления в нефтяной фазе, а на самом деле где градиент больше. При высоких проницаемостях горизонтальный градиент давления обычно небольшой и газ просто всплывает наверх. Странно что модель это не показывает при проницаемостях в 1 Дарси. Опять же, возможно, это эффект сетки.
Имелся ввиду поровый объём. Мне кажется у Вас всё нормально. Давление в нефтяных скважинах выше чем давление насыщения нефти газом, я так понял? Если предположить формирование залежи примерно такое, формировалась нефтяная залежь, потом образовалась газовая шапка, а потом всё это сжалось ввиду того что материнские породы колбасило снизу (это только предположение помня, что нефть тяжёлая). "Тогда 1 часть нефти к 40 газа скорее"-это Вы сказали об соотношениях добычи, или о составе флюда выходящего на поверхность? Ещё интересно, а как Вы смоделировали вот эти два режима залежи. (адаптиравали давление для снижения объёмов газового и нефтяного)?
Давление пластовое, выше чем насыщение в нефтяных скважинах. Но учитывая, что основной проблемой являются скважины расположенные около контакта, то забойное давление в них ниже давления насыщения.
А для адпатции режимов ничего особенного делать и не надо. Я просто подобрал параметры аквифера такие, чтобы в среднем давление по насыщенной части было близко к замернным и осредненным значениям по скважинам. С учетом того, что аюсолютная величина не велика (Рпл нач ~ 76 атм) и падение небольшое (на сегдняшний день не более 15 атм), ошибиться сложно.
А режим ГШ сам по себе образуется. Возможно это и есть основная проблема. Что не получается "продавить" нефть водонапорным горизонтом так, чтобы ГНК не спускался.
А на каких депрессиях работают скважины?
А как же тогда объяснить высокие дебиты скважин в непосредственной близости возле ГНК.....с чем это связано?