Коллеги, день добрый. Поделитесь практикой расчёта профиля добычи нефти из оторочки с использованием программы MBal от Petex.
Пока мне не удалось выяснить, как правильно привязать к оторочке газовую шапку:
1. Имеющееся в программе поле по указанию доли газовой шапки от нефтяной залежи не работает при величинах больше 1. В моём случае объем шапки превышает оторочку в 1.4 раза. Как это исправить?
2. Если моделировать отдельно нефтяной и газовый "танки", то не до конца понятен физический смысл объекта Transmissibility, устанавливающего связь между пластами. Как правильно оценить параметр С - Transmissibility?
Между тем, необходимо смоделировать появление газовых конусов, учесть прорыв газа из шапки и снижение Рпл в нефтяном пласте ниже Рнас.
Заранее благодарен за помощь.
Приветствую!
1. Tank выбираете "Oil". Справа щёлкните галочку "Enter Gas Cap as Surface Volume" и тогда слева вместо Gas Cap (dawn hole ratio) будет Gas Cap (surface volume), вводите запасы. Если галочку справа уберёте, то он сам вам покажет долю газовой шапки.
2. Функцией “Transmissibility” по-хорошему нельзя делить шапку от оторочки, сам до конца не понял почему, но тех.поддержка пишет об этом. В моём случае, ситуация сложнее, встает вопрос об ОФП.
Конусы: чтобы смоделировать конусы в Mbal в «Tank Parameters» включаете «Monitor contacts», затем «Gas Coning» и «Water coning». Заполняете вкладку «Pore Volume vs Depth». Данные для таблицы я получил с помощью Изолайна. Далее в Gap в установках скважины включаете Coning и заполняете все необходимые данные. Кратко так.
Спасибо, добрый человек, за подробный ответ! Только что за галочка "Enter Gas Cap as Surface Volume"? У меня версия MBal'a 10.5 (IPM 7.5). Там таких галочек нет нигде, а в ней, я так полагаю, и содержится сокровенное решение моей задачи.
Нужно обновлять до 9.0. У меня такая же задача сейчас стоит. Моя проблема в том, что объем газовой шапки гораздо выше объема нефти. И почему-то в MBAL начальная насыщенность фаз зависит от этого соотношения...
Так же я не думаю, что MBAL может количественно оценить прорыв газа из газовой шапки. Насколько я понимаю, на каждом временном шаге расчитываются насыщенности фаз, из кривых ОФП берутся отн проницаемости, соответствующие насыщенности умножаются на дебит из системного графика скважин.
Вот-вот. Такая же задача. Когда я задаю Gas Cap Ratio больше 1, MBal на первом шаге расчёта ругается, типа значения So < Sor. При этом Gas Cap Ratio справка описывает так:
Defines the original ratio of the volumes occupied by gas and oil at tank conditions. It can be defined as m = (G * Bgi) / (N * Boi) where G and N are volume at surface. This parameter will be disabled if the Initial Pressure is above the Bubble Point Pressure calculated by the PVT section at Tank Temperature.
Пытался сделать наоборот: задать газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой. Результат тот же. При Oil Leg Ratio < 1 - отказывается считать.
Посидел- поразбирался. Суть в том, что в MBAL нет разделения между газовой и нефтяной или вообще какой- либо зоной. Поэтому начальные насыщения фаз рассчитываются как доля занимаемая фазой от общего порового объема. Т.е. N*Boi/(N*Boi+GBgi). Если нач запасы газа газовой шапки и нефти в оторочке совпадают в пластовых условиях по объемам, то их начальные насыщения будут равны. Soi=Sgi= (1-Swr)/2. Ну и соответственно, при определенном соотношении, когда N*Boi/(N*Boi+G*Bgi) > Sor (ост. нефтенасыщ., прописаная в кривых ОФП), дебит нефти из нефтяной оторочки будет нулевым.
То есть в моем понимании, воспроизвести профиль добычи месторождения с ГШ физически- корректно в MBAL нельзя.
Наиболее близко к корректному, я думаю, получится, если прописать небольшую долю ГШ (до 0.1), немного завысить кривую ОФП для нефти, и включить утилизацию газа, подбирая процент закачки в соответсвии с реальным объемом ГШ и дебитами нефти
Мне удалось добиться максимально адекватных результатов путем одновременного выполнения следующих действий: повышение доли ГШ в нефтяной оторочке, регулирование в ней Sor, добавление отдельного пластв с газом (весь газ, не уместившийся в оторочку), настройка параметра Transmissibility. После итеративных настроек величин каждого из параметров желаемый, наиболее близкий к физически корректному, результат был достигнут.
Указать долю газовой шапки - 1.4.
По сути это коэффициент продуктивности. Оценить его можно очень легко, если есть гидродинамическая модель, путем добавления псевдо-скважин, и загружая результаты моделирования, как историю добычи. Или по фактическим данным, подбирая регрессией при адаптации в модели материального баланса.
В МБАЛе есть возможность мониторить снижение конуса уровня ГНК и подъем ВНК, правда в это случае после прорыва полностью игнорируются фазовые для газа и используется модель вот этих товарищей:Urbanczyk, C.H. and Wattenbarger, R.A.: "Optimization of Well Rates under Gas Coning Conditions," SPE Advanced Technology Series, Vol. 2, No. 2 (скопировано из мануала). Там тоже есть инструменты для адаптации, но уже без фазовых.