manoil пишет:

1. Формулы совпадают,просто я не знал какими символами написать.
2. Ну вот я так и думаю. Просто я округлял до 0.0001 (веду расчеты J-функции с этой точностью). НО есть ли различия и влияние от того.до какого знака округлять.
3. У меня имеется несколько результатов капиллярного давления для серии образцов.Т.к я не знаю,какие где типы пород (ХФУ),то мне надо построить J-функцию, а затем уже из данной J-функции и свойствам ХФУ для каждого типа рассчитать свои капиллрные давление.
Что-то похожее,что делается при нормализации относительных фазовых проницаемостей. Т.к смысл самой J-функции: "нормализация значений Pc по пробам с различными значениями пористости и проницаемости".
Или я не прав? Может я перепутал порядок действий? Исправте тогда.
Спасибо

1. Что касается вашей формулы J=(0.21645Pc)/(bcosQ)*(k/f)^-1/2, насколько я знаю приоритет умножения и деления одинаковый, поэтому у вас по сути в числителе (phi/k)^0.2 что не есть правильно.
2. Я думаю тут не проблема побольше нулей написать, в любом случае это малозначимо.
3. Смысл той нормализации что вы приводите - это приведение асимптоты к sw=0 и не более. J-функция нормализует сама по себе. Для этого в ней заложены все эти Pc, k и phi. Смысл J-функции - перейти от набора капиллярных кривых к набору точек, который потом аппроксимируется степенным трендом.
Уши то откуда растут? Изначально необходимо было знать распределение насыщения по высоте, то есть в зависимости от капиллярного давления в точке. Для этого, в том числе, проводят эксперименты по измерению капиллярных кривых. Но проблема в том что кривых столько же, сколько и образцов. И какую кривую брать для конкретной ячейки с ее пористостью и проницаемостью, которые не обязаны совпадать с каким нибудь керновым образцом? Для этого и вводится J.
С помощью J-функции не считают капиллярное давление. Порядок обычно такой:
1. Расчет J по капилляркам
2. определение связи J=a*sw^b
3. Определение FWL (либо его задание)
4. Расчет капиллярного давления в модели(каротаже).
5. расчет J в модели (каротаже)
6. расчет sw путем обращения функции j=f(sw) в вид sw=f(J), ну то есть проще говоря sw=(J/a)^(1/b).

Спасибо за ответы.
П.3 А как определить FWL?
И такой прикладной вопрос.
Мы построили кривые капиллярного давления для каждого HFU.Далее вводим это в Eclipse, где указываем 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, но как?

manoil пишет:

Спасибо за ответы.
П.3 А как определить FWL?
И такой прикладной вопрос.
Мы построили кривые капиллярного давления для каждого HFU.Далее вводим это в Eclipse, где указываем 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, но как?

определение FWL ведется несколькими методами.
1. По результатам опробований. Смотрите какие скважины с нефтью, отмечаете нижние интервалы перфорации этих скважин, смотрите скважины с водой, отмечаете верхние интервалы перфораций, и потом анализируете что получилось, и задаетесь неким уровнем FWL , который удовлетворяет всем опробованиям.
2. Метод проб и ошибок. Вы строите как я раньше уже описывал J-Функцию по керну. Затем задаетесь неким условным уровнем FWL и строите от него каротаж капиллярного давления. Потом считаете каротаж насыщения по J и сравниваете его с каротажом по ГИС. Если они легли друг на друга - значит вы угадали с FWL. Если каротаж Sw по J лежит в области более высокой водонасыщенности - значит сильно задрали FWL, если Sw ниже чем в ГИС - значит сильно опущен. Я под это дело год назад состряпал макрос который автоматически считает FWL исходя из J и имеющихся каротажей. Автоматика заключается в том что FWL находится методом поиска минимума невязки между кривыми Sw по ГИС и по J.
3. Результаты RFT. Зная градиенты давления чисто нефтяной фазы и водяной фазы вы строите эти две прямые. Точка пересечения этих прямых - точка нулевого капиллярного давления или FWL. Здесь стоит отметить что во многих вертикально развитых месторождениях существует изменение плотности нефти по вертикали из-за распределения более легких фракций выше и тяжелых - ниже. Засчет этого для нефти по факту будет не прямая, а кривая, но это уже так, мелочи жизни.

Насчет эклипса я вам не советчик, больше по геологической части, однако, насколько я помню из HW, в основном файле инициализации проекта есть ключевое слово DATUM или что то в этом роде, через которое задается уровень FWL.

Myp3uJIKA пишет:

поставлю по другому вопрос:
Вот есть у вас два плага. Одного типа коллектора. Вы сделали по ним обоим капиллярки. Капиллярки естественно не совпадут, определенный разброс будет всегда. Теперь вы берете насыщение из ГИСа в какой то точке. Какую из двух капиллярок вы используете и почему? И что будет если таких капиллярок на один тип коллектора штук 10?

никто и не говорил, что будет легко)
само собой, перед тем, как применять капиллярки или ждей-функции, надо исхитриться и подобрать такую капиллярку (или опять же джей-функцию), которая описывает все результаты эскпериментов.
это вопрос аппроксимации капиллярок, а не уточнения переводного коэффициента

ignatovis пишет:

никто и не говорил, что будет легко)
само собой, перед тем, как применять капиллярки или ждей-функции, надо исхитриться и подобрать такую капиллярку (или опять же джей-функцию), которая описывает все результаты эскпериментов.
это вопрос аппроксимации капиллярок, а не уточнения переводного коэффициента

Ну вы же через капиллярку и определяете соответствие Pcres->Pclab, то есть переводной коэфф.
Подобрать капиллярку, которая описывает все типы коллекторов нельзя. Особенно если капиллярок мало, а типов на самом деле больше.
В общем все это большое шаманство - лично мое мнение.
Проще просто померять сигму в лаборатории, а косинус для гидрофильных коллекторов взять 1.

Myp3uJIKA пишет:

Ну вы же через капиллярку и определяете соответствие Pcres->Pclab, то есть переводной коэфф.
Подобрать капиллярку, которая описывает все типы коллекторов нельзя. Особенно если капиллярок мало, а типов на самом деле больше.
В общем все это большое шаманство - лично мое мнение.
Проще просто померять сигму в лаборатории, а косинус для гидрофильных коллекторов взять 1.

В общем, мы друг друга не поняли)
Рс описывается не только сигмой и косинусом. В самом простом виде Рс=Рc_ent*(Sw)^n, и параметры Рc_ent и n тоже приходится подбирать.
Если не получается подобрать такую капиллярку, которая в лаб условиях соотвествует результатам экспериментов, то о переводе Рс в пластовые условия можно даже не думать.
Подбор переводного коэффициента выполняется только тогда, когда капиллярка хорошо согласуется с результатами эскперимента.

сигму и косинус промерить несложно, но к сожалению, не всегда это делают, приходится выкручиваться

ignatovis пишет:

В общем, мы друг друга не поняли)
Рс описывается не только сигмой и косинусом. В самом простом виде Рс=Рc_ent*(Sw)^n, и параметры Рc_ent и n тоже приходится подбирать.
Если не получается подобрать такую капиллярку, которая в лаб условиях соотвествует результатам экспериментов, то о переводе Рс в пластовые условия можно даже не думать.
Подбор переводного коэффициента выполняется только тогда, когда капиллярка хорошо согласуется с результатами эскперимента.

сигму и косинус промерить несложно, но к сожалению, не всегда это делают, приходится выкручиваться

"такую капиллярку, которая в лаб условиях соотвествует результатам экспериментов", экспериментов по определению пов. натяжения или о чем разговор?

manoil пишет:

Спасибо за ответы.
П.3 А как определить FWL?
И такой прикладной вопрос.
Мы построили кривые капиллярного давления для каждого HFU.Далее вводим это в Eclipse, где указываем 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, но как?

В ECLIPSE в слове EQUIL если вы задали Рс=0 на контакте, то это значит, что вы и задали FWL (в соответствии с его определением)! А не ВНК.
ВНК уже можете после инициализации отмерять там, где подвижная нефть начинается, но не там где кончается Sw=1.

Если у вас несколько HFU, то это не значит, что надо несколько слов EQUIL применять. Лучше сделать регионы SATNUM и ввести JFUNCR для каждого HFU.

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

1 - В этом случае в EQUIL можно задать ненулевое Рс и тогда указанная в этом же слове глубина будет соответствовать вашему ВНК.
Несколько регионов EQUIL можно делать, например, когда несколько пластов или изолированных блоков в одной модели, но не когда в ней несколько типов коллектора, потому что они "не кучкуются по географическому принципу".

Поэтому 2 - задать в EQUIL Рс=0 (т е FWL), а для разных HFU использовать разные параметры J-функции (слово JFUNCR), и менять их так, чтобы сматчить величины Рс на ваших отметках ВНК (там, где "кончается" Sw=1) в скважинах с экспериментальными величинами на этапе инициализации модели.

Да, глубину FWL в EQUIL вы так же будете менять на этапе инициализации, тк она неизвестна

Т.е я должен подобрать FWL (глубину которого указать в EQUIL с Pc=0), чтобы в для конкретного типа пород рассчитаная при инициализации ВНК соответствовала нижней отмеки переходной зоны и при этом хорошо "матчились" значения водонасыщенности по стволу скважин для всех типов пород.Я вас правильно понял?

вот что удалось нарыть с прошлых лет
(txt-->xls)cappilarity.txt

manoil пишет:

...чтобы в для конкретного типа пород ...

Да, верно.

Так и поступил.Задался неким FWL и рассчитал каротаж насыщения по J-функции и сравнил его с каротажом по ГИС.Сходимость получил неплохую.Только отметка ВНК полученная при этом несовпадает с принятой отметкой ВНК по проекту.Необходимо отметить,что ВНК именно принята,а не рассчитанная.Как быть в этом случае?
Спасибо

manoil пишет:

Так и поступил.Задался неким FWL и рассчитал каротаж насыщения по J-функции и сравнил его с каротажом по ГИС.Сходимость получил неплохую.Только отметка ВНК полученная при этом несовпадает с принятой отметкой ВНК по проекту.Необходимо отметить,что ВНК именно принята,а не рассчитанная.Как быть в этом случае?
Спасибо

1. как ВНК считали сейчас? по Sw=1?
Есть небольшое отличие. Подсчетный уровень - это уровень извлекаемых запасов. В теории ВНК при максимальном Рс когда sw=1.
2. когда ВНК принят - тогда существующий ГИС должен ему удовлетворять это раз.
Там надо смотреть, может J функцию немножко подпилить итп. Она отвечает за динамику изменения насыщения.
3. Если совсем все плохо - необходимо усаживать FWL так, чтобы ВНК совпадал, а в НН части корректировать проницаемость.

Да, ВНК по капилляркам принял для каждого HFU при Sw=1.
С принятым в подсчете запасов ВНК дело обстоит так.Имеется два пласта.Первый из них скважина N вскрывает в переходной зоне (это видно по ГИС).ВНК по первому пласту принят как подошва данного пласта в скважине N. Эта же скважина вскрывает и второй пласт.Но по ГИС нет больших значений водонасыщенности,характеризующие данную часть как близкую к ВНК.Но при этом ВНК при подсчете здесь тоже принята как подошва в данной скважине N.
Поэтому и возник вопрос:так мне пытаться подобрать FWL таким образом,чтобы в подоше в скв.N была Sw=1 и это отвечало бы ВНК но при этом не очень бились значения Sw в нижней части второго пласта, либо же подобрать FWL таким образом,чтобыочень хорошо совпали водонасыщенности по капилляркам и по ГИС,но при этом ВНК не совпал с подсчетным (получится что он будет ниже)?

manoil пишет:

Да, ВНК по капилляркам принял для каждого HFU при Sw=1.
С принятым в подсчете запасов ВНК дело обстоит так.Имеется два пласта.Первый из них скважина N вскрывает в переходной зоне (это видно по ГИС).ВНК по первому пласту принят как подошва данного пласта в скважине N. Эта же скважина вскрывает и второй пласт.Но по ГИС нет больших значений водонасыщенности,характеризующие данную часть как близкую к ВНК.Но при этом ВНК при подсчете здесь тоже принята как подошва в данной скважине N.
Поэтому и возник вопрос:так мне пытаться подобрать FWL таким образом,чтобы в подоше в скв.N была Sw=1 и это отвечало бы ВНК но при этом не очень бились значения Sw в нижней части второго пласта, либо же подобрать FWL таким образом,чтобыочень хорошо совпали водонасыщенности по капилляркам и по ГИС,но при этом ВНК не совпал с подсчетным (получится что он будет ниже)?

А у вас пласты гд связаны? Только в этом случае имеет смысл применять одно зеркало на оба пласта.

Myp3uJIKA пишет:

А у вас пласты гд связаны? Только в этом случае имеет смысл применять одно зеркало на оба пласта.

Дааа. Вот они какие подробности-то! А мы человеку пытаемся запрещать несколько EQUIL-ов ставить))

Про ВНК верно замечено, что в подсчете "принятый ВНК" может вовсе не соответствовать Sw=1, а точнее даже - соответствует отметке, с которой начинается подвижная нефть.
Так вот - вопрос - после инициализации - в вашей модели подвижная нефть начинается с отметки "принятого ВНК"? Или существенно отличной?

Вы меня немножко не так поняли.
Пласты у меня не связаны.И для двух пластов свои различные ВНК и FWL.И я собираюсь задавать две разных инициализации,т.е два EQUIL.
Но до инициализации я еще не дошел, ибо пока не знаю,что мне делать для первого пласта: либо подбирать FWL,чтобы сходились водонасыщенности по капилляркам и по ГИС, либо делать так,чтобы полученный по капилляркам ВНК совпадал с утвержденным.Но во втором случае будут расходится водонасыщенности в подошве первого пласта.Вот в чем вопрос.

manoil пишет:

Вы меня немножко не так поняли.
Пласты у меня не связаны.И для двух пластов свои различные ВНК и FWL.И я собираюсь задавать две разных инициализации,т.е два EQUIL.
Но до инициализации я еще не дошел, ибо пока не знаю,что мне делать для первого пласта: либо подбирать FWL,чтобы сходились водонасыщенности по капилляркам и по ГИС, либо делать так,чтобы полученный по капилляркам ВНК совпадал с утвержденным.Но во втором случае будут расходится водонасыщенности в подошве первого пласта.Вот в чем вопрос.

Двигайте зеркало так, чтобы кривые Sw по J и по ГИС совпали. Потом отсекайте по низу перфорации все что ниже - sw=1. Так вы соблюдете концепцию подсчета запасов на этом месторождении. Как я понял у вас в каротаже в первом пласте sw=1 все равно не достигается по ГИС.

Да,по первому пласту по ГИС нет значение Sw=1, максимум 0.8. Т.е до ВНК еще долекавато.Вот я и в раздумье.

manoil пишет:

Да,по первому пласту по ГИС нет значение Sw=1, максимум 0.8. Т.е до ВНК еще долекавато.Вот я и в раздумье.

все ок, это просто подсчетный ВНК.
Сбивайте насыщенность с ГИС - это главное. Подсчет по модели сделайте выше отсечки 0.8. Насколько я себе представляю гидродинамику, у вас должны быть фазовые чтобы после sw=0.8 текла только вода. Как то так.

Сделал как Вы посоветовали.Получилось вроде неплохо.
Спасибо за советы.

kochichiro пишет:

Поверхностное натяжение между газом и нефтью, водой и газом и нефтью и водой можно расчитать по следующим формулам (см. вложенный файл).
температура измеряется в Кельвинах, а давление в Паскалях.

Ti - температура пласта в Кельвинах
Pi - давление ...пластовое или какое?

При расчете J функции возникло 2 вопроса:
В ряде источников функция расчитывается по формуле J=(3,182*Pc*(k/Ф)^0.5)/(y*cos(рез))
y*cos(рез) это поверхностное натяжение в системе углеводород-пластовая вода и составляет примерно 26 дин

1) 3.182 это что за коэффициент и в каких случаях он нужен?

2) в расчет J-функции какое Рс подставлять лабораторное или резервуара?
Если подставлять Рс резервуара, то получается что сначала Рс лабораторное приводим к пластовому по формуле Рс рез=Рс лаб*(y*cos(рез))/y*cos(лаб) т.е. в Рс резервуара мы уже учитываем поверхностное натяжение воздух-вода лабораторное и нефть-вода резервуара равное 26 дин.

И теперь если подставляем в J давление приведенное к пластовым то снова выражение делим на то же поверхностное натяжение в 26 дин которое учавствовало в переводе лабораторного давления в пластовое? Масло-масляное имхо....

Разъясните плиз....

Sovetnik пишет:

1) 3.182 это что за коэффициент и в каких случаях он нужен?

Т.к. J функция безразмерная, то это соответсвенно переводной коэффициент для разных систем единиц
В eclipse для системы METRIC этот коэффициент = 1/0.318316 = 3.1415323

Sovetnik пишет:

При расчете J функции возникло 2 вопроса:
В ряде источников функция расчитывается по формуле J=(3,182*Pc*(k/Ф)^0.5)/(y*cos(рез))
y*cos(рез) это поверхностное натяжение в системе углеводород-пластовая вода и составляет примерно 26 дин

1) 3.182 это что за коэффициент и в каких случаях он нужен?
2) в расчет J-функции какое Рс подставлять лабораторное или резервуара?
Если подставлять Рс резервуара, то получается что сначала Рс лабораторное приводим к пластовому по формуле Рс рез=Рс лаб*(y*cos(рез))/y*cos(лаб) т.е. в Рс резервуара мы уже учитываем поверхностное натяжение воздух-вода лабораторное и нефть-вода резервуара равное 26 дин.

И теперь если подставляем в J давление приведенное к пластовым то снова выражение делим на то же поверхностное натяжение в 26 дин которое учавствовало в переводе лабораторного давления в пластовое? Масло-масляное имхо....

Разъясните плиз....

1. Это переводной коэффициент. Нужен для приведения изначальной формулы к вашим единицам величин. В книге Ахмеда (res. engineering handbook) он 0.21645. При этом рс в psi, сигма - в дин/см, прон - в мД, поро в долях. Я в свое время переводил в систему МПа-Н/м-мД-доли, получалось 1.49237.
2. В расчет J необходимо подставлять pcres, а также пов. натяжение и угол в пластовых условиях. Проблема в том, что когда вы потом будете использовать J при моделировании водонасыщения пласта, вам придется туда подставлять пластовое капиллярное давление. Если вы J строили исходя из лабораторного рс - вам придется пересчетные коэффициенты на этапе моделинга вставлять, а это не слишком удобно. Масла масляного нет, ибо механизм пересчета рсlab в pcres основан на равенстве радиусов кривизны (насколько я помню) в пластовых и лабораторных условиях, а в J этот радиус входит как характеризующая величина.

Спасибо!
Подытожу:
если давление в psi то коэффициент равен 0.21645
если давление в МПа то коэффициент равен 1.49237
В eclipse для системы METRIC этот коэффициент = 1/0.318316 = 3.1415323
ну и наконец, если давление в атм то коэффициент равен 3.182

Осталось "добить" поверхностное натяжение....
Если с лаб. воздух-вода более мене понятно и в большинстве источников эта величина составляет 72 дин, то вот с пластовым нефть-вода не все так просто....
Если существует номограмма, для вычисления этого значения исходя из плотностей воды и нефти, глубины, температуры, давления, и т.д. и приминима к месторождениям западной сибири, выложите сюда пожалуйста Или может есть какие то средние велечины для определенных горизонтов?
Кто какие использует значения и на каком основании?

В поисках ответа на свой вопрос в интернете нашел вот: "Колпаков В.В. Зубков М.Ю., Коваленко Р.В., Каган М.В. Сопоставление результатов расчетов распределения нефти и воды над уровнем нулевого капиллярного давления при использовании экспериментальных и справочных данных о величинах поверхностного натяжения на границе нефть-вода. Сборник «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО» (Десятая научно-практическая конференция) в трех томах, том 1. Ханты-Мансийск. 2007. С. 413-416. "
Думаю может там есть что то полезное... Сам сборник найти не удалось

Sovetnik пишет:

Осталось "добить" поверхностное натяжение....
Если с лаб. воздух-вода более мене понятно и в большинстве источников эта величина составляет 72 дин, то вот с пластовым нефть-вода не все так просто....
Если существует номограмма, для вычисления этого значения исходя из плотностей воды и нефти, глубины, температуры, давления, и т.д. и приминима к месторождениям западной сибири, выложите сюда пожалуйста Или может есть какие то средние велечины для определенных горизонтов?

Ну если время есть то можете попробовать методы вычисления представленные со стр. №36, этот pdf я нагуглил, и есть описание этих методов в других местах. Я обычно просто смотрю как полученная функция бьётся с насыщенностью по CPI.
Использую свой скрипт (см. скриншот), подкручиваю коэффициенты где надо. На другом экране фазовые. Другой вопрос что это все-же грубая подгонка, когда капиллярок нет нарисовать можно что угодно в широких пределах.Ayirala_dis.pdf

Sovetnik пишет:

Если с лаб. воздух-вода более мене понятно и в большинстве источников эта величина составляет 72 дин, то вот с пластовым нефть-вода не все так просто....
Если существует номограмма, для вычисления этого значения исходя из плотностей воды и нефти, глубины, температуры, давления, и т.д. и приминима к месторождениям западной сибири, выложите сюда пожалуйста Или может есть какие то средние велечины для определенных горизонтов?
Кто какие использует значения и на каком основании?

30-40 берите.

Раньше сталкивался с проблемой что в какой то системе единиц (метрической или имперской) Eclipse неправильно считал кап. давление через JFUNC. В итоге приходилось вводить поправочный коэффициент. Может это уже исправили в новых версиях, однако не плохо было бы проверить совпадают ли значения вычисленные Eclipsом с теми что вы ожидаете увидеть.

VIT пишет:

Раньше сталкивался с проблемой что в какой то системе единиц (метрической или имперской) Eclipse неправильно считал кап. давление через JFUNC. В итоге приходилось вводить поправочный коэффициент. Может это уже исправили в новых версиях, однако не плохо было бы проверить совпадают ли значения вычисленные Eclipsом с теми что вы ожидаете увидеть.

Есть такая фигня. То что в Eclipse называется field - там правильный переводной коэффициент. А то что метрик - неправильно. Так что лучше все считать в филде

Myp3uJIKA пишет:

30-40 берите.

Я так понял 30-40 это IFT еще надо умножить на угол смачиваемости cos() равный 0.87? и того получаем 30*0,87= 26,1
И вот это значение 26.1 ставим в знаменатель J функции?

Sovetnik пишет:

Я так понял 30-40 это IFT еще надо умножить на угол смачиваемости cos() равный 0.87? и того получаем 30*0,87= 26,1
И вот это значение 26.1 ставим в знаменатель J функции?

30-40 это дин/cм, 0.03-0.04 Н/м, смотря какую систему берете.

Myp3uJIKA пишет:

Есть такая фигня. То что в Eclipse называется field - там правильный переводной коэффициент. А то что метрик - неправильно. Так что лучше все считать в филде

Я проверял, и насыщенность в модели (METRIC) совпадает с расчетной по J-функции. У вас эклипс неправильный ? И насколько большая разница?gridsat.png

EmptyEye13 пишет:

Я проверял, и насыщенность в модели (METRIC) совпадает с расчетной по J-функции. У вас эклипс неправильный ? И насколько большая разница?

Я в эклипсе не работаю, просто изучал инфу в ихнем TD на тему J-функции. Там приведен вид J и единицы, используемые в ней, а также переводные коэффиценты из разных систем величин. Насколько я понимаю, по этим формулам заложен расчет J в эклипс. По идее, при приведении величин в одну систему поправочные коэффициенты должны совпасть. Однако этого не происходит.
Для метрической системы у меня получался переводной коэффициент 314.1532, для лабораторной 322.5339. С филдовой совпало 1.49237. Меня этот результат удивил, однако косяки я в своих расчетах не углядел. Если вам интересно, можете попробовать - стр. 858-859 англоязычного TD для eclipse 2008.2.

Myp3uJIKA пишет:

Для метрической системы у меня получался переводной коэффициент 314.1532, для лабораторной 322.5339. С филдовой совпало 1.49237. Меня этот результат удивил, однако косяки я в своих расчетах не углядел. Если вам интересно, можете попробовать - стр. 858-859 англоязычного TD для eclipse 2008.2.

В формуле для J-функции проницаемость всегда в мДарси, поверхностное натяжение всегда в дин/см (независимо от системы величин, см. ключевое слово JFUNC)
Итого остается капиллярное давление, но тут все совпадает:
20 бар = 290.0755 psia = 19.7384 atm
20 / 0.318316 = 62.83
290.0755 / 4.61678 = 62.83
19.7384 / 0.314153 = 62.83

Эти коэффициенты сохранились с версии 2003a по 2009.

EmptyEye13 пишет:

В формуле для J-функции проницаемость всегда в мДарси, поверхностное натяжение всегда в дин/см (независимо от системы величин, см. ключевое слово JFUNC)
Итого остается капиллярное давление, но тут все совпадает:
20 бар = 290.0755 psia = 19.7384 atm
20 / 0.318316 = 62.83
290.0755 / 4.61678 = 62.83
19.7384 / 0.314153 = 62.83

Эти коэффициенты сохранились с версии 2003a по 2009.

хз вроде правильно
значит глюкнул где то

Добрый день! думаю тема не устарела еще.

Моделируем куб с помощью J-функции.

Считаю по формуле J=3.183*Рсрез*(SQRT(Perm/(Poro/100))/(Sigma*tetha)

еденицы измерения - Рс-атм, Perm -мД, Poro-д.ед., Sigma - Дин/см.

Строю ее на основе капиллярок по центрифуге. Рсрез=Рслаб,*27/72.

Сами значения J-ф получаются небольшие (не больше 25), но когда пересчитываю через полученную функцию высоту над FWL - получаются цифры до 300м легко. Строю Кв в айрапе через J=a*(Swn)^(-b). Swn нормирую через Кво. зависимость Кво строю с учетом точек Кв*(Poro) с фазовой. так же при построении режу куб с помощью зависимостью Кв**(Poro) вместо Кон.

Далее двигая FWL пытаюсь выйти на распределение Кв по РИГИС. В общем то не получается добиться адекватного распределения в рассчитанном кубе при сравнении РИГИС и мескважинного пространства, так же не выходит адекватненькое построение переходной зоны.

Далее для проверки, пересчитываю высоту над FWL через Pcрез=Ro*g*H. получаю другую высоту над FWL, если сравнивать с J-ф.

Далее по всем известной формуле Кв=Кво+(100-Кво)*EXP(C*H) высчитываю Кв. При этом зависимость Кво корректирую с учетом точек Кв*(Poro) с фазовой. Строю по ней Кв - получаю другой результат.

Мб чтото-не так делаю? у кого-нибудь если есть пример работы с J-ф буду признателен если выложите

 

 

 

Когда переводите в пластовые условия надо еще угол учесть. Центрифуга воздух-раствор принимают 0, нефть-вода в зависимости от смачиваемости, если данных нет и порода более менее гидрофильная то можно взять 30 градусов. Проверьте еще размерность в формуле ro*g*h когда в метры переводите.

VIT пишет:

Когда переводите в пластовые условия надо еще угол учесть. Центрифуга воздух-раствор принимают 0, нефть-вода в зависимости от смачиваемости, если данных нет и порода более менее гидрофильная то можно взять 30 градусов. Проверьте еще размерность в формуле ro*g*h когда в метры переводите.

 

Хорошо! с углом разберусь. по поводу размерностей. когда выражаю через J-func высоту, то пользуюсь следующим

Hзал=((a*(Swn)^(-b))*(Sigma*Cos(tetha)))/(3.183*Ro*SQRT(Perm/(Poro)))

Swn - д.ед.

Sigma - Дин/см

Ro г/см3. разностьт выходит 0,206

Perm - мД

Poro - д.ед.

Мб что-то не так и забыл? вроде бы все в норме.

а если через формулу Pcрез=Ro*g*h

то считаю так Hзал=10*Pcлаб/0,206*27/72

тут уже учитываю натяжения все путем домножения на 27/72, чтобы превести Рслаб в Рсрез, но теперь еще углы добавлю (их ранее не учел).

разности плотностей 0,206.

как то так. вроде бы тоже верно

 

 

нуссс. никто не подскажет?

Перевод из лаб условий в пластовый размерности не меняет, если было давдение в psi или bar оно так и останется.

Учтите что в Excel надо писать cos(pi()*угол/180) так как по умолчанию градусы в радинах.

h=P(bar)*10^5/9.81/206 (h=p/g/ro)

если все равно не работает привидите пример с цифрами.

При расчете водонасыщенности по J-функции выражение "3.182/(Sigma*CosQ)" сокращается и не влияет на водонасщенность (влияет лишь на значения J и вид графика Sw=f(J))

Важны следующие данные:

- Поверхностное натяжение в лабораторных и поверхностных условиях, единицы измерения не важны, из них получаем безразмерный переводной коэф. в пластовые условия. В подавляющем большинстве это экспертные значения, первоисточник для которых древняя статья spe от corelab, и равны они соотвественно 72 и 26 дин/см

- Плотность воды и плотность нефти, единицы измерения важны и влияют на то в чем у нас будет давление Pс=po*g*h

- Сами капиллярные кривые, единицы измерения давления как в предыдущем пункте, также из них достаем водонасыщенность, пористость, проницаемость в единицах как в модели.

 

Алгоритм расчёта водонасыщенности по J функции следующий:

1. собираем все данные капиллярных исследований в таблицу Pc-Sw-Poro-Perm, где Poro и Perm - свойства каждого образца

2. переводим давление в пластовые условия Pc_reserv = Pc*(26/72)

3. рассчитываем в той же таблице  J = Pc_reserv*SQRT(Perm/Poro)

4. строим зависимость Sw = f(J) , при этом горизонтальную ось (J) лучше в логарифмических координатах, фильтруем "лишнее"

5. добавляем степенной тренд, снимаем уравнение Sw=a*J^b

далее переходим в модель:

6.  и считаем J функцию, но для давлений не c капиллярных кривых, а для гидростатических

Jmodel=Pc*SQRT(Perm/Poro)=(pW-pOil)*g*h*SQRT(Perm/Poro)=(pW-pOil)*g*(Z-FWL)*SQRT(PermM/PoroM),

где (pW-pOil) - разность плотностей воды и нефти, g - ускорение свободного, (Z-FWL) - высота каждой ячейки на зеркалом,  PoroM и PermM  - свойства каждой ячейки. Именно на этом шаге сокращается "3.182/(Sigma*CosQ)", незачем его тащить за собой через все расчёты

7. рассчитываем куб воднасыщенности по уравнению из п. 5, подставив J из п. 6: Swmodel=a*Jmodel^b

всё.

По поводу нормирования на Кво - это вопрос дискуссионный, я считаю, что нужно оставлять капиллярки "как есть" так как Кво будет разная для каждого образца в зависимости от свойств и все притягивать к одной неверно. С другой стороны разные методы и условия исследований дают значительную погрешность этого Кво и в этом случае наверное нормировка имеет смысл.

Nevermind пишет:

FWL - получаются цифры до 300м легко. 

какой Кн по РИГИС и какая проницаемость?

спасибо за помощь. 
взял консультацию у наших геофизиков, после чего все вышло.
после отбраковки капиллярок,  а так же увязки между собой Кво, Кнн, Кон от типа пористости (проницаемости) все получилось.

Доброго времени суток!
Коллеги, кто нить через ГКЗ имеет опыт обоснования и принятия ВНК основанного не на нижней дырке перфорации или нижнего пропластка нефти, а посредством расчета через ДЖЭЙ функцию?

dane пишет:

Доброго времени суток!
Коллеги, кто нить через ГКЗ имеет опыт обоснования и принятия ВНК основанного не на нижней дырке перфорации или нижнего пропластка нефти, а посредством расчета через ДЖЭЙ функцию?

а вы догадываетесь что она будет отличаться для двух образцов из разного интервала?

dane пишет:

Доброго времени суток!
Коллеги, кто нить через ГКЗ имеет опыт обоснования и принятия ВНК основанного не на нижней дырке перфорации или нижнего пропластка нефти, а посредством расчета через ДЖЭЙ функцию?

В ГКЗ не важно относятся к использованию J-функции. Был прициндент при защите ОПЗ, проблема возникала с насыщеностью по скважинам. При расчете через Арчи получались низкие Кн, в тоже время скважина запускалась практически чистой нефтью. При защите работы, как дополнительная методика расчета насыщения по скважинам использовалась J-функция, которая давала более достоверное реультаты. Тем не менне, комиссией было сказано, что эта методика так и должна оставаться косвенной в расчете насыщения по скважинам применять ее не стоит. 
Думаю подобное будет и при обосновании контакта. 

Извините,вклинюсь. А в карбонатах нефтенасыщенность тоже J-функцией раскидывается? И есть ли там переходная зона?