Задание в Eclipse FWL

Последнее сообщение
manoil 19 8
Ноя 10

Добрый день.
Возник такой вопрос.
Задаю в секции SCAL капиллярные давления, а в секции инициализации ВНК.А где мы задаем отметку FWL, ведь все капиллярные давления у нас отсчитываются от FWL? Или Eclipse каким-то образом сам расчитывает значение FWL, то как?

mne70let 77 9
Ноя 10 #1

manoil пишет:

Добрый день.
Возник такой вопрос.
Задаю в секции SCAL капиллярные давления, а в секции инициализации ВНК.А где мы задаем отметку FWL, ведь все капиллярные давления у нас отсчитываются от FWL? Или Eclipse каким-то образом сам расчитывает значение FWL, то как?


Капиллярное давление задается на ВНК в кл. слове Equil. В зависимости от его величины определяется отметка FWL:
Pc=Дельта плотностей воды и нефти * g * Высоту от FWL.
Следовательно:
Отметка FWL = Hвнк + Pc(ВНК)/(Дельта плотностей * g).

Если капиллярное давление на ВНК нулевое (по умолчанию), то уровень свободной воды совпадет с уровнем ВНК.

manoil 19 8
Ноя 10 #2

Спросил об этом в другой теме,но все же повторюсь.
А если у меня Pc не равно 0 на ВНК (Sw=1), значит я это значение должен указать в слове EQUEL, так?
А если у меня несколько HFU, то для какого типа я должен указать Pc в слове EQUEL?
Спасибо

mne70let 77 9
Ноя 10 #3

manoil пишет:

Спросил об этом в другой теме,но все же повторюсь.
А если у меня Pc не равно 0 на ВНК (Sw=1), значит я это значение должен указать в слове EQUEL, так?
А если у меня несколько HFU, то для какого типа я должен указать Pc в слове EQUEL?
Спасибо


Теоретически ВНК - наименьшая АО, при которой Sw=100%. Соответственно, за давление на Pc надо брать минимальное значение Pd (Pc(Sw=100%)) из всего множества капиллярок для разных HFU, предположительно - Pd для самой жирной единицы потока. Это значение и определит FWL.

Для остальных HFU насыщенность и, соответственно, ВНК пересчитаются по заданным J-функциям от данного FWL, надо только сатнумы соответствующие задать.

Но это всё теоретически, насколько совпадет расчет с желаемым и нет ли в Эклипсе каких-то подводных камней в этом направлении - не знаю, ибо никогда так не изощрялсяsmile.gif

Alex_V 23 3
Янв 16 #4

Цитата:

Теоретически ВНК - наименьшая АО, при которой Sw=100%. Соответственно, за давление на Pc надо брать минимальное значение Pd (Pc(Sw=100%)) из всего множества капиллярок для разных HFU, предположительно - Pd для самой жирной единицы потока. Это значение и определит FWL.

Вот меня всегда смущала ситуация с Pd... просто по логике, при водонасыщенности 100 % фаза в порах одна, верно? Так откуда в присутствии одной фазы берется капиллярное давление (основа которого - силы меж-фазного натяжения)?

Доподлинного ответа не знаю, есть только не подтвержденное специалистами по керну предположение что Pd на самом деле соответствуе Sw=99.999 % ил около того (т.е. все равно не замеришь с такой точностью), а при 100 % все же Pc=0.

Ну и добавлю - из теории и практики работы с ECLIPSE, важно чтобы значение Pc из таблицы SWOF при макс. давлении и значение Pc на ВНК из слова EQUIL совпадали, или как минимум чтобы значение из EQUIL не выходило за диапазон заданный в SWOF. Вариант когда в SWOF капиллярка задана от максмума до Pd а в EQUIL стоит ноль - может привести к некорректным насыщенностям.

mne70let 77 9
Янв 16 #5

Alex_V пишет:

Вот меня всегда смущала ситуация с Pd... просто по логике, при водонасыщенности 100 % фаза в порах одна, верно? Так откуда в присутствии одной фазы берется капиллярное давление (основа которого - силы меж-фазного натяжения)?

Доподлинного ответа не знаю, есть только не подтвержденное специалистами по керну предположение что Pd на самом деле соответствуе Sw=99.999 % ил около того (т.е. все равно не замеришь с такой точностью), а при 100 % все же Pc=0.

 

По-моему, с Pd /Pc_entry все вполне логично. 

Просто надо сразу договориться, что Pd в пласте возникает в процессе первичного дренирования, когда 100% водонасыщенная залежь начинает заполняться нефтью. В этот момент за очень редким исключением порода гидрофильна. Фобизация возникает уже позже при старении на контакте вода-нефть-порода, в карбонатах - чаще, в терригенке - реже. Поэтому, кстати, многие кривые дренирования получают на очищенном керне, а кривые пропитки / ОФП - на состаренном.

Раз порода гидрофильна, то для вытеснения воды нефтью необходимо преодолеть какое-то входное давление, обратно пропорциональное размеру пор. Рd соответствует давлению, которое надо приложить для проталкивания нефти в поры самого крупного радиуса. Для заполнения более мелких пор нужно прикладывать все большее давление. Самые мелкие поры остаются заполненными водой всегда (грубо говоря - связанная вода), что соответствует асимптоте Рс. 

Если верить шелловским экспертам, то значения Pd в системе нефть-вода в коллекторе запросто могут достигать величины 0.2 - 0.4 атм. А это многие метры чистой воды выше FWL, если пересчитать в высоту.

Alex_V 23 3
Янв 16 #6

mne70let пишет:

По-моему, с Pd /Pc_entry все вполне логично. 

Просто надо сразу договориться, что Pd в пласте возникает в процессе первичного дренирования, когда 100% водонасыщенная залежь начинает заполняться нефтью. В этот момент за очень редким исключением порода гидрофильна. Фобизация возникает уже позже при старении на контакте вода-нефть-порода, в карбонатах - чаще, в терригенке - реже. Поэтому, кстати, многие кривые дренирования получают на очищенном керне, а кривые пропитки / ОФП - на состаренном.

Раз порода гидрофильна, то для вытеснения воды нефтью необходимо преодолеть какое-то входное давление, обратно пропорциональное размеру пор.

Ну кстати, Ваше объяснение с моим предположением не конфликтует:), " Pd в пласте возникает в процессе первичного дренирования, когда 100% водонасыщенная залежь начинает заполняться нефтью" - начинает заполняться т.е. некоторое мизерное количество нефти уже появилось в системе (0,001 % - почему нет?). Чтобы порода проявила свое "предпочтение" - какой флюид ее лучше смачивает - надо чтобы был выбор между флюидами, ведь не бывает просто "смачиваемой" породы, есть порода смачиваемая тем или иным флюидом лучше чем другим / другими. По сравнению с нефтью - тот же песчаник гидрофильный в большинстве случаев, а по сравнению с газом - и нефть становится смачивающей, все относительно.

Почему я на этом моменте внимание заостряю - когда переходят к гидродинамке, мне приходилось в некоторых случаях видеть, как в том же Эклипсе задают кривую капиллярного давления где пр Sw=100 % кап. давление равно ненулевому Pd... а на контакте (в слове EQUIL) в этой же модели пишут что "кап. давление на FWL равно 0". Эклипс все это видит и при инициализации не может понять - "какая же водонасыщенность должна быть при Pc равном 0, если пр Pc=Pd она 100 %?!", а потом начинаются вопросы типа "почему у меня в модели есть ячейки с отрицательной нефтенасыщенностью?!":)...

А что порода гидрофильна - так по-моему это как правило по умолчанию  предполагается в ГД-моделировании на терригенных коллекторах. На карбонатах насколько я знаю как правило предполагается гидрофобность (и кап. давления задаются отрицательными, т.к Pcow=Po-Pw а у гидрофобного коллектора Pw в переходной зоне окажется больше чем Po).

mne70let 77 9
Янв 16 #7

Alex_V пишет:

А что порода гидрофильна - так по-моему это как правило по умолчанию  предполагается в ГД-моделировании на терригенных коллекторах. На карбонатах насколько я знаю как правило предполагается гидрофобность.

Тоже долгое время так думал. Но на самом деле карбонаты также первично гидрофильны и фобизируются в той или иной степени уже после заполнения ловушки нефтью.

mne70let 77 9
Янв 16 #8

Это я к тому, что у нас текущая практика такая: начальное распределение задается кривыми дренирования, определенными на чистых практически полностью фильных образцах.
Вытеснение нефти в процессе разработки моделируется кривыми пропитки уже с учетом фобизации. Это и ОФП, и, если необходимо, кривые Pc, которые уходят в минус в случае фобности.

Под дренированием я здесь имею ввиду процесс уменьшения Sw, под пропиткой - увеличения. Вне зависимости от фильности/фобности. Это очень удобное упрощение, тк иначе возникает путаница, тем более большая часть реальных пород обладает промежуточной смачиваемостью.

Моделирование начального состояния таким образом для меня самого вопрос спорный - если смачиваемость измненилась после заполнения, то, по идее, должно произойти перераспределение насыщенности в геологическом времени. Но с точки зрения практики моделирования карбонатов, в т.ч. сопоставления начального насыщения по электрической и капиллярной модели, есть сильные аргументы за такой подход.

VIT 1082 12
Фев 16 #9

правильно mne70let говорит, я ни разу не видел породы которая бы в минус уходила сразу. Обычно кривая дренирования одинакова для гидрофильных и гидрофобных пород. Разница в кривой пропитки когда для гидрофобных пород она уходит в минус при высоких значения насыщености. Даже сильно гидрофобные породы обычно имеют смешаную смачиваемость. Если взять керн и положить в воду то часть нефти обычно выходит из-за спонтанной пропитки.

*Перераспределения фаз не происходит после гидрофобизации потому что во время заполнения ловушки в переходной зоне не достатоно давления для вытесения воды из всех пор. Соответственно куда нефть не дошла там и не будет гидрофобизации.

Go to top