Моделирование трещиноватых пластов

На прошлой неделе съездил в Ставангер на встречу с инженерами различных нефтяных компаний, занимающихся моделированием меловых известняков (chalk) в Норвежском и Датском секторах Северного моря. Были представители – BP, ConocoPhilips, Mærsk, Hess, DONG, а также представители некоторых сервисных компаний и научных институтов. Сначала был сделан небольшой обзор, в котором были освещены основные проблемы, возникающие при моделировании данных пластов. Затем все представленные компании на примере конкретных месторождений делились способами моделирования.

Основной вывод, несмотря на естественную трещиноватость меловых пород, ни одна из компаний (также как и наша) не использует в своих моделях опцию двойной пористости/двойной проницаемости, в чем я их честно говоря поддерживаю. Основная причина, по которой инженеры всеми возможными способами пытаются избежать моделирование двойной пористости – это значительное увеличение времени расчета моделей, даже на многопроцессорных кластерах, что делает процесс адаптации невыполнимым в разумные сроки.

Вторая не менее важная проблема – это высокая сжимаемость породы, значительно большая чем у песчаников и “традиционных” карбонатов. При этом происходит изменение коллекторских свойств. И главная проблема, как моделировать изменение пористости и проницаемости со временем. Но это тема для отдельного разговора.

Вернемся к модели двойной пористости. Учитывая, что мало кто ее использует в реальной жизни, хотелось бы найти простой способ определения псевдо-фазовых проницаемостей, при использовании которых поведние модели было бы эквивалентно модели с двойной средой.  Конечно, если в распоряжении имеется продолжительная история добычи, то в процессе адаптации модели можно в какой-то степени получить эти кривые. А если месторождение новое, без продолжительной истории разработки или без добычи вообще.

В общем у меня есть кое-какие идеи, в ближайшее время займусь их проверкой, затем опишу.

Share
  1. кстати я использовал, когда мне попалось месторождения с карбонатами, но больше из любопытстваи с целью понять что это такое и с чем его едят. в том что в повседневной жизни не используют, поддерживаю).
    если месторождение новое впору воспользоватся аналогией наверное…

  2. модели двойной пористости применяются действительно редко, даже на месторождениях персидского залива, где казалось бы карбонаты и все в трещинах.
    но для меня время расчета – это не причина отказываться от двойной пористости, тем более что компьютерные мощности растут день ото дня. больше проблем доставляют появление новых неопределенностей – параметра сигмы и определение пористости/проницаемости как для матрицы так и для трещин, не всегда есть данные.
    в защиту двойной пористости скажу что видел модели двойной пористости с достойной аддаптацией – и на первый взляд я даже не как их аддаптировать с одной проницаемостью.

    Ну а как работы с псевдо-фазовыми? интересно посмотреть хоть какую форму они будут иметь.

    • Да, действительно, компьютерные мощности растут, но дело с двойной пористостью не столько в недостатке мощностей, сколько в проблемах со сходимостью алгоритмов в симуляторах. Очень много времени уходит на расчет дополнительных временных шагов.
      С псевдо-фазовыми пока результатов нет, нужно еще кучу тестовых вариантов подготовить и проанализировать результаты. Недостаток свободного времени вносит коррективы)

  3. Очень интересный блог, спасибо за огромное количесво ценной информации.

    И мне также хотелось бы узнать, чем закончились ваши эксперименты с псевдо-фазовыми ? ))

    • Спасибо, буду стараться писать еще. Накопилось безобразно много черновиков, но катастрофически не хватает времени причесать и опубликовать. Хотя его всегда мало.
      С псевдофазовыми если честно не закончил, надо провести сотню другую расчетов. Ну а затем искать зависимости. Если тема интересна, попробую подвинуть ее немного вверх по приоритетам.

  4. Подскажите пожалуйста, где можно прочитать о том, как рассчитываются запасы нефти при моделировании двойной проницаемости? Говорится только о сигме и проводимости, но ни слова о том, что происходит с запасами в обеих матрицах (либо я плохо смотрела). Впервые моделирую двойную среду и получаю удвоение Oil in Place, зато добыча нефти в двух расчетах одинакова. Куб водонасыщенности и нефтенасыщенности не удваиваю.По моему предположению,в матрице трещин должно быть нулевое насыщение до первого шага, и для уравновешивания давлений между матрицей трещин и блоком ячейки, часть нефти из основного блока “перебрасывается” в трещину. Таким образом, мы получаем обе системы в равновесии без изменения начальных запасов и среднего давления в пласте (если пористость матрицы меньше основной.

    • Удвоения запасов точно быть не должно. Пористость трещин, как правило очень низкая в районе 1-2%, соответственно они содежрат достаточно низкую долю общих запасов и в основном являются лишь каналами по которым осуществляется движение жидкости. Основные запасы должны быть сосредоточены в матрице.
      И я думаю еще надо до конца разобраться с терминологией. Имеем в распоряжении 2 среды – блоки матриц (1) и трещины (2).

Leave a Comment


NOTE - You can use these HTML tags and attributes:
<a href="" title=""> <abbr title=""> <acronym title=""> <b> <blockquote cite=""> <cite> <code> <del datetime=""> <em> <i> <q cite=""> <s> <strike> <strong>