Как заставить в межскважином пространстве образовыватся целикам нефти?

Последнее сообщение
RomanK. 2138 16
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 360 16
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. 2138 16
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 360 16
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. 2138 16
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 15
Дек 10 #105

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

Гоша 1201 17
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 15
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 1201 17
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. 2138 16
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 834 16
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. 2138 16
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 144 16
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 12
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 851 15
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 89 12
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. 2138 16
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.

DimA1234 360 16
Май 23 #117

Поднимем тему - актуальности она точно не потеряла.

В принципе, кроме рисования "банок" вокруг скважин и задания областей за "банками" неактивными, другого способа не вижу.

Поэтому пока делаю так (в связке Petrel+FrontSim+Eclipse).

Прогоняю во FrontSim расчёт на месяц для стабилизации режима разработки (Qinj=const и BHP_Prod=const) -> загружаю в Petrel куб плотностей линий тока (STRDENS) -> по некоторой величине (собственно, за её знание и платят деньги геологу) отсекаю дренириемую область -> задаю внутри неё активные ячейки -> экспорт в Eclipse и расчёт -> получение карт Рпл на каждый шаг.

Соответственно, любая смена работы хотя бы одной скважины - всё нужно делать заново.

DimA1234 360 16
Май 23 #118

BNS пишет:

...был предложен метод учёта коэффициента охвата как функции длины линий тока в гидродинамическом моделировании. Попробую кратко описать главную идею.

В каждый момент моделирования по линиям тока расчитывается Кохв в каждой ячейке и поровый объём ячейки делится на охваченную и неохваченную части. Кохв пересчитывается при событиях, существенно изменяющих структуру потока (линии тока), таких как ввод/выбытие скважин, перфорация/изоляция и т.п. В неохваченной части движения жидкости не происходит, насыщенности и давление не меняются, т.е. часть запасов остаётся невовлечённой в дреннирование и образуются те самые зоны высокой концентрации остаточных запасов.

Нашёл - да, этот подход я применяю.

DimA1234 360 16
Май 23 #119

Продолжим (и пока закончим).

Расчёт на прогноз.

Маленькая залежь разбуривается 5-ью скважинами, ввод каждой новой - ежегодно; затем залежь разрабатывается 10 лет.

При вводе каждой новой скважины рассчитывается модель во FrontSim -> снимается куб плотностей линий тока -> отсекается область дренирования. Период после ввода всех скважин (10 лет) считается без ежегодоного пересчёта во FrontSim - режим разработки стабильный.

Карты, графики и воркфлоу (чуть не умер, пока писал) прилагаю.

DimA1234 360 16
Май 23 #120

RomanK. пишет:
Это решение позволяет убрать "баг" классической теории - когда волна давления распространяется на бесконечное расстояние.

Ну, да - это и есть основной "баг" всего моделирования, а не неучёт капиллярных и вязкостных сил.

Теоретическое месторождение 150х150 км, в центре 1 скважина - давление падает в радиусе 50 км, т.е. Кохв=1.

Очевидно, что это полный бред.

Страницы

Go to top