Многие слова были написаны и многие кости сломаны.
Но сейчас, братья (и сёстры?) обращу ваши терпкие умы к следующему.
Каким способом, невзирая не его физичность/нефизичность, заставить в межскважином пространстве образовыватся целикам нефти
И как в дальнейшем запретить любым способом вырабатывать его за бесконечно длинный период времени.
Коэффициент вытеснения трогать нельзя. Структуру порового медиа трогать тоже нельзя (пористость, проницаемость).
Вопрос вроде понятен, а кому не понятен спрошу по другому.
Между скважинами полтора километра. Скважины поработают 20 лет. Должна быть между ними нефть? Конечно, должна - полтора километра не два метра. Ногами пройдешь - устанешь. А вопрос то и есть как этого добится. Ведь теоретически то это возможно. Но мыж не теоретики, а пользователи гидродинамических программ. Понимаешь, да?
Очередная провокация...
Понимают, конечно. Как не понять…
Только реальности в этом нет нисколько, потому как в модели эти запасы – остаточные, что уже противоречит понятию “невыработанная зона”.
Отвечая на Ваш вопрос (хотя ответ, судя по всему, Вам и сам известен) – никак. Этого никак нельзя добиться. На мой взгляд, одна из основных причин того, что целики не образуются – линейная модель фильтрации. Маленький градиент давления, маленькая проницаемость – в модели все равно есть фильтрация… Вот и получается, что даже в послойно неоднородной модели все равно все вытесняется. Медленно, нудно, но процесс идет.
Конечно, многим понятно, что это не есть здорово. Конечно, вводятся (научно обоснованно, разумеется) различные коэффициенты вытеснения (зачастую для разных проницаемостей). И, в принципе, мы можем получить очень реалистичную картинку – “невыработанные застойные зоны” таки образуются
Вы говорите о таком термине, как “охват”, который должен быть очень понятен людям, получившим нефтяное образование в России. Но так уж получается, что в традиционных моделях, заложенных в симуляторы, практически весь “охват” лежит в модельном коэффициенте вытеснения - в фазовых. Я говорю именно про охват воздействием. Конечно, если геологические тела не связаны между собой – какой может быть охват…
Наверно, если перефразировать вопрос RomanK, то он будет звучать примерно следующим образом: “Почему КИН в моделях слабо зависит от неоднородности пласта при прочих равных?” И каковы возможные причины этого?
Конечно, модель она на то и модель, что реальность описывает только приближенно. Это все знают. Но ведь одна из основных целей моделирования это как раз и выявление зон невыработанных запасов. Так что все-таки это не провокация, а действительно интересный и актуальный вопрос
Какие проблемы, обнуляешь проницаемость вокруг зоны интереса и всё, делов то....
Конечно, вырывать вокруг скважин колодцы из проницаемости это отличная идея !
В ту же топку можно подбросить создание региона с другими фазовыми между скважинами.
Да, действительно проблема заключается в том, что скорость фильтрации пропорциональная градиенту давления. Далее цитирую
"В обычном рассмотрении миграция флюида в поровом пространстве независима от вязкостных сил. Но необходимо выделить и следующий тип течения - capillare-dominated (с преобладанием капиллярных сил). Объем нефти (и газа) в межскважином пространстве напрямую зависит от величины каппилярных сил, что подтверждается работами *4 автора в сылках*. Для оценки капилярного эффекта, предлагается вязкостно-каппилярное число, которое показывает отношение вязкостных сил к капиллярным Nvc=mu * u / sigma. Если это число менее 1e-5, в этом случае каппилярные силы преобладают над вязкостными, то есть перепада давления не хватает чтобы преодолеть каппилярные силы. Это приводит к образованию "захваченых" насыщенностей в породе."
На эту тему была и статья из Самары, только парни не расказали как они учли это число. Расчеты проводили в VIP.
Далее, это число можно учесть за счет начального градиента сдвига неньютоновской жидкости. Если есть желание поставить эксперимент в ECL будет просто замечательно. Подозрение на то что more не работает с неньютоновской жидкостью.
Далее, ещё круче, но там надо порисовать. Вы всё ещё думаете что это провокация, парни с колодцем?
А вот и рисуночки1.jpg
Интересная тема кстати.
почитал мануал к эклипсу, там сказано, что при однородном однофазном потоке силы поверхностного натяжения стремятся к нулю, соответственно капиллярное давление тоже стремится к нулю при исчезновении сил поверхностного натяжения.
то есть при моделировании несмешивающейся нефти, этот эффект (появление целиков нефти при преобладании капиллярного давления над вязкостными силами) будет неочевиден.
Уф-ф много букф-ф.
Теперь про Eclipse. Поймем какой физ. процесс хотим смоделировать - тогда и ключевые слова найдутся. Сам моделировал эти физ. явления на E100 при помощи THPRES. Да, да, да между каждой ячейкой (всего-то два региона создать ... если подумать, конечно). И три типа коллекторов в одной точке задал в явном виде (помним как представляется модель двойной пористости? а NNC?) ... моделировал элемент 5-ти точки с разными расстояниями на разных депрессиях ... и получал разный КИН. Считалось конечно долго, но это было года 3-4 назад - техника шагнула вперед, но главное считалось же. Одна беда - для FullField решение "тяжелое". Но тут уж Вы решайте сами, что вы хотите - FullField или детальное моделирование процессов фильтрации. А Eclipse - не исчерпаем как атом.
С уважением,
Инженер
P.S. Кроме E100 существует E300, где опция тройной пористости появилась. Закончу со своими "звездочетскими" делами - по экспериментирую. Может и на FullField отважусь, благо месторождение подходящее в работе.
P.P.S. Неплохо бы цитируя давать и название/имя автора. Текст РоманаК. напоминает перевод отрывка из курса по E200 - там был раздел описания типов фильтрации при преобладании вязкостных, гравитационных или капилярных сил и (насколько помню) формулки для оценки какие силы преобладают.
Название статьи: НОВЫЕ АСПЕКТЫ ОБЪЕМНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ ЖИДКОСТЕЙ В ТРЕХМЕРНЫХ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЯХ
Авторы: В.И.Попков, А.А. Ковалев, С.В. Зацепина, В.П. Шакшин
Текст статьи во вложении к сообщению.ModelingAspects.zip
В Самаре много статей написано на эту тему, я читал другие. Обычно я пользуюсь западными материалами - они лучше и грамотней.
Мне главное качественую картинку заиметь как у ребят в статье "НОВЫЕ АСПЕКТЫ ОБЪЕМНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ...".
А вот источник откуда русские ребята черпают "Новые аспекты"
RELATIVE PERMEABILITY HYSTERESIS: A NEW MODEL AND IMPACT ON RESERVOIR SIMULATION погуглите.
Про градиент действительно навел пост Мишгена, проверить немогу (работать обязательно должно), спрошу у Roxar-овцев
как там дела с неньютоновской.
"Много говорил о необходимости получения "физичного" результата, не пытаясь почему-то уточнить физику процесса (причины возникновения застойных зон)" !!! Мы конечно в провинциях обучаемся, но всё же ! И это очевидно при переходе от кубика к масштабам месторождения.
*О сколько чудес несет в себе синергетика*
А копаю на диссер, штык мне в кадык. Проницателен.
Далее статья "RELATIVE PERMEABILITY HYSTERESIS:..." описывает как моделировать (более менее правильно) такой процесс как WAG и CO2.
Что привело меня к поиску вообще в русской литературе материалов по гистерезису. В старых книгах писали лучше, по памяти пишу -
"Теория Баклея-Леверетта выведена из условия отсутствия эффекта гистерезиса и пригодна для расчета процесса ПРЯМОГО вытеснения", то есть слева нагнетание, справа отбор. А что мы имеем в масштабах месторождения?
Картинка которую я выкладывал можно дополнить парой тройкой других примеров в которых происходит смена фильтрационых потоков.
Итого -
1. Начальное напряжение сдвига позволит получать целики (в это я верю без опытов)
2. Учёт гистерезиса необходим при разработке месторождения с закачиванием чего-угодно (а здесь хотелось бы оценить влияние на конечную нефтеотдачу, но думаю что эта величина порядка 10%, только в какую сторону не знаю)
Dorzhi
У тебя есть модель породы состоящей из тоненьких трубочек. Ты прокачиваешь сквозь неё жидкость.
И снижаешь скорость прокачки до ооочччень маленькой величины.
Я уверен, что есть такие сверхмалые перепады, которые не приведут к фильтрации.
И вообще в Физике пласта, умалчивается о нижней границе фильтрации и широко освещается верхняя граница фильтрации. Здесь же речь о том что сверху у нас есть число Рейнольдса (переход от ламинарного к турбулентному режиму движения), и снизу должно быть ограничение за счет преобладания капилярных сил.
И к слову, в той же западной статье говорится о модели двойной среды (и как видимо и тройной). Эта модель адекватна только для малых скоростей фильтрации, которых к сожалению нет в практической разработке месторождений. Поэтому модель двойной среды (как это было в опытах проделаных в стенах нашего НИПИ и несколько лет назад и совсем недавно) неприемлима к условиям реальных месторждений. Этот вывод за бугром давно известен.
"This model assumes welldeveloped Poiseuille flow and that the presence of a capillary interface does not affect
flow. Later studies [62, 1, 10, 27] show that this model severely overestimates theamount of trapping. It is valid only for very slow interstitial velocities [62] and, for typical reservoir conditions, capillary forces cannot be ignored at these low velocities."
Теперь об экспериментах. В наших провинциях их проводили в СибНИИНП. Есть публикации (в трудах СибНИИНП), результаты опытов фильтрации, подтверждение и обоснование как применимости теории "градиента сдвига" к нашим коллекторам, так и практические выводы по эксплуатации .... Ну не сам же я до такой физической модели додумался и проверять ее в математической модели стал ;-) По градиенту давлений dP - оценим по логарифмическому закону. Скажем Pfld=250Атм, BHP=60Атм. На расстоянии 210-200м от скважины градиент давления ~0.118Атм/м ... выводов не делаю - я инженер, а не ученый.
"И это очевидно при переходе от кубика к масштабам месторождения" ??? Не понял. Вы вроде пытаетесь нас с mishgan-ом убедить, что капилярные силы тут не причем и модель не работает (мы разные люди - по градиентам был его пост), предлагаете отвлечься на гистерезис... "Между скважинами полтора километра. Скважины поработают 20 лет. Должна быть между ними нефть?" - где тут гистерезис. Целики есть, гистерезиса нет. Ну не меняли мы направлений фильтрации ... строго следовали проекту (смех в зале), что застойных зон не станет? Гистерезис явление понятное, но он тут не совсем при делах.... Для меня тут ничего очевидного нет (думаю и для Вас, иначе дисер не считали бы актуальным). Может застойные зоны это все-таки детали геологического строения? Всякие там "блуждающие русла", отдельные "бары" этих самых "блуждающих" и т.п.? Может все-таки "water fingering" или как там его бишь... или все же капилярные силы, плюс всё выше перечисленное? ... Осталось только в модель заложить и ... что там дисер - нобелевка :-) (Это я шучу так. Респект труду ученых, будишь публиковать статьи - кидай ссылки, народ на форуме в основном HW - установившаяся школа, а тут ты со своими вопросами. Просто свежий ветер, аж сдувает.)
С уважением,
Инженер
P.S. Спасибо В.Волкову за статью. А вот труды СибНИИНП выложить не могу (даже название :-( ) были они у меня в бумаге. Теперь надо искать - дело 3-4 летней давности, три переезда, млин.
Мы не противоречим друг другу. Выше я писал, что
1. Для целиков нефти необходим учет капилярных эффектов.
2. При заводнении необходимо учитывать гистерезис фазовых (при смене фильтрационых потоков).
В обратном я никого не убеждал.
По формуле - скорость фильтрации должна быть не средняя, а реальная (с учетом пористости) - ещё выше.
Про переход от масштаба кубика до масштаба месторождения.
Когда "впаривались" симуляторы в России, как-то по умолчанию считалось (и считается) такой переход логичным. То есть на кубике мы закладываем некоторый набор параметров (pvt, свойства, относительные фазовые и проч.) и вперед к месторождениям. Это работает на небольших месторждениях, но что делать с средними и крупными?
Так вот, черт с ней с диссертацией она не по этому вопросу.
Я для того и обратился к выпустникам HW чтобы узнать, какие ещё процессы просто необходимо учесть при моделировании месторождений и на какие процессы можно не обращать внимание и не задавать их. Я не могу проделать таких эксперименты.
Никакой это не свежий ветер, свежий ветер это срывание ионов с поверхности кварца.
Мне не интересен вопросов "почему", мне интересен вопрос "как".
Такие дела, штык мне в кадык.
смотрю щас отчет по гидродинамическому моделированию. ячейка 200 на 200, между скважинами 2-3 ячейки. какое уже тут межскважинное расстояние и капиллярные силы. кто делал писать не буду, но не мы.
и ведь прошла ЦКР.
А вот про "впаривать симуляторы в России" ... не согласен. Когда начиналось проникновение ГДМ по стране ECLIPSE был еще с черным фортрановским (и очень продуманным) интерфейсом. А программы GRID, GRAF дополняла программа PSEUDO. Слышали о такой? Ее назначение было - масштабирование фазовых кривых (включая перенос концевых точек и изменение формы кривой) при переходе от детальнейшей модели геологи элемента и фазовых по керну к крупным ячейкам. Про великолепную документацию от WorkBanch вообще молчу - Intera со своим ECLIPSE старалась заработать на обучении (курсах) как и наследник SIS, а у этих в документации было ... вплоть до блок схем алгоритма HM. Модели строились с толщиной слоя от 2 до 5-10 метров. Вот и понимание у стариков было и иллюзий меньше - что такое этот кубик. Теперь, когда геологи кропают модели по 0.2м (с разрешением каротажа) а про PSEUDO забыли из-за допотопного интерфейса возникает иллюзия полного знания о строении и т.п. Предприятия вместо того чтобы обучать своих сотрудников дают им конспекты предыдущих поколений .... молодые инженеры не знают что такое NTG. Не то что затронутая тема. А благодаря "впаренным симуляторам" компании смогли оценивать работу институтов ... не кто щеки толщи надул, тот и прав, но некие критерии ... хотя это очень отдельный разговор. До сих пор противников ГДМ больше в институтах, а сторонников на уровне ГеоНАЦ, Объединений и ЦКР/ТКР (там где реально хотят понять что тут институты "нафорекастили").
С уважением,
Инженер.
P.S. To Dorzhi : Сочувствую. Практически на всех предприятиях с кем приходилось работать видел всегда две модели ... "институтскую" и свою, на которой осуществляется "процесс принятия решений". Только ГеоНАЦ обычно начинают делать свою модернизируя и исправляя "институтскую". Таково селяви.
Сейчас находимся на этапе когда каждый кулик плююет в чужое болото и ссылается на чужое невежество.
Я спрашивал у представителя Roxar -
-Почему в вашем симуляторе КИН не зависит от ПСС?
Ответ меня несколько разочаровал (я ожидал что-то в духе - это вы неправильно пользуетесь)
- Потому что фильтрация идет от ячейке к ячейке... и так далее объяснять принцип построения симулятора и в конце...
Да, в симуляторах КИН не будет зависит от ПСС.
Понимаете какая простота?
Считать КИН от ПСС это не задача симулятора.
Вы думаете в момент продажи в институты машинки для задачикоторую она не решает, это кто-то пояснял?
Вот этот момент я называется в русском языке понятием ВПАРИТЬ. Будто-то:
Впарить магнитофон, в котором работает только радио.
Впарить зимнюю обувь, которая треснет при первом морозе.
И так далее.
"До сих пор противников ГДМ больше в институтах, а сторонников на уровне ГеоНАЦ, Объединений и ЦКР/ТКР (там где реально хотят понять что тут институты "нафорекастили")"
И что? Реально поняли?
Убеждать что другой более невежда, чем он является сам - российская традиция.
Я пытаюсь отличатся в чем-то от пресловутого "кулика и болота" тем что я ни где не говорил что я крут, а кто-то нет.
Кроме случая когда человек невежда в теоретическом вопросе.
Такое не простительно.
Какая-то отличительная черта посетителей месного формуа:
Как можно обсуждать моделирование не показав ни одного рисунка?
Вы пробовали объяснить что-такое деление не разрев пирога?
В форуме моделирования не рассматривается ни одного примера обсуждения.
Вопросы и ответы. Ответы и вопросы.
"А вот у нас" "А вот у вас" "Нет вы не правы" "Нет правы не вы".
Хотя и я, каюсь, сегодня был не конструктивен.
Замечая, сколько "горячих" тем форума посвящены, по сути, одному и тому же вопросу, возникает непреодолимое желание присоединиться к дискуссии. Делать это, учитывая, какие порой делаются замечания личного характера, нужно аккуратно. Я постараюсь быть непредвзятым. В первую очередь, мне кажется, что возникающее деление на "теоретиков" и "практиков" - неверно, исходя из самого смысла вопроса. Если кому-то доводилось проводить прямое измерение размеров застойных зон, откликнитесь, прошу. Я думаю, все будут рады появлению этих людей? Если же проводить деление на "практиков" и "теоретиков" по принципу: теоретики - с пером в руке (пишут уравнения), практики - с клавиатурой (делают расчеты), то вот пара замечаний-задач со стороны "теоретика".
Первое замечание - по поводу причины возникновения застойных зон. Заранее приношу свои извинения, если утомляю кого-либо очевидными вещами. Итак, возьмем симметричный элемент. Скажем, квадрат. Если поставить в углы добывающие скважины, то частица жидкости, находящаяся точно в центре пласта, никуда не двинется, поскольку "притягивается" ко всем скважинам с одинаковой силой. Поле таких частиц с равным "притяжением" и образует застойную зону. Все это происходит только в условиях однородного по проницаемости пласта. Таким образом, образование застойных зон - следствие симметрии и однородности. Нарушение симметрии не разрушит застойные зоны, а лишь изменит их геометрию. В симуляторах, в силу дискретизации пространства эти положения разрушаются. Тут, на мой взгляд, ситуация ясна. А вот что даст нарушение однородности? Нигде в теории не доказано, что неоднородность во всех случаях влечет за собой образование застойных зон.
Второе замечание - о неньютоновских свойствах. Да, наверное, возможно в симуляторах задать некий предельный градиент, при котором нефть двигаться не будет. Однако, может случиться так, что по мере снижения давления и уменьшения градиента, размер застойных зон будет увеличиваться. Я не утверждаю, что это нефизично, но хочу предостеречь тех, кто заранее считает, что введение предельных градиентов решит все их проблемы. Как вы думаете будет восприниматься на защитах проектов фраза: "в ходе разработки площадь застойных зон увеличивается"?
Мне бы не хотелось, чтобы все, что написано выше воспринималось как призыв ничего не делать и не выдвигать новых идей. Я лишь выступаю за взвешенный подход, подтвержденный выкладками или расчетами, чем с удовольствием готов поделиться, если тема будет продолжена.
Здраствуйте, Алексей.
Лучше слышать про их отсутствие при любой системе разработки, да.
Или вот такое решение - Протокол ЦКР от 30.01.2008 №4225
"Принять за правило при остутствии вляния плотности сетки скважин на технологические показатели различных вариантов разработки проводить аналоговые расчеты с использованием сертифицированного отечественного программного обеспечения".
Но это так, к слову.
Теперь, ты как человек со стороны теории, ответь на вопрос почему вообще образоваваются застойные зоны.
Я (пока не доказано обратного) склоняюсь к такому физическому процессу.
"Экспериментально установлено, что для начала течения необходим некоторый ненулевой градиент давления. Соотношение между q и dp/dx при небольших скоростях показано на рис. 2.2 ... Хотя [это] явление относительно незначительны, уравнение закона Дарси можно легко видоизменить, чтобы учесть их. Детальное рассмотрение этих эффектов можно найти в работах Коллинза (1961) и Бэра (1972)"
Х.Азиз, Э.Сеттари. Математическое моделирование пластовых систем.
В четверой стадии, когда за счет снижения фонда скважин происходит снижение депресси на залежь, возможны в удаленых от скважин зонах наличие градиентов ниже предельного? Почему бы и нет.
В кубике - это незначительно. В масштабе месторождения - вероятно.
Правильно рассуждаю, Алексей?
aziz.jpg
К той замечательной картине я бы еще добавил:
- капиллярное давление которое создает дополнительный градиент даже в "застойных зонах"
- во многих случаях симуляторы не показывают зависимость КИН от сетки из-за поршневого вытеснения нефти. При таких условиях нефть более подвижна поэтому образование застойных зон при вытеснении нефти водой практически невозможно добиться. Если же сделать Mobility ratio довольно большим то будет налицо зависимость сетки и КИНа.
Так что проблема застойных зон очень многогранна и начальный градиент сдвига вряд ли играет в ней самую серьезную роль. В каких-то особых случаях, возможно.
Хорошо что к этой теме еще не подключились сторонники концепции что при быстрых темпах отбора КИН уменьшается, вот тут бы нашла коса на камень
а что разве не уменьшается?
А что концепции теперь не требуют доказательств? Пускай покажут концепцию в формулах и рисунках, тогда можно и косу доставать.
А причем тут сетка, рпи такой сетке наоборот никаких сомнений,все нафиг вымывается без проблем
Кстати есть пример в литературе, что при быстрых темпах отбора в трещинноватом коллекторе трещины схлопываются из-за резкого падения пластового давления, дебиты падают, и скважину можно выкидывать, так как даже при введении ппд, трещины обратно не расширятся (там гистерезис).в продолжение дискуссии:
P.S. вот тут выложены статьи с Вестника ЦКР Правда интересных даже 1 к 10 не выйдет, а цена почти 2 килорубля
P.P.S. На этом же сайте выложена аж целая книга «Оценка качества 3D моделей» от маньяков-лукойловцев Без искорки, но полистать раз можно
Просто интересно, а по каким критериям вы оцениваете интересность статей? Может стоит об этом сказать тем, кто его делает?
Мне было, например интересно почитать о Шашине В.Д. в третьем номере... да, и статья Лисовского Н.Н. о нацстандарте интересная в плане того куда дует ветер сейчас... был материал по имитационному моделированию Талинки...
Я вот свои пожелания им отправил в редакцию. Наверное шансов мало, что прислушаются к ним, но время покажет...
:-)
Да, что добивает, Вестник ЦКР - это фактически рупор (рекламный, лоббисткий и тд) Траста/Таймзикса.
Та же сертификация ПО и новая система тестов - вещь безусловно нужная и полезная, но зародилась то она (я просто уверен) именно для целей борьбы с западными конкурентами (вполне возможно, что были тесты, которые МКТ не проходил, но их благополучно выбросили...)
Абсолютно согласен, от рекламы Таймзикса уже в гласах рябит, и главное было бы что рекламировать....
Но зато тут госструктура опять показала свое бюракратическое лицо, когда кто-то в ЦКР лобирует свои мещанские (или не настолько мещанские) интересы продвигая, а скорее навязывая, только один продукт на рынок
Предложите свой тест. Причем тут конкуренция? Был ли мальчик - еще не известно, но факт остается фактом на большинстве задач западное ПО типа роксарчика и других - валится. Единственное - мкт по прохождению тестов можно сравнить с 300 эклипсом... но много у кого он есть? Лекарством не поделитесь?
Открывая и завершая тему.
Подход такой как был и десятилетие назад. Как правильно отметил кто-то там ранее, нужно уменьшить подвижность нефти (то есть увеличить вязкость). Искусствено увеличить вязкость нефти можно снижая нефтяную ветку фазовой проницаемости.
Пример простой такой -
исходные фазовые дают КИН порядка 0.6, каждую точку нефтяной фазовой проницаемости уменьшил в два раза - КИН стал порядка 0.3. Прикинул, надо выйти на 0.4. Вышел.
Полное дерьмо, если честно, потому как это встречается практически в каждом нашем и постороннем проекте.
Еще пишут что модификация фазовых проведена под историю разработки, хотя истории нет никакой.
Правильно писать так - "Модификация фазовых проведена под желаемую характеристику вытеснения".
Адекватно: любое изменение исходных относительных фазовых есть манипуляция запрещенная, ибо извращает само понятие "честного" моделирования.
Что касается меня, оказывается всё это время я искал принцип "чесной игры в моделирование".
Съездил в Турцию на конференцию Роксаровскую. Оказывается намного более интересной задачей является запуск модели со ста миллионами ячейками на тысяче процессоров, чем простые задачи и модели.
Всё просрато...
Это я говорил, но вопрос был в том что в симуляторе КИН не зависит от сетки, я показал случай когда будет зависеть. Но это совсем не значит что я агитировал искусственно увеличивать вязкость-снижать подвижность. Ибо когда есть поршневое вытеснение и однородная среда (!) то симулятор очень справедливо считает высокий КИН не зависящий от сетки. А по поводу фазовых совсем не факт что то, что видно по результатам исследований из лаборатории это то же самое что происходит в пласте, к тому же часто есть много неопределенностей по поводу проведения исследований и их интерпретации. Плюс еще Numerical dispersion и upscaling.
Полностью согласен. Главные факторы, влияющие на фазовые в модели и степень отличия их от тех, что получены при исследований на керне - numerical dispersion, upscaling, гетерогенность по вертикали и латерали, характер слоистости и пр. Это следует учитывать при переносе фазовых кривых на модель, вид которых может значительно измениться, что в конечном итоге повлияет на КИН.
Потери гетерогенности (т.е. увеличение однородности) в гидродинамической модели должны компенсироваться изменением вида фазовых кривых. И это отнюдь не запрещенная операция, как выразился Roman, а компенсация upscaling-а и numerical dispersion.
Добавлю своего в общий бардак
Операция не запрещенная, но то, каким методом ее проводить, может вызвать вопросы.
Если pseudo фазовые получены не "методом рисования рукой", то все вполне допустимо.
О том, почему какой-нибудь метод лучше "рисования", область применимости итд, надо смотреть у автора в статьях.
Симулятор работает с математической моделью, а не физической, так что фазовые могут быть какими угодно, главное чтоб с их помощью можно было историю восстановить
Если я все правильно понял, то застойных зон (в понимании автора этой ветки) не бывает. А бывают, как бы правильней выразится… зоны, в которых… текущий коэффициент вытеснения на конец разработки низкий. Действительно, модификации фазовых, как правило, объясняются компенсацией upscaling-а и numerical dispersion… сомнению не подвергается, это все имеет место. Однако модификация часто доходит до абсурда, смотришь на фазовые из лаборатории и модифицированные, и невольно вспоминаются “Рекомендации начинающим инженерам-гидродинамикам”, а именно правило №16: “Если модель не адекватно описывает происходящее в природе, значит нужно замачить природу под модель и никак не наоборот.”
Кстати, вот и появилось правило №17 из “Рекомендаций начинающим инженерам-гидродинамикам” – “Симулятор работает с математической моделью, а не физической, так что фазовые могут быть какими угодно, главное чтоб с их помощью можно было историю восстановить”.
Из всего этого предлагаю раскрыть тему шаманства с фазовыми проницаемостями, как с ними работать правильно (из собственного опыта) при адаптации модели.
http://heriot-watt.ru/t2477.html
В таком случае и забойное < 0 годится - лишь бы математически сходилась история...
ну вот уже в крайности подались
Проблема многих гидродинамиков в том что они не совсем понимают принцип работы симуляторов.
Во-первых, то что фазовая полученная при иследовании 1-2 кернов, характеризует маленькую область и как правило, абсолютно не соответсвует реальной ситуации в пласте.
Во-вторых, как правильно заметил Волков, при крупных размерах сетки из-за numerical dispersion, как бы вы не хотели использовать pseudo curves, без них вам не обойтись. А выглядеть они могут абсолютно нефизически по сравнению с обычными представлениями о фазовых или лаборатнорными результатами.
Не хочется новую тему создавать, тут выскажусь:
, в книге приведены результаты исследований по определенияю гистерезиса ОФП (циклы пропитка-дренаж, дренаж-пропитка, дренаж-пропитка-дренаж).
Дочитываю любопытную книгу
Авторы констатируют необходимость моделей адекватно описывающих реальное поведение пластовых систем и обосновывают достаточность модели среды с двойной пористостью для учета качественных особенностей фильтрации в неоднородных средах. Пласт как взаимосвязанная система крупных и мелких пор. Приводят матмодель и описание численной реализации (Принимается, что фильтрация идет по крупным порам, за счет капиллярных сил происходит переток воды в мелкие поры, а нефти в крупные. Учитывается гистерезис ОФП и капиллярного давления). Результаты расчетов показали возможность потери устойчивости стационарных режимов вытеснения и возникновения колебаний насыщенности и перепада давления при постоянном расходе нагнетаемой жидкости. Авторы констатируют, часто отмечающееся наличие колебаний давления и расхода жидкости в лабораторных и промысловых условиях, которое рассматривается как помехи. Ну и, соответственно, рассматриваемый подход предлагается к использованию в соответствующем софте.
Кто-нибудь знаком с этим трудом и/или имеет мысли по этому поводу?
Да, кроме таких интересных для общего развития вещей как теория фракталов и детерминированного хаоса идущих как введение
Еще передо мной лежат
и
но мозг просит паузы...
Но и из прочитанного (благо примерно треть - это копипаст из многочисленной возрастной литературы), я сделал вывод, что теория фильтрации давно шагнула в своем развитии значительно дальше чем фильтрационные симуляторы
Спасибо за ссылку (http://shop.rcd.ru/details/282). Если Ваше описание соответствует содержанию, то с удовольствием прочту "братьев по разуму". Идея "Пласт как взаимосвязанная система крупных и мелких пор" в ГДМ отнюдь не нова и имеет своих сторонников (позволю и себя причислить к этим головастикам). А вот с Вашей фразой "теория фильтрации давно шагнула в своем развитии значительно дальше чем фильтрационные симуляторы" в корне не согласен. К сожалению, симуляторы-то как раз позволяют строить и рассчитывать подобные модели (как E100, так и E300. правильнее даже сказать: особенно E300 - модель "матрешки"). Только вот ни "проектантам" с ЦКР/ТКР, ни НГДУ/Объединениям с их вопросом куда бурить/как эксплуатировать эти модели даром не нужны - а чтобы их создать нужны исследования и время (читаем - деньги). Если кто согласен финансировать - найдем и лабораторию (PVT + керн) и симулятор (Е300) и толковых инженеров ...
С уважением,
... Инженер
автор кстати Марс Хасанов, бывший директор ФДП центра Юкоса, сейчас вице-президент Роснефти по науке. мне он как то книжку подарил, тож про фракталы и пластовые системы
Скорее всего "Моделирование пластовых систем". Динамический хаос вещь интересная, но не имеющая практического применения. Срубить денег на грантах - да, можно. Практического применения никакого.
В детерминированных симуляторах намного больше смысла.
Мишген!
хороший раздел по вытеснению нефти водой. Теже матрешки.
Также фазовые и каппилярные на рисунках. Тебе может быть интересны.
1.jpg
С уважением,
Инженер
имхо, все равно ноги проблемы растут из геомоделирования. даже если пласт непрерывен, высокая связность, все равно нужно очень хорошее моделирование фаций (чтобы задать регионы сатнум) и свойств для того же корректного применения EPS.
а если еще и низкая связность, то неопределенность тут - сотни процентов.
Согласен. Я бы применял масштабирование концевых точек, то есть привязал бы остаточную нефтенасыщенность к проницаемости (чем больше проницаемость, тем меньше остаточная нефтенасыщенность). Этот подход не лишен недостатков, но по моему мнению достаточно корректен, так как приходилось видеть в исходных данных зависимости остаточной нефтенасыщенности от проницаемости с хорошим R2.
А вообще в Эклипс можно попробовать выделить низкопроницаемые блоки в отдельный регион равновесия и задать на его границе начальный градиент давления. В CMG для этого больше возможностей, там можно напрямую задавать начальный градиент давленияStochastic2.JPG
Я занимался тем же самым - перколяционные кластеры. Вы продвинулись чуть дальше, фильтранули по кластеру нефть. Если заранее выделить застойные зоны это убивает вообще моделирование, жестко заданные зоны не айс.
Теперь если задать остаточную через проницаемость, вдумайтесь.
Проницаемость задана через зависимость проницаемости от пористости, остаточная от проницаемости. Пористость размазана интерполяцией. Теперь обратный ход : на интерполяцию накладывают косвенную зависимость на которую ещё раз косвенную зависимость. Трижды случайная величина, замечательно.
Одно из правил моделирования гласит: перед тем как преступать надо четко знать ожидаемы результат.
Если вы более-имение уверены в местоположении застойных зон, а их прикинуть легко по тем же картам разработки, и эффективной пористости, то почему бы и не привязать остаточную к пористости. Согласен что это не панацея, но в некоторых случаях реально помогает замачить историю.
Возможно у меня есть ответ на вопрос РоманаК. нужно размеры ячеек вместо 50(100) м сделать 1 м. Тако расчет видел недавно у Р.М. Каца. Я думаю, обсуждать его авторитетность нет смысла.
Вот вам ссылка на картинку. Взяли логнормальное распределение проницаемости. посчитали течение на 50 м. Разбили ячейки до 1 м. при той же проницаемости. Посчитали еще раз фильтрацию. разница очевидна.
только вот где взять комп для таких расчетов в масштабах реального месторождения?
1.jpg
комп вам не поможет. Где взять столько времени?
Два года прошло.
Авторитета Каца не знаю и да для того, чтобы чего-то добиться нужно всего-то выполнить три условия:
1. Иметь ячейки как можно меньшего размера (1 метр это грубо для призабойной зоны, там ещё меньше).
2. Иметь полностью информацию о послойной и зональном распределении проницаемости (не как это принято метрами, а выделять толщины и расстояния до миллиметров).
3. Так как пункт 2 выполнить до конца не возможно, часть неоднородности перекладывается на относительные фазовые проницаемости.
Итого:
Пункт 1 невыполним по машинным затратам и самое важное временным затратам.
Пункт 2 невыполним по понятным причинам. Нет средств измерения, нет измерений в межскважинном пространстве.
Пункт 3 невыполним так как процедура изменения ОФП неформализуема. Также ремасштабирование невозможно - не с чем сравнить результат.
Картинки предсказуемы, вы спросите Каца где он возьмет фактическое распределение проницаемости?
Дальше кубиков модели бесполезны. Хотя да, зависит от поставленных задач. Некоторые такие нелепые задачи решают, что им модели действительно могут помочь. Но для проектирования разработки нефтяных месторождений это плохое решение, к сожалению единственное.
Кац Р.М. - первый (исторически) зав. лаб. ГД-моделирования в ВНИИ. Первый модельер СССР. Умнейший человек. Понимает всю кухню лучше Вас. Не в обиду будет сказано. Не знать, кто он, все равно, что не знать, кто такие Борисов, Баишев, Крылов, Сургучев, Щелкачев, Крылов и пр.
Пункт 1 - ячейки порядка 1 м между скважинами и менее в ПЗП - согласен.
Пункт 2 - слои толщиной менее 25 см. невозможно выделить и проследить их распространение с точки зрения геологии (как методически, так и технологически) на данный момент
Пункт 3 - изменять ОФП реально сейчас можно только по истории разработки. Тогда вы получаете ОФП, как функцию сетки скважин!!! Для размещения новых проектных скважин и поиска целиков нефти такая модель неприменима. Нормально масштабировать те же фазовые с керна до ГД-модели - я еще ни одной такой работы не видел. Когда считаем тепло или химию - еще хуже. Там все процессы зависят от температуры ячеек. Чем больше ячейка, тем медленнее она нагревается. Следовательно крутим все тепловые свойства - опять бардак и подгон. Формализации нет. О чем к стати неоднократно писал Р.М. Кац.
Резюмируем - есть большой, сложный и дорогой инструмент, который работает плохо и некорректно. Улучшить его работу до приемлемого уровня пока не представляется возможным. Будем и дальше лепить модели для проформы, как приказывает великий, но почивший в бозе ЦКР. ЦКР умер, да здравствует ЦКР! Ура, товарищи!
А если серьезно, никто из нас не имеет достаточно исследований для построения нормальной модели. Поэтому все, что оправдывается логикой, уровнями добычи по факту (если вы в них уверены), секторным моделированием и аналитикой имеет право на жизнь. Лучше пока ничего нет. Я знаю только одного человека из ныне здравствующих, который может на пальцах посчитать разработку, у кого есть нюх, кто чувствует пласт кончиками пальцев - это старший Баишев. Из людей 30-40 лет не знаю ни кого, кто приблизился бы хоть отдаленно к нему. так что - модели!
Однако, как-то сумбурно у меня получилось. пардон, если что :о)
Страницы