Методы и технологии прогнозирования, поисков, разведки и освоения глубинной нефти > Практическая помощь в проектных решениях
АВПД - природа явления и способы прогнозирования
Карпов Валерий Александрович:
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июня 22, 2016, 04:09:56 pm ---Валерий Александрович, уважаю Вас за настойчивость и упрямство в отстаивании своих идей. Но логика такова, что с законами физики не поспоришь и в данном случае (природа АВПД и нисходящая миграция) эти законы работают против Вас, а тут уже никакая настойчивость и упрямство Вам не помогут.
К слову только замечу, что природа АВПД везде в мире одинаковая, а в бажене ЗС она классически демонстрирует напорную инъекционную природу в условиях гидродинамически замкнутой (низкопроницаемой) системы.
Вы спрашиваете, "Почему ниже АВПД пластовое давление подчинено гидростатическому закону (в общем случае)?", а потому, что ниже (в тюменке) нет таких мощных покрышек как бажен, способных сохранить АВПД от рассеивания.
--- Конец цитаты ---
Ахмет Иссакович!
Настойчивость и упрямство не столько функция характера, сколько давление той фактуры, которую пришлось видеть.
Представьте себе, когда при бурении скважины уходит в пласт раствор, - это модель нисходящей фильтрации в строгом соответствии с ФИЗИКОЙ, ее законами.
При оживлении разлома, соединяющего бажен (с пл.давлением 450 атм) и тюменку (с пл.давлением -300 атм), куда потечет флюид?
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Валерий Александрович, не вопрос, отвечу без больших затруднений.
1. Представьте себе, когда при бурении скважины уходит в пласт раствор, - это модель нисходящей фильтрации в строгом соответствии с ФИЗИКОЙ, ее законами.
Ответ: нет, это не нисходящая фильтрация, а боковая, принудительная фильтрация (не миграция) бурового раствора в пласт за счет разности гидравлического напора, обусловленного градиентом плотности флюида (буровой раствор - 1,2-1,4; пластовая вола - 1). Это при условии, что не работают насосы, гоняющие буровой раствор по колонне. Этот Ваш довод снят.
2. При оживлении разлома, соединяющего бажен (с пл.давлением 450 атм) и тюменку (с пл.давлением -300 атм), куда потечет флюид?
Ответ: если разлом оживляется естественным путем (геологическим), он растет снизу-вверх и несет в своем теле напорный глубинный флюид, обеспечивающий расклинивающий эффект и рост разлома. Потом, некорректная постановка вопроса. Вы моделируете ситуацию после формирования АВПД, а момент ее формирования, будет все наоборот: проникновение разлома в чехол и напорная инъекция снизу с пласты под мощными экранами. Наблюдаемая картина - это релаксированные давления.
Карпов Валерий Александрович:
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июня 23, 2016, 12:03:36 am ---Валерий Александрович, не вопрос, отвечу без больших затруднений.
1. Представьте себе, когда при бурении скважины уходит в пласт раствор, - это модель нисходящей фильтрации в строгом соответствии с ФИЗИКОЙ, ее законами.
Ответ: нет, это не нисходящая фильтрация, а боковая, принудительная фильтрация (не миграция) бурового раствора в пласт за счет разности гидравлического напора, обусловленного градиентом плотности флюида (буровой раствор - 1,2-1,4; пластовая вола - 1). Это при условии, что не работают насосы, гоняющие буровой раствор по колонне. Этот Ваш довод снят.
Пока не получается.
Здесь нисходящая и боковая (без разности) определены репрессией: разностью забойного давления (давление столба пром.жидкости) и пластовым давлением. При работающих насосах -+ динамические давления.
Да, это можно назвать принудительной фильтрацией (и миграцией). И что? Разве та миграция, о которой говорите Вы, не принудительная?
2. При оживлении разлома, соединяющего бажен (с пл.давлением 450 атм) и тюменку (с пл.давлением -300 атм), куда потечет флюид?
Ответ: если разлом оживляется естественным путем (геологическим), он растет снизу-вверх
Не только. По Гзовскому бывает и сверху- вниз
и несет в своем теле напорный глубинный флюид, обеспечивающий расклинивающий эффект и рост разлома.
Как доказать, что первичен "...напорный глубинный флюид, обеспечивающий расклинивающий эффект и рост разлома."?
Потом, некорректная постановка вопроса. Вы моделируете ситуацию после формирования АВПД, а момент ее формирования, будет все наоборот: проникновение разлома в чехол и напорная инъекция снизу с пласты под мощными экранами. Наблюдаемая картина - это релаксированные давления.
Почему же тогда нижнетюменские достаточно мощные глинистые толщи не имеют АВПД?
Почему все коллектора в тюменке содержат флюид под давлением Р=кН+А?
Такая ровная релаксация?
--- Конец цитаты ---
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Валерий Александрович, по первому вопросу нельзя путать природные факторы миграции и техногенные факторы фильтрации в пласт из скважины. Мы же рассуждаем о формировании залежей, там нет насосов, которые бы создавали репрессии на пласт, только гравитационный фактор, который для воды при плотности 1, может обеспечить нисходящую миграцию до глубины 1 км (до уравновешивания с величиной гидростатического пластового давления).
По второму вопросу. Трещины (разломы), обеспечивающие флюидопотоки при формировании залежей растут и фильтруют снизу. Для этих задач Ваш ТБ может работать только на глубину до 1 км (около 800 м, учитывая плотность нефти). Заметьте я рассуждаю не для порового пространства, где Ваш механизм невозможен из-за капиллярного сопротивления, я рассуждаю абстрактно для некой вертикальной высокопроницаемой трещинной зоны, для которой фильтрационные сопротивления условно мы сводим к минимуму.
Насчет тюменки ничего не понял. Но мое видение этой проблемы можно почитать в конце статьи: ТЕХНОЛОГИЯ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИ РАЗВЕДКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА (http://conference.deepoil.ru/images/stories/docs/4KR/theses/Timurziev-Lastovetsky_Theses.pdf)
Шевченко Николай Борисович:
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июня 23, 2016, 04:29:34 pm --- Валерий Александрович, по первому вопросу нельзя путать природные факторы миграции и техногенные факторы фильтрации в пласт из скважины. Мы же рассуждаем о формировании залежей, там нет насосов, которые бы создавали репрессии на пласт, только гравитационный фактор, который для воды при плотности 1, может обеспечить нисходящую миграцию до глубины 1 км (до уравновешивания с величиной гидростатического пластового давления).
По второму вопросу. Трещины (разломы), обеспечивающие флюидопотоки при формировании залежей растут и фильтруют снизу. Для этих задач Ваш ТБ может работать только на глубину до 1 км (около 800 м, учитывая плотность нефти). Заметьте я рассуждаю не для порового пространства, где Ваш механизм невозможен из-за капиллярного сопротивления, я рассуждаю абстрактно для некой вертикальной высокопроницаемой трещинной зоны, для которой фильтрационные сопротивления условно мы сводим к минимуму.
Насчет тюменки ничего не понял...
--- Конец цитаты ---
Ахмет Иссакович, я предполагаю у Валерия Александровича синдром "профессионального перекоса". По видимому он в основном разрабатывал месторождения на глубинах до 3,5-4км, где влияние литостатическго давления относительно слабое.
А добыча нефти с глубин более 5км, где литостатическое давление начинает оказывать всё возрастающее влияние на процесс разработки, для него практически белое пятно.
Тут даже показывай фотки как фонтанирует нефть с глубины около 10км, всё равно будет повторять мантру "о нисходящих фильтрациях".
:)
Навигация
Перейти к полной версии