Подскажите пожалуйста...
Предположим, что пласт состоит из трех зон - "газ", "нефть" и "вода" (которые соответственно отделены ВНК и ГНК). Предполагается, фазы имеют следующие остаточные насыщенности:
- вода имеет остаточную насыщенность 0.15 (т.е. насыщенность в зонах "газ" и "нефть")
- нефть 0.1 (т.е. насыщенность в зонах "газ" и "вода")
- газ 0.1 (т.е. насыщенность в зонах "нефть" и "вода")
В Eclipse для воды получается задать ост. нас. 0.15, а для газа и нефти не получается.
Может кто задавал остаточную газо- и нефтенасыщенности? Поделитесь пожалуйста опытом...
Ниже более подробно что к чему
В функциях насыщенности для воды, газа и нефти: SWFN, SGFN и SOF3 первой строкой задается остаточная насыщенность, а последней максимальная насыщенность.
В документации к Eclipse говорится, что во всех трех зонах сначала задается насыщенность по воде (в зоне "вода" - максимальная, в зонах "нефть" и "газ" - остаточная), потом задается насыщенность по газу (в зоне "газ" - максимальная, в зонах "нефть" и "вода" - остаточная), а затем рассчитывается насыщенность по нефти как 1 - Sw - Sg.
Действую по такому же принципу. В первой и последней строках для SWFN (для воды) задаю соответственно 0.15 (ост.) и 0.8(max).
В первой и последней строках для SGFN (для газа) задаю соответственно 0.1 (ост.) и 0.75(max).
Смотрю в FloViz - для воды получается, а для нефти и газа нет. Да еще к тому же Eclipse ругается, что в SGFN максимальная насыщ. должна быть не 0.75, а 0.85 (т.е. с учетом только ост. водонас.); в SWFN макс. насыщю вместо 0.8 должна быть 1.
Че то помню были запары какие-то с этим набором слов.
Может чтоб не разбираться альтернативой воспользоваться SWOF, SGOF. Я обычно этой комбинацией задаю, и все в наличии и нефть и вода и остаточный газ
Попробуй вначале без капиллярок, может быть переходная зона большая, или напутал чего:
SWFN
0.15 0.00 0.00
0.75 0.80 0.00
0.80 1.00 0.00
/
SOF3
0.25 0.00 0.00
0.75 0.80 0.80
/
SGFN
0.10 0.00 0.00
0.75 1.00 0.00
/
Good Luck,
Инженер
Вбил точно так. При запуске выдаются следующие warnings:
1. SOF3/SGFN TABLE 1 HAVE DIFFERENT KRO AND KRG VALUES OF .800000 AND 1.00000 AT SOMAX=1-SWCO-SGCO THIS CAN CAUSE DISCONTINUITIES AS WHEN A FLUID CHANGES FROM A GAS TO AN OIL (OR VICE VERSA) AS A SINGLE PHASE. IF GAS INJECTION IS TO BE USED IT IS RECOM
2. SGFN TABLE 1 HAS A MAXIMUM SATURATION VALUE OF .750000 THIS SHOULD BE 1-SWCO=.850000 UNLESS INITIAL GAS SATURATIONS ARE TO BE RESTRICTED TO THIS VALUE
3. SWFN TABLE 1 HAS A MAXIMUM SATURATION VALUE OF .800000 THIS SHOULD BE 1, UNLESS INITIAL WATER SATURATIONS ARE TO BE RESTRICTED TO THIS VALUE
И в FloViz остаточная насыщенность только для воды
Извиняюсь за критику, но фазы не имеют остаточных насыщенностей.
Требования, которые определены в ECLIPSE для концевых точек фазовых проницаемостей определены в Technical Description, раздел Saturation Functions, пункт Consistency requirements. Там же и дается обоснование этим требованиям.
Читал конечно этот раздел. Там приводится ряд ограничений и равенств:
1. Sg_max <= 1 - Sw_min
2. Sg_min <= 1 - Sw_max
3. So_max = 1 - Sw_min - Sg_min
4. Krow(So_max) = Krog(So_max)
5. Krw(Sw=0) = Krg(Sg=0) = Krow(So=0) = Krog(So=0) = 0
где "min" - остаточные насыщенности
Так что из этих зависимостей следует?
2. Смести ГНК на 5005 (FIELD), добавь RPTSOL 'RETSTART=2'. закоментируй NOGGF
3. Убедись, что во Floviz нужная тебе насыщенность.
4. Смотри, что ты использовал дополнительно .... масштабирование концевых? JFUNC? .... SWATINIT :-)
5. WARNING читаем: ... используй SGFN max = 0.85 иначе максим. газ будет 0.75 ... (минимальная вода 0.15 => в газовой шапке 1-0.75-0.15=0.1 нефти что и просили).
используй SWFN max = 1 иначе максимальная вода ограничена значением 0.8 ... минимальный газ 0.1 нефти ... 1-0.8-0.1 = 0.1
В общем отчет из SCALE.DATA по ячейкам
Z=1 SOIL=0.1 SWAT=0.15 SGAS=0.75
Z=2 SOIL=0.75 SWAT=0.15 SGAS=0.1
Z=5 SOIL=0.1 SWAT=0.8 SGAS=0.1
Проверь, убедись что все работает и ищи проблему в опциях своего варианта.
Good Luck,
Инженер
Подскажите пожалуйста...
Какие значения коэффициентов вытеснения нефти газом для матрицы встречались вам в моделях с двойной пористостью в теории и на практике?
Коллектор трещиноватый, карбонатный. Матрица смешанного типа, преимущественно гидрофобная.
Особенно буду благодарен за ссылки на статьи по этому вопросу.
Люди подсобите разобраться.
Ситуация следующая: месторождение с газовой шапкой по подсчету запасов мах газонасыщенность = 0,71
есть исследование керна по одной скважине, по порометрии получается минимальная остаточная водонасыщенность =0,299, а средняя по образцам =0,389, остаточная нефтенасыщенность минимальная =0,159, средняя=0,223. Фазовые проводились на вытеснение нефти водой.
если опираться на газонасыщенность, получается 0,71=1-Sw-Sor? те Sw+Sor=0,29. Даже если принять что газ полностью вытесняет нефть, остаточная водонасыщенность не дотягивает до средней по керну. Как поступить, какие краевые точки брать и какими ключевыми словами swof-sgof или swfn-sgfn обычно пользуются при моделировании залежи с газовой шапкой?
В принципе, можно для начала принять осредненные параметры применительно для всей залежи, Swc = 0.389, Sor = 0.233... Единственный вопрос, какова средняя газонасыщенность в газ.шапке (вы привели только максимальное значение)?
Но лучше всего, если имеется достаточно данных, построить грид Swc, например, из зависимости пористость-насыщенность, и то же самое для остаточной нефти... Или если зависимость построить нельзя использовать интерполяцию или кригинг для распространения св-в... Затем добавить опцию масштабирования фазовых и вперед...
Я обычно использую набор SWFN-SOF3-SGFN
Держи калькулятор, не то, что бы сильно помогает, но как то нагляднее с трехфазными работать.
krmenu.ZIP
Всем спасибо более менее разобрался в данном вопросе.