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?
А при обводнённости в 98% целики нефти остаются или полностью рассасываются?
То, есть ответ на вопрос в заглавии темы найден?
а для эклипса есть подобная опция? что-нибудь простое, как эта темпестовская кусочно-линейная функция вязкости от градиента?
Одним "простым" словом такая вещь не описывается. Вообще непонятно как опция в темпесте соотносится с известными формулами реологии по расчету эффективной вязкости.
Ну и вдобавок - если в разных направлениях из одной ячейки разные перепады давлений, то в какой "пропорции" вы поделите вытекающий/втекающий объем флюида?
Точную формулу пропорции я конечно написать не смогу, но рассуждения здесь примерно такие. С точки зрения математики, вязкость - это тоже самое, что и фазовая проницаемость, т.к. во все уравнения фильтрации эти величины входят неразлучной парой (Kr/visc). И если ОФП зависит от направления, то не вижу проблем наделить этим же свойством вязкость
А по поводу соотнесения с эффективной вязкостью... Не нужно в этой опции видеть попытку описать вязкость на удалении от скважины. Это математически мы влияем на вязкость, а с точки зрения физики понимаем, что этим моделируются несколько другие процессы, которые и являются предметом обсуждения в данном топике.
ОФП зависит от текущей насыщенности в ячейке, ну и в крайнем случае направления процесса (дренирование/пропитка), если наблюдается гистерезис. А потому, для ячейки фазовая вычисляется однозначно.
Если принять математическое определение градиента (к сожалению, не знаю, принято ли оно в симуляторе), то для зависимости вязкости получим тоже однозначное вычисление: вязкость будет меняться в том направлении, куда указывает градиент, а при перетоке в остальные ячейки останется той же самой. Однако это уж совсем лишается физического смысла.
Воздействовать математически можно на любой сомножитель (хоть ту же ОФП) в уравнении потока флюида и математически изменение расхода может остаться таким же. Вопрос в калибровке этих модификаторов - на что ориентироваться?
решение типа костыль
Подскажите какой костыль можно реализовать, чтоб при вскрытии скважиной пласта не работали пропластки с проницаемостью в 3-5 раз ниже максимального в данной скважине (для каждой скважины будут свои максимальные значения).
С уважением,
Инженер.
Исследования по остаточной нефтенасыщенности в зависимости от градиента давления или же от скорости фильтрации были проведены еще пол века назад. Известны различные зависимости. Чтобы включить это в гидродинамическую модель строится карта градиентов или скоростей и "цепляется" к SOWCR. Все. Чтобы учесть эффект защемленной нефти капилярными силами, эта карта цепляется к SWCR или SWL. В результате вы получите целики нефти там где они должны быть и где раньше в "обычной" модели вы их не наблюдали.
Кстати, хотел бы заметить, что остаточная нефтенасыщенность возрастает с улучшением ФЕС. Это же относится и к начальной нефтенасыщенности.
Это не более, чем костыль, который ранее в этой теме уже обсуждался. Запасы, не охваченные разработкой, переводятся в категорию неподвижных. А для моделирования уплотняющего бурения все заново перестраивать и переадаптировать?
не соглашусь ни с первым, ни со вторым. по концевым точкам - мы получим статические поля малоподвижной нефти, независимо от сетки разработки. т.е. способ для этих задач никуда не годится. а вообще применение концевых точек и масштабирование ОФП эт хорошо, красиво и физично)) давно пора сделать обязаловкой для геологов.
про второе - зависимость ФЕС и остаточной нефтенасыщенности есть. но в большинстве случаев с точностью наоборот - чем лучше ФЕС, тем меньше остаточной нефти. иного я в практике не встречал. наверняка бывают и исключения..
Сам начал, сам и окончу.
По скоростями фильтрации, понятное дело никакой модификацией остаточных нефтенасыщенностей здесь и не должно пахнуть. Хорошие товарищи из Самары докладывают:
http://www.mathnet.ru/links/5830ec420aeabcf14f2635a6d0bf229e/mm158.pdf
http://www.mathnet.ru/links/cebb10569b6489e42b5ec064e1450b45/mmkz111.pdf
Технически (я сейчас не могу найти статью) они брали результат расчета на некоторый временной шаг и мутили с ним, убирая ненужное изменение давления/насыщенности. Это решение позволяет убрать "баг" классической теории - когда волна давления распространяется на бесконечное расстояние. Дополнительно, оказывается там что-то с ещё с импульсом и количеством молекул, которые передают давление (уже ничерта не помню).
И второй момент, который играет решающую роль это:
http://marla.fancymaces.ru/?p=629
http://burneft.ru/archive/issues/2011-02/16
То есть, проблема "как в межскважином пространстве заставить образовыватся целикам нефти" на 95% состоит из нашего примитивного познания геологии (все таки победили геологи!) и на 5% от недостатка теории и, как следствие, симулятора. Поэтому изыскания в программах моделирования прекратил.
Связность межскважинного пространства изучается только статистически. Решение со статистических характеристик генерировать "объемные" картинки (то что предлагают пакеты геологического моделирования) это решение от безысходности. Хорошо когда компьютерные геологи понимают причину применения геостатистики и плохо когда нет, так как "курсы моделирования" клепают нинтендо-геологов, но думаю маркетинг не сможет победить здравый разум. По этой причине изыскания в конкретных-сеточных геологических пакетах моделирования прекратил.
Итог - на данный момент, из доступного мне понимания развития компьютерного моделирования, решения проблемы зависимости накопленной добычи нефти от количества скважин нет. Ожиданий в решении также нет. Известное мне решение имеется в статистическом виде (коэффициент сетки), как переложить его на моделирование не имеют понятия. Может кто и займется.
Поднимем тему - актуальности она точно не потеряла.
В принципе, кроме рисования "банок" вокруг скважин и задания областей за "банками" неактивными, другого способа не вижу.
Поэтому пока делаю так (в связке Petrel+FrontSim+Eclipse).
Прогоняю во FrontSim расчёт на месяц для стабилизации режима разработки (Qinj=const и BHP_Prod=const) -> загружаю в Petrel куб плотностей линий тока (STRDENS) -> по некоторой величине (собственно, за её знание и платят деньги геологу) отсекаю дренириемую область -> задаю внутри неё активные ячейки -> экспорт в Eclipse и расчёт -> получение карт Рпл на каждый шаг.
Соответственно, любая смена работы хотя бы одной скважины - всё нужно делать заново.
Нашёл - да, этот подход я применяю.
Продолжим (и пока закончим).
Расчёт на прогноз.
Маленькая залежь разбуривается 5-ью скважинами, ввод каждой новой - ежегодно; затем залежь разрабатывается 10 лет.
При вводе каждой новой скважины рассчитывается модель во FrontSim -> снимается куб плотностей линий тока -> отсекается область дренирования. Период после ввода всех скважин (10 лет) считается без ежегодоного пересчёта во FrontSim - режим разработки стабильный.
Карты, графики и воркфлоу (чуть не умер, пока писал) прилагаю.
Ну, да - это и есть основной "баг" всего моделирования, а не неучёт капиллярных и вязкостных сил.
Теоретическое месторождение 150х150 км, в центре 1 скважина - давление падает в радиусе 50 км, т.е. Кохв=1.
Очевидно, что это полный бред.
Страницы