Как заставить в межскважином пространстве образовыватся целикам нефти?

Последнее сообщение
RomanK. 2163 13
Июн 08

Многие слова были написаны и многие кости сломаны.
Но сейчас, братья (и сёстры?) обращу ваши терпкие умы к следующему.

Каким способом, невзирая не его физичность/нефизичность, заставить в межскважином пространстве образовыватся целикам нефти
И как в дальнейшем запретить любым способом вырабатывать его за бесконечно длинный период времени.

Коэффициент вытеснения трогать нельзя. Структуру порового медиа трогать тоже нельзя (пористость, проницаемость).

Вопрос вроде понятен, а кому не понятен спрошу по другому.

Между скважинами полтора километра. Скважины поработают 20 лет. Должна быть между ними нефть? Конечно, должна - полтора километра не два метра. Ногами пройдешь - устанешь. А вопрос то и есть как этого добится. Ведь теоретически то это возможно. Но мыж не теоретики, а пользователи гидродинамических программ. Понимаешь, да?

DimA1234 274 13
Ноя 10 #101

RomanK. пишет:

да, овпг попробовал. стало лучше. степень улучшения придумываешь сам, сбил кин на 70%. А можно и на 30% smile.gif до первого эксперта. впринципе похоже на техсхему. С параметрами возня~может не засчитать. Буду использовать, делать нечего.


А при обводнённости в 98% целики нефти остаются или полностью рассасываются?

RomanK. 2163 13
Ноя 10 #102

DimA1234 пишет:

А при обводнённости в 98% целики нефти остаются или полностью рассасываются?

если нефти добыто в 2 раза меньше, то как думаешь?

DimA1234 274 13
Ноя 10 #103

RomanK. пишет:

если нефти добыто в 2 раза меньше, то как думаешь?


То, есть ответ на вопрос в заглавии темы найден?

RomanK. 2163 13
Ноя 10 #104

DimA1234 пишет:

То, есть ответ на вопрос в заглавии темы найден?

не совсем серьезное, но решение типа костыль. Надо бы обзор написать. Влияние неоднородности при переходе от гео к гидро не настолько сильно как кажется, но гео строение есть определяющий фактор, и наше по сути примитивное знание имитируется читами гидродинамики.

Till 15 12
Дек 10 #105

а для эклипса есть подобная опция? что-нибудь простое, как эта темпестовская кусочно-линейная функция вязкости от градиента?

Гоша 1196 14
Дек 10 #106

Till пишет:

а для эклипса есть подобная опция? что-нибудь простое, как эта темпестовская кусочно-линейная функция вязкости от градиента?


Одним "простым" словом такая вещь не описывается. Вообще непонятно как опция в темпесте соотносится с известными формулами реологии по расчету эффективной вязкости.
Ну и вдобавок - если в разных направлениях из одной ячейки разные перепады давлений, то в какой "пропорции" вы поделите вытекающий/втекающий объем флюида?

Till 15 12
Дек 10 #107

Гоша пишет:

Ну и вдобавок - если в разных направлениях из одной ячейки разные перепады давлений, то в какой "пропорции" вы поделите вытекающий/втекающий объем флюида?


Точную формулу пропорции я конечно написать не смогу, но рассуждения здесь примерно такие. С точки зрения математики, вязкость - это тоже самое, что и фазовая проницаемость, т.к. во все уравнения фильтрации эти величины входят неразлучной парой (Kr/visc). И если ОФП зависит от направления, то не вижу проблем наделить этим же свойством вязкость
А по поводу соотнесения с эффективной вязкостью... Не нужно в этой опции видеть попытку описать вязкость на удалении от скважины. Это математически мы влияем на вязкость, а с точки зрения физики понимаем, что этим моделируются несколько другие процессы, которые и являются предметом обсуждения в данном топике.

Гоша 1196 14
Дек 10 #108

Till пишет:

Точную формулу пропорции я конечно написать не смогу, но рассуждения здесь примерно такие. С точки зрения математики, вязкость - это тоже самое, что и фазовая проницаемость, т.к. во все уравнения фильтрации эти величины входят неразлучной парой (Kr/visc). И если ОФП зависит от направления, то не вижу проблем наделить этим же свойством вязкость
А по поводу соотнесения с эффективной вязкостью... Не нужно в этой опции видеть попытку описать вязкость на удалении от скважины. Это математически мы влияем на вязкость, а с точки зрения физики понимаем, что этим моделируются несколько другие процессы, которые и являются предметом обсуждения в данном топике.


ОФП зависит от текущей насыщенности в ячейке, ну и в крайнем случае направления процесса (дренирование/пропитка), если наблюдается гистерезис. А потому, для ячейки фазовая вычисляется однозначно.
Если принять математическое определение градиента (к сожалению, не знаю, принято ли оно в симуляторе), то для зависимости вязкости получим тоже однозначное вычисление: вязкость будет меняться в том направлении, куда указывает градиент, а при перетоке в остальные ячейки останется той же самой. Однако это уж совсем лишается физического смысла.

Воздействовать математически можно на любой сомножитель (хоть ту же ОФП) в уравнении потока флюида и математически изменение расхода может остаться таким же. Вопрос в калибровке этих модификаторов - на что ориентироваться?

RomanK. 2163 13
Дек 10 #109

Гоша пишет:

ОФП зависит от текущей насыщенности в ячейке, ну и в крайнем случае направления процесса (дренирование/пропитка), если наблюдается гистерезис. А потому, для ячейки фазовая вычисляется однозначно.
Если принять математическое определение градиента (к сожалению, не знаю, принято ли оно в симуляторе), то для зависимости вязкости получим тоже однозначное вычисление: вязкость будет меняться в том направлении, куда указывает градиент, а при перетоке в остальные ячейки останется той же самой. Однако это уж совсем лишается физического смысла.

Воздействовать математически можно на любой сомножитель (хоть ту же ОФП) в уравнении потока флюида и математически изменение расхода может остаться таким же. Вопрос в калибровке этих модификаторов - на что ориентироваться?

калибровал исходя из такого представления ~ в радиусе 300..500 метров вязкость без изменений, при больших растояниях вязкость в 10 раз выше. Чистое вуду. Также ориентировка на накопленую добычу нефти/толщина. Взять с 10 метров 1 млн тонн нереально, снижал до 300..400. Имитация зависимости псс на кин.

FullChaos 875 13
Дек 10 #110
Цитата

решение типа костыль

Подскажите какой костыль можно реализовать, чтоб при вскрытии скважиной пласта не работали пропластки с проницаемостью в 3-5 раз ниже максимального в данной скважине (для каждой скважины будут свои максимальные значения).

RomanK. 2163 13
Дек 10 #111

FullChaos пишет:

Подскажите какой костыль можно реализовать, чтоб при вскрытии скважиной пласта не работали пропластки с проницаемостью в 3-5 раз ниже максимального в данной скважине (для каждой скважины будут свои максимальные значения).

Я сейчас не могу сказать точно, но в процессе игры с параметрами, можно добится не только площадного затухания фильтрации, но и послойного. Здесь надо подумать, под рукой нет на чем посчитать. Или задавливались слои с высокой проницаемостью (что нам не нужно) или именно дохлые окочательно замолкали (что нас интересует). Посмотрю когда выберусь из этой чертовой Москвы.

Mishgen 145 13
Дек 10 #112

FullChaos пишет:

Подскажите какой костыль можно реализовать, чтоб при вскрытии скважиной пласта не работали пропластки с проницаемостью в 3-5 раз ниже максимального в данной скважине (для каждой скважины будут свои максимальные значения).

Простите, а почему именно в 3-5 раз? Янина читаем или какие-то еще исследования есть (ссылочки и на других авторов бы ...)?

С уважением,
Инженер.

JackFrost 3 9
Апр 12 #113

Исследования по остаточной нефтенасыщенности в зависимости от градиента давления или же от скорости фильтрации были проведены еще пол века назад. Известны различные зависимости. Чтобы включить это в гидродинамическую модель строится карта градиентов или скоростей и "цепляется" к SOWCR. Все. Чтобы учесть эффект защемленной нефти капилярными силами, эта карта цепляется к SWCR или SWL. В результате вы получите целики нефти там где они должны быть и где раньше в "обычной" модели вы их не наблюдали.

Кстати, хотел бы заметить, что остаточная нефтенасыщенность возрастает с улучшением ФЕС. Это же относится и к начальной нефтенасыщенности.

AlNikS 878 13
Апр 12 #114

Это не более, чем костыль, который ранее в этой теме уже обсуждался. Запасы, не охваченные разработкой, переводятся в категорию неподвижных. А для моделирования уплотняющего бурения все заново перестраивать и переадаптировать?

Airat55 93 9
Апр 12 #115

JackFrost пишет:

Исследования по остаточной нефтенасыщенности в зависимости от градиента давления или же от скорости фильтрации были проведены еще пол века назад. Известны различные зависимости. Чтобы включить это в гидродинамическую модель строится карта градиентов или скоростей и "цепляется" к SOWCR. Все. Чтобы учесть эффект защемленной нефти капилярными силами, эта карта цепляется к SWCR или SWL. В результате вы получите целики нефти там где они должны быть и где раньше в "обычной" модели вы их не наблюдали.

Кстати, хотел бы заметить, что остаточная нефтенасыщенность возрастает с улучшением ФЕС. Это же относится и к начальной нефтенасыщенности.

 

не соглашусь ни с первым, ни со вторым. по концевым точкам - мы получим статические поля малоподвижной нефти, независимо от сетки разработки. т.е. способ для этих задач никуда не годится. а вообще применение концевых точек и масштабирование ОФП эт хорошо, красиво и физично)) давно пора сделать обязаловкой для геологов.

 

про второе - зависимость ФЕС и остаточной нефтенасыщенности есть. но в большинстве случаев с точностью наоборот - чем лучше ФЕС, тем меньше остаточной нефти. иного я в практике не встречал. наверняка бывают и исключения..

RomanK. 2163 13
Апр 12 #116

Сам начал, сам и окончу.

По скоростями фильтрации, понятное дело никакой модификацией остаточных нефтенасыщенностей здесь и не должно пахнуть. Хорошие товарищи из Самары докладывают:

http://www.mathnet.ru/links/5830ec420aeabcf14f2635a6d0bf229e/mm158.pdf

http://www.mathnet.ru/links/cebb10569b6489e42b5ec064e1450b45/mmkz111.pdf

Технически (я сейчас не могу найти статью) они брали результат расчета на некоторый временной шаг и мутили с ним, убирая ненужное изменение давления/насыщенности. Это решение позволяет убрать "баг" классической теории - когда волна давления распространяется на бесконечное расстояние. Дополнительно, оказывается там что-то с ещё с импульсом и количеством молекул, которые передают давление (уже ничерта не помню).

И второй момент, который играет решающую роль это:

http://marla.fancymaces.ru/?p=629

http://burneft.ru/archive/issues/2011-02/16

То есть, проблема "как в межскважином пространстве заставить образовыватся целикам нефти" на 95% состоит из нашего примитивного познания геологии (все таки победили геологи!) и на 5% от недостатка теории и, как следствие, симулятора. Поэтому изыскания в программах моделирования прекратил.

Связность межскважинного пространства изучается только статистически. Решение со статистических характеристик генерировать "объемные" картинки (то что предлагают пакеты геологического моделирования) это решение от безысходности. Хорошо когда компьютерные геологи понимают причину применения геостатистики и плохо когда нет, так как "курсы моделирования" клепают нинтендо-геологов, но думаю маркетинг не сможет победить здравый разум. По этой причине изыскания в конкретных-сеточных геологических пакетах моделирования прекратил.

Итог - на данный момент, из доступного мне понимания развития компьютерного моделирования, решения проблемы зависимости накопленной добычи нефти от количества скважин нет. Ожиданий в решении также нет. Известное мне решение имеется в статистическом виде (коэффициент сетки), как переложить его на моделирование не имеют понятия. Может кто и займется.

Страницы

Go to top