0
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.
Вложение | Размер |
---|---|
1.jpg | 55.87 КБ |
Опубликовано
31 Янв 2013
Активность
113
ответов
17550
просмотров
18
участников
0
Рейтинг
Если вы считаете любую "смену гидродинамических потоков" без гистерезиса результат завышен
нефть поднимается в верх, вода сниз спускается, почему бы и нет?
Это по-моему не парадокс. Инструмент ОФП изначально не предназначен для описания процессов миграции и других микроскопических эффектов.
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?
"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
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.
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.
XWCR все задают в моделях? в зависимости от (пористости или(и) проницаемости)
Есть вообще какие-то критерии задавать XWCR или нет.
Опечатка SWCR. И правомерность приравнивать его к SWL
В чем принципиальная разница между вытеканием и заполнением? Чтобы что-то заполнить, нужно откуда-нибудь вытечь =)))
А что, у вас другое мнение? :)
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?
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