Июн 07
Не сталкивался ли никто с проблемой учета неньютоновских свойств нефти (в упрощенном виде - фильтрация с начальным градиентом давления)? насколько я понимаю, в общепризнанных симуляторах (в том числе и в "индустриальном стандарте" 
) такой опции нет, возможно я ошибаюсь? Хотелось бы услышать мнения о возможности моделирования таких процессов, возможно об опыте. И, вобще, Вам не кажется странным, что в модели образование застойных зон (да и сам охват) зависит только от геологии (от плотности сетки, от расстановки скважин практически не зависит)?
Опубликовано
30 Июн 2007
Активность
26
ответов
5284
просмотра
15
участников
2
Рейтинг
Про неньютоновские свойства не скажу, но охват точно не только от геологии зависит. Сам пару лет назад моделировал в эклипсе зависимость охвата от свойств нефти, вязкость нефти хорошо влияет, и фазовые тоже.
Я немножко про другое спрашивал. Конечно, конечный КИН, а, следовательно и охват влияет от вязкости, фазовых и т.д. Я писал, что охват мало влияет от расположения скважин. Как правило все, что может вытеснится в рамках данной геологии, вытесняется. Я говорю примерно вот о чем: если смоделировать какой-нить элемент симметрии (например пятиточки) - квадратик с четвертинкой добывающей скважины в одном углу и четвертинкой нагнетательной в другом углу, то просчитав эту модель нетрудно увидеть, что из других углов нефть с успехом вытесняется. Конечно то, как она вытесняется зависит и от проницаемости, и от фазовых, и от вязкости.... Речь-то о том, что она в принципе вытесняется оттуда, и застойных зон не образуется вообще. Это я привел для примера. В рамках целого месторождения происходит то же самое: никаких кинжальных прорывов воды, никаких застойных зон в объеме, охваченном воздействии как правило не наблюдается.
Насколько я знаю "неньютоновские" свойства нефти предполагают нелинейную зависимость вязкости от приложенного усилия (градиента давления). Вязкость нефти с неразрушенной и с разрушенной дисперсной структурой отличается в разы.
Как решение проблемы - задавать разные значения вязкости на разных timesteps в зависимсоти от текущего давления в ячейке?
Но чтото я не слышал, чтобы этм ктото заморачивался.
Проще фазухи подкривить
Я попробую перефразировать свой вопрос... Когда проводят исследования на керне (проницаемость, фазовые..) какие там градиенты давления? И насколько эти градиенты соответствуют тем градиентам, которые наблюдаются в пласте??? И что будет, если провести исследования на том же керне с меньшими градиентами??? какие проницаемости мы получим и какие фазовые???? Если вобще чего-нить получим.... Ведь такие исследования есть, и в журналах они приведены.. При небольших градиентах вобще фильтрации нет!! А то, что мы имеем по исследованиям с натяжкой соответствует лишь призабойной зоне нагнетательных скважин. Отсюда и вопрос: насколько корректно пренебрегать зависимостями приницаемости (либо вязкости) от ГРАДИЕНТА давления как это реализованио практически во всех симуляторах. И получать на выходе однородно-промытые картинки))
PS
Без обид. написал сюда, думал, что собрались на форуме знающие люди. Сейчас начинаю понимать слова некоторых ОЧЕНЬ уважаемых людей, называющих Хероват не иначе как профтехучилище. Во многих из Вас безусловно заложены хорошие ЗНАНИЯ (в рамках того, чему Вас учили). Но самый часто встречающийся ответ на этот вопрос - забей, это все фигня, это никто не считает. Так отвечает, как правило, молодежь, потому, что ее этому не учили, а раз не учили, значит этого и НЕТ! Люди в опытом , эксперты ЦКР, наоборот, реагируют по другому. Ответ однозначный: да, это есть. Но, увы...
Ответ на вопрос не написан в учебниках, мануалах или еще где-то.. Тут думать нада))) Я надеюсь никого не обидел и все еще хочется расчитывать на продуктивную беседу по тематике, услышать мнения умных людей.
с уважением
No comments :Just_Cuz_33:
Обиделись что-ли?
Наверно, я слегка погорячился, не принимайте очень близко к сердцу )
Одно из нововведений — пороговый градиент. Регионально задается его значение.
Про нефть не знаю, на газ делается дополнительное исследование керна - фазухи при разных скоростях фильтрации. Обычно на три режима. Как выбираются скорости - не знаю, встречал такой анализ только два раза. В Eclipse эта шняга моделится кейвордами VDKRO и VDKRG.
Mishgan,
А ты дай им реальную задачу и они начнут тебе мозги прочищать что данные некорректны и вообще тут работать нельзя и т.д. Здесь же люди дают практические советы (многие из опыта своей работы 
), а не занимаются intellectual acrobatics, как говаривал один известный человек.
конечно здесь собрались непрофессионалы. Я так думаю специалисты в твоем понимании это те кто нефти в глаза не видел, зато провели 30 лет работая в каком нибудь институте. Там они все специалисты по неньютоновским фильтрациям, особенно знающие люди могут даже предложить полуаналитические решения уравнения диффузии с градиентом температуры, вязкости и т.д. и т.п.
Подумай сам, много ли ты встречал неньютоновских графиков вязкости нефти, да и вообще кто такие измерения делает ? И как ты думаешь какое изменение вязкости происходит при градиентах давления встречаемых в пласте, тут столько факторов намешенно от которых зависит вязкость что если все их учесть задача очень усложниться а смысла совершенно нет, ибо это погрешности какого нибудь 3 или 4 порядка по сравнению с неоднородностями в пласте и прочими ВАЖНЫМИ факторами, да и мерят эту вязкость на одном месторождении с разбросом 20-30%. Что толку что ты учтешь точность в 1 % на изменение вязкости ???
Насчет проведения исследований с меньшими градиентами давления - конечно можно сделать, но это такой геморрой для лабораторий, ты думаешь они с твоим кусочком керна будут возиться 3 месяца пока медленно не выдавят из него всю нефть
. Да и не надо это. Намного важней здесь не изменение проницаемости от давления, а влияние капиллярного давления на остаточную нефть, определение начала подвижности воды и т.д. Но это уже другая тема.
А вообще ты говоришь о непрофессионализме людей, а сам четко мысль не можешь сформулировать и плывешь по древу с каждым постом. Я так и не понял тебя что волнует: неньютоновские свойства нефти или охват заводнением, или может процесс исследования керна ?
А вообще я заметил после некоторых бесед в институтах, что проблема градиентов давлений и фазовых проницаемостей является одной из ключевых тем дискуссий. Честно говоря мне не очень понятен этот интерес именно к этому вопросу в отечественной индустрии.
Скважина работает - нефть идет, и никто меня не убедит что в пласте градиенты давления настолько малы что фильтрации нет
VIT,
под выражением “неньютоновская фильтрация” я понимаю нарушение линейного закона Дарси. В него входит как вязкость, так и проницаемость. Причем проницаемость это “модельный” параметр. Т.е. его НЕЛЬЗЯ замерить напрямую, а можно получить только по прямым замерам других параметров и, что очень важно, в рамках определенной модели фильтрации (например, линейного з-на Дарси), это я опять мыслей по древу))) Т.е. “неньютоновская фильтрация” это совсем не обязательно свойство только вязкости. Как правило, под этим понимают непостоянство “ка на мю” от градиента давления. Конечно, измерение зависимости вязкости от градиента давления при ОТСУТСТВИИ пористой среды, как ты правильно заметил, не имеет никакого смысла, об этом речь и не идет. Речь идет о том, что при исследованиях на разных градиентах давления получается разное “ка на мю”. Традиционно (в том числе и при моделировании) это пресловутое “ка на мю” делится на несколько частей: свойство породы (проницаемость), свойство флюида (вязкость) и свойство взаимодействия породы и флюида (фазовые и капиллярные). Сложно сказать, что именно влияет на “неньютоновское поведение”. И когда ты говоришь о влиянии капиллярного давления на остаточную нефть, то в принципе мы говорим об очень похожих вещах.
По поводу того, что меня волнует. Интересовал вопрос нелинейной фильтрации (например, с начальным градиентом давления), который очень часто носит название “неньютоновская фильтрация”. Из этого вопроса логично вытекает вопрос об охвате. И, безусловно, задумываясь об этой проблеме нельзя забывать о реальных исследованиях на керне, физически моделируя данную проблему. Поэтому то, что ты разделяешь эти вещи, наводит на мысль, что ты меня не совсем понял.
По поводу твоей последней реплики – в целом я с ней согласен, с одной лишь маленькой оговоркой. Нефть течет, фильтрация есть, сомнению это не подвергается). Только убедить меня, что фильтрация есть абсолютно в каждой точке, в которой есть хоть какой-нибудь градиент давления, тоже непросто.
Этот полузабытый тред я и не видел. Прочитал бы ранее, стало бы всё понятнее чего ждать.
mishgan пять с плюсом. VIT два с минусом. Зачем вообще отвечаешь на посты
*****
?
А воз и ныне там.
согласен с предыдущими авторами - тема интересная затронута. Абсолютно поддерживаю mishgana and RomanK. для решения любой проблемы нужен научный подход иначе нафига вообще что-то затевать. А жить по принципу "скважина есть - нефть течет" - это 60-70 года прошлого века, тобишь не прогресс, а конкретный регресс.
Если использовать классические подходы к моделированию, тобишь те уравнения матбаланса и формулу дарси, то конечно никакого градиента сдвига в моделе не будет, о чем навреное все знают, соответсвенно плотность сетки не будет влиять на конечный КИН.
Главное что это осознали разработчики всемиуважаемого симуляторного софта, и в том же экслипсе есть возможность использовать модель не-ньютоновской фильтрации Хершли-Балклея в которую как раз и входит градиент сдвига, правда лично я ее еще не ганял, то времени не было, то было просто впадло. Если кто бпробывал может поделиться результатами?
Это форум где идет обсуждение вопросов по нефтянке, а так как я являюсь работником данной отрасли, то поэтому пишу и спрашиваю здесь. И вообще данный пост можно принять за попытку оскорбления, что категорически запрещено правилами данного форума. Так что предлагаю Вам думать прежде чем писать.
(Всем сорри за оффтоп)
Бываю несдержан, прошу прощения.
Возобновлю тему:
есть месторождение, когда в течении всех ГДИ при отработке скважин они не выходили на установившийся режим фильтрации. При чём идёт речь как о вертикалках, так и о горизонталках с общей длиной по пласту от 500 до 2000м.
данные: карбонатный коллектор, слабокавернозный и слаботрещиноватый.
проницаемость по керну - от 1 до 10 мД, средняя - 5.8 мД.
проницаемость по ГДИ иногда ужасает - 0.127 мД.
нефть- малосмолистая, парафинистая. вязкость в пластовых условиях - 8 мПа*с, на поверхности - около 10. Газосодержание невысокое - около 40 м3/м3, ну и соответственно Рнас невысокое - 4.1 МПа. Исследования нефти на эффект проявления неньютоновских свойств не проводились (и очень жаль ).
Вопрос: почему скважины не выходят на установившися режим фильтрации (даже в течении недели)? что здесь главное - снижение проницаемости или неньютоновские свойства? может кто-то сталкивался с подобными случаями?
при такой вязкости и проницаемости может недели не хватить до установившегося режима.
по расчету эффект послепритока (wellbore storage) при проницаемости 5.8 мд, вязкости 8 сР длится около 17-25 дней. это для вертикальной скважины с эффективной мощностью пласта 20-30 м.
а для горизонтальных у меня нет, хотя думаю, что тоже довольно долго, тут надо смотреть вертикальную проницаемость, она как правило на порядок меньше горизонтальной. хотя в карбонатах всякое бывает.
если тупо поменять h на 500 и проницаемость на 0.58, то 10 дней.
вот инструкция проведения КВД, там есть формулы расчета предварительной оценки времени окончания эффекта послепритока.Buildup_test_russian.doc
ООО таварищи, ну и тему вы затронули, ребята не ругайтесь
В советское время по этому вопросу было выпущено довольно много литературы и проведено исследований, если так подумать то нам довольно еще сложно судить о том к какому неньютоновскому типу относится тот или иной флюид. Учет неньютоновского поведения в моделях возможен и я сейчас точно не помню но он должен быть в Эклипсе и есть в CMG, но перед тем как моделировать все это стоит обратиться вообще к методам замера вязкости. Установки которые используются при замере вязкости имеют довольно высокие погрешности и очень часто изменения значений вязкости лежит в пределах этой погрешности.
Стоит четко понимать какой тип флюида вы исследуете, а если же еще пытаться учитывать изменение вязкости не только от прилагаемой нагрузке, а и от времени, как жидкости бингама-шведова и др. то придеться изрядно попотеть. Чуть позже я выложу литературу по этому вопросу.
Так как меня тоже довольно серьезно интересует эта тема, можно более подробно пообщаться по этому поводу. В Губкинском ун-те есть кафедра Подземной и нефтегазовой гидромеханики, где как раз они и имеют дело с такими нефтями.
Всех с празниками.
оживлю тему. может кто поделится литературой по данной теме. пока почитал Азиза (упомянуто вскольз) и Коллинза (тяжело дается пока) спасибо
Здравствуйте!
Моделирование неньютоновской фильтрации реализовано в Темпесте через ключевое слово OVPG
Коллеги, подскажите, а в Eclipse есть такое же ключевое слово?
Хочется вот так же, по-военному, градиент - множитель.
По моему слово NNEWTF в Эклипсе моделирует что-то похожее, но точно не помню
NNEWTF - матмодель неньютоновского поведения полимеров.
Неньютоновская нефть никаким простым образом "по-военному" не моделируется.
До сложного может и дойдет дело в будущем.