Учёт эффективной фазовой проницаемости в модели

Последнее сообщение
engeneer 5 11
Ноя 10

Здравствуйте, думаю все из нас сталкивались с заданием кривых относительных фазовых проницаемостей в модели. Практически всегда, по крайней мере я, задают относительную проницаемость для нефти равной единицы в присутствии связанной воды, помимо этого в модель закладывается абсолютная проницаемость определённая по некой зависимости (один из вариантов, может кот делает по другому, но у меня именно такой случай), так вот что получается, что проницаемость по для нефти в присутствии остаточной воды равна проницаемости по воздуху (абсолютной), вопрос в корректности данного утверждения и соответственно задании фазовых кривых такого вида, и если всё же необходимо занижать начальную точку в кривой для нефти, то как это определить, на сколько снизить?

volvlad 2240 14
Ноя 10 #1

Конечно если есть данные это надо учитывать либо снижением проницаемости, либо фазовыми.

engi 76 11
Ноя 10 #2

может для начала поправку на клинкенберга стоит посчитать? [вопрос]

RomanK. 2164 13
Ноя 10 #3

engeneer пишет:

Здравствуйте, думаю все из нас сталкивались с заданием кривых относительных фазовых проницаемостей в модели. Практически всегда, по крайней мере я, задают относительную проницаемость для нефти равной единицы в присутствии связанной воды, помимо этого в модель закладывается абсолютная проницаемость определённая по некой зависимости (один из вариантов, может кот делает по другому, но у меня именно такой случай), так вот что получается, что проницаемость по для нефти в присутствии остаточной воды равна проницаемости по воздуху (абсолютной), вопрос в корректности данного утверждения и соответственно задании фазовых кривых такого вида, и если всё же необходимо занижать начальную точку в кривой для нефти, то как это определить, на сколько снизить?


ОФП полученные лабораторным путем нормируют к единице по нефтяной ветке, если есть исходные данные то и вопроса нет. Но кажется речь идет о ОФП закладываемые в модель полученные путем общения с осмосом. Здесь можно сравнить продуктивность по ГДИ и модель, разницу списать на эту точку (хотя это не совсем так, но да ладно), лучше конечно набить статистику, только маловероятно что будет коррелировать. Для одной-двух скважин за милую душу, даже до 10-20. Ибо на таких объемах можно получать любые значимые корреляции.
Если вам ваша проницаемость кажется "завышенной", далее исходное поле проницаемости обозвать как "газпроницаемость" и помножить на полученный вуду-коэффициент. Об этом есть в пространной книге Закирова, название примерно "Новые принципы разработки месторождений", аж в двух томах.

MironovEP 2082 12
Июн 15 #4

Подниму старую ветку. Начал более глубже вникать в тему ГД моделирования.

Насколько мне поясняли компетентные люди. Фазовая проницаемость как раз таки и появится в модели при увеличени водонасыщенности. т.е. при начале движения фазы.

вопрос в другом еще. как использовать фазовую проницаемость, полученную при ГДИ? 

или ее брать смысла нет, а естьсмысл воспроизвести КВД в Эклипс?

Airat55 93 9
Июн 15 #5

MironovEP пишет:

Подниму старую ветку. Начал более глубже вникать в тему ГД моделирования.

Насколько мне поясняли компетентные люди. Фазовая проницаемость как раз таки и появится в модели при увеличени водонасыщенности. т.е. при начале движения фазы.

вопрос в другом еще. как использовать фазовую проницаемость, полученную при ГДИ?

или ее брать смысла нет, а естьсмысл воспроизвести КВД в Эклипс?

При ГДИ мы получаем сумму фазовых проницаемостей (мы в работе называем ее эффективной, не уверен, что это верное определение). Как используем в модели: в ГДМ строим куб суммарной фазовой проницаемости, с него находим среднюю, подбираем множители к значению из ГДИ и вперед)

MironovEP 2082 12
Июн 15 #6

а как то проверяете воспроизводит ли потом учет этого множителя на других стадиях разработки КВД?

или его при каждой адаптации надо менять.

т.е. адекватность такого метода подтверджена практикой? 

получается что находится средняя в околоскважинных ячейках. если ячейкис слишком крупные то надо задавать локальное измельчение и там корреклировать проницаемость?

Airat55 93 9
Июл 15 #7

Если повторные КВД показывают большое расхождение фазовой проницаемости с модельной - это значит, что в модели неверно задана суммарная подвижность. Мы это увидим и без всяких КВД просто по неверной динамике продуктивности  от обводненности для большинства скважин.

А зачем мельчить ячейки? ФЕСы в ячейке, вскрытой скважиной - это масштабированные скважинные данные. В межскважинном пространстве - распространеные каким-либо образом те же скважинные данные. Если появилась новая информация по скважине - логично распространить ее на всю вскрытую ячейку, а лучше еще и на ближайшие межскважинные. Разве нет?

AGA 758 9
Июл 15 #8

лучше настраиваться на kh, имхо. Это более глобально и на мой взгляд логичнее, чем просто на проницаемость.

VIT 1124 15
Июл 15 #9

AGA пишет:

лучше настраиваться на kh, имхо. Это более глобально и на мой взгляд логичнее, чем просто на проницаемость.

+1, во многих местах net штука весьма неопределенная поэтому сама по себе средняя проницаемость вообще ни о чем. Делаем матчинг kh vs ГДИС.

MironovEP 2082 12
Июл 15 #10

а как KH вывести для горизонталки несколько раз пересекающий пласт и в основном проходящей посередние продуктивной части?

в частности как толщину взять? или длину?

AGA 758 9
Июл 15 #11

MironovEP пишет:

а как KH вывести для горизонталки несколько раз пересекающий пласт и в основном проходящей посередние продуктивной части?

в частности как толщину взять? или длину?

Нужно точно у ГДИСовщиков поспрашать. Но предполагаю, что при интерпретации ГДИ брали мощность пласта с утвержденных карт толщин, а софтинка выдала проницаемость и kh. Можно сравнить по карте в районе всего ствола горизонта со значением, полученным по интерпретации ГДИ. Могу ошибаться =)

Go to top