ОФП ниже зеркала воды

Последнее сообщение
GridMen 82 7
Янв 13

Добрый день!
Кто как задает в гидродинамических моделях фазовую проницаемость по воде при водонасыщенности равной 1. В каких книгах об этом надо почитать или может у кого проводились такие исследования.  
 

ВложениеРазмер
Иконка изображения 1.jpg55.87 КБ
RomanK. 2158 11
Фев 13 #101

Если вы считаете любую "смену гидродинамических потоков" без гистерезиса результат завышен

vaque 368 11
Фев 13 #102

DimA1234 пишет:

Если при Sw = 1 ОФП по нефти 0, то как тогда происходит миграция нефти и формирование залежей?

Ведь изначально, весь объём будущей залежи насыщен водой на 100%.

нефть поднимается в верх, вода сниз спускается, почему бы и нет?

AlNikS 863 11
Фев 13 #103

RomanK. пишет:

Это парадокс офп, об этом была тема здесь в блогах. Не каждый может увидеть этот недостаток. Также, как можно начать закачку в чисто нефтяной пласт, ведь фазовая по воде ноль. Офп это синтетическая функция, практически не найти самого важного - что является причиной возникновения офп.

Это по-моему не парадокс. Инструмент ОФП изначально не предназначен для описания процессов миграции и других микроскопических эффектов.

vaque 368 11
Фев 13 #104

Если для сибири стандартно задают степень у фазой проницаемости по воде=3

то для нефти kro степень чему будет равняться?

и меняется ли от колличества свободной воды в скважине?

RomanK. 2158 11
Фев 13 #105

"3" это имеется в виду следующая запись, из книги Батурина Ю.В.

 

Видимо действительно про парадокс ОФП не понятно. Для модели скважины рассматривается объем пласта от R до Rw

 

Во всей отчественной литературе, нет упоминания о том, что эта формула не работает для описания всего времени жизни двухфазного течения.

Как верно упоминает Анталик - в период пока фронт вытеснения не достиг скважины, надо рассматриваемую область от R до Rw делить на две части - в одной из которых движется нефть+вода в другой чисто нефть. Если этого не делать, то получается тот самый парадокс -

При добыче чистой нефти у нас  Kro = 1.000, и Krw=0.000.

Если мы начнем оперировать Дюпюи, как называется "по стандартному", получится что при обводненности = 0.000, у нас Krw тоже всегда ноль, то есть внедрятся вода в нефтяную "шайбу" никак не может, как со стороны контура, так со стороны скважины. Вопрос DimA1234 тот же самый - в водонасыщенную область не может внедрятся нефть. Поэтому парадокс ОФП, возникает при неверной интерпретации уравнения Дюпюи.

Практическая реализация этой ошибки наблюдается в симуляторах, поэтому для периода начала закачки используется кривое, "практическое" решение. По этой причине называть eclipse "научным" стандартом никак нельзя - он "технический" стандарт де-факто использования.

Да, можно сказать - что типай ой, да кто этого не знает.

А не знает конкретно товарищ Мищенко и прочая широкая плеяда "великолепных ученых", которые пишут что "при увеличении обводеннности происходит снижение продуктивности" или "при внедрении воды в область дренирования, снижается фазовая по нефти и продуктивность падает". И по этим книгам выпускаются студенты нефтяных ВУЗов между прочим.

А ведь достаточно разделить облать на две части и понять, что когда более вязкая нефть заменяется менее вязкой водой - то продуктивность суммарная растет.

Следовательно, при внедрении воды в область дренирования не может быть никакого эффекта "снижения продуктивности" с ростом обводнения нет и не может быть.

Поэтому парадокс ОФП реален :) и ужасен

Вар 391 12
Фев 13 #106

Насколько я помню у Азиза и  Маскета, фазовая проницаемость введена формально, т.е. формализация для описания совместного  течения фаз, которое вообще может быть сложнее (как тут уже говорили). При совместной фильтрации газа, нефти и воды, например, нефть и вода - линейный закон, газ - нелинейный. Для предсьтавления сути относительных фазовых проницаемостей достаточно хорошо описывает теория вериятности: по сути Kro = 0.5, это для пор в которых идёт фильтрация нефти (фаза1), т.е. 1 - 0.5= 0.5 - доля пор где происходит фильтрация других фаз. Как-то так. 

GridMen 82 7
Фев 13 #107

DimA1234 пишет:

Если при Sw = 1 ОФП по нефти 0, то как тогда происходит миграция нефти и формирование залежей?

Ведь изначально, весь объём будущей залежи насыщен водой на 100%.

 

По моему ни какого парадокса нет. По фазовым идет запрет на так сказать "вытекание", а не на заполнение. То есть в определенный объем со 100% водонасыщением попадает нефть, и она будет не подвижна в этом объеме пока ее  насыщенность не станет больше критической, за тем идет заполнение следующего объема и т.д.

GridMen 82 7
Фев 13 #108

XWCR все задают в моделях? в зависимости от (пористости или(и) проницаемости)

Есть вообще какие-то критерии задавать   XWCR или нет.

GridMen 82 7
Фев 13 #109

Опечатка SWCR. И правомерность приравнивать его к SWL

AGA 752 7
Фев 13 #110

GridMen пишет:

DimA1234 пишет:

Если при Sw = 1 ОФП по нефти 0, то как тогда происходит миграция нефти и формирование залежей?

Ведь изначально, весь объём будущей залежи насыщен водой на 100%.

По моему ни какого парадокса нет. По фазовым идет запрет на так сказать "вытекание", а не на заполнение. То есть в определенный объем со 100% водонасыщением попадает нефть, и она будет не подвижна в этом объеме пока ее  насыщенность не станет больше критической, за тем идет заполнение следующего объема и т.д.

В чем принципиальная разница между вытеканием и заполнением? Чтобы что-то заполнить, нужно откуда-нибудь вытечь =)))

AlNikS 863 11
Фев 13 #111

RomanK. пишет:

тогда да, все модели, а особенно на длительный срок есть необоснованное гавнецо.

А что, у вас другое мнение? :)

asher forever 524 11
Фев 13 #112

Коллеги, очередной затык с ОФП может кто подскажет. Получается при 100% водонасыщенности ведь связанная вода присутствует, которая занимает часть пор. Значит ситуация схожа со связанной водой с другого конца, при sw=swl, и получается при 100% воде тоже не будет krw=1! Или я не правильно рассуждаю?

И еще один вопрос. Вот есть у нас есть измеренная офп нефть-газ, доходит она до точки по Sg=1-swl-sogcr, дальше исследование кончается. Куда дальше продолжать кривую krg?

RomanK. 2158 11
Фев 13 #113

Про остаточную воду это уже ближе к хорошему вопросу, я старался умолчать, но не вышло.

Здесь сложно судить, ведь остаточная вода неподвижна в объеме, а проницаемость зависит от площади поперечного сечения.

Если выйдет так, что площадь поперечного сечения со связанной водой будет меньше (за счет того, что доля мелких капилляров выйдет из игры) , чем площадь поперечного сечения без оной, следовательно скорость фильтрации при Sw = 1.000 будет выше чем при Sw = 0.000, поэтому не исключено, что в таком случае KRW > 1.000.

С другой стороны, проницаемость определяется не из истинной скорости, а скорости умноженной на пористость. Поэтому, если вести коррективы того, что m при Sw = 0.000 и m при Sw = 1.000 не равны друг другу, в этом случае увеличение истинной скорости полностью компенсируется уменьшением пористости и KRW = 1.000 при Sw = 1.000

Такой результат нужно трактовать так - при фильтрации воды, остаточная водонасыщенность не влияет на скорость фильтрации.

Страницы

Go to top