Сен 08
А как в вашей волости задают конечную нефтенасыщенность?
Опубликовано
16 Сен 2008
Активность
20
ответов
7523
просмотра
8
участников
0
Рейтинг
по керну
Тогда развернутей.
В случае неравновесной инициализации как задаете начальную (подвижную) и конечную нефтенасыщеность?
Обычно использую равновесную инициализацию через EQUIL, а в случае неравновесной задаем SWAT и SWCR, SWL, SOWCR и SWU.
Добавляем ENDSCALE / и вперед.
Какие значения задаете?
То же самое с Sor, т.е. по зависимости Sor vs. Poro|Perm или по ХФУ. В Эклипс это SOWCR. SWU=1 (но при этом придется использовать трех-точечный апскейлинг фазовых - SCALECRS)
В таком случае в чисто-нефтной зоне вероятно наличие двухфазного течения.
Получается зависимость SOR vs PORO учитывается лишь для того чтобы быть учтёной?
Максимальную нефтенасыщеность приравнять к начальной, конечную нефтенасыщеность определить из коэффициента вытеснения или задать постоянным числом? В этом случае ЧНЗ останется ЧНЗ.
RomanK в чем проблема-то, я не понимаю? Опиши суть подробнее, а то так можно долго продолжать...
Нет проблем. Интересно кто как думает.
Конечные точки локально являются параметром адаптации, но вряд ли кто занимается этим.
Я думаю в следующем проекте задействовать новые штучки-дрючки, так как параметры SWCR и SOWC не очевидны для экспертов - достаточно будет показать SOIL и запасы. Некоторые проблемы снимаются если напрямую управлять объемом подвижной нефти в зоне скважины.
Остаточная водонасыщенность определенная по капилляриметрии на полупроницаемой мембране и центрифуге отличаются в 1,2 раза. Какая из них более правильная? )
опять же мембрана при каком давлении? при последнем? таких перепадов давлений не бывает в залежи.
на центрифуге же определяют Квс, она практически всегда больше Кво
истина где-то между
Максимальное давление Рк на мембране 12 атм. на центрофуге 2,7 атм.
А почему предпочтительна мембрана?
Кво, полученный на мембране при 12 атм соовтетствует зоне предельного нефтенасыщения и используется, напрмиер, для нахождения коэффициента вытеснения, для расчета линейной скорости продвижения фронта вытеснения. Квс получают на центрифуге при 2,5 атм и используют обычно для настройки петрофизики.
Квс также будет зависеть от времени открутки, лаборант может крутить образцы 40 мин., а может и 2ч. В каждом случае имеем различное занчение Квс. На мембране же, как правило, образцы невозможно "передержать", поскольку в барабанах влажность максимальна и образцы не будут высыхать.
Спасибо, за ответ!
В гидродинамическую модель, какую предпочтительно зависимость заносить? Полученную на мембране или центрифуге? И почему…
Капиллярное давление 12 атм это очень и очень много - фактически во всем пласте подвижная вода будет.
В истории добычи и по ГИС как? Чисто нефтяная зона наблюдалась?
Можно, например, заносить ту зависимость, которая лучше будет соответствовать каротажу, если есть скважины, явно показывающие переходную зону (это если про зависимость Pc-Sw, а если про зависимость SWL{или Кво} от других параметров, то Кво-Кпр обычно имеет лучшую корреляцию, чем Кво-Кп, но проблема в том, что Кпр не измеряется по каротажу, а пересчитывается из Кп, т.е. неявно погрешность больше. Кпр - Кпроницаемости, Кп - Кпористости).
PS 2GridMen: Вот так с легкой руки тему дискуссии смениили с "остаточной нефти" на "остаточную водонасыщенность"
Истории работы еще нет. Зависимость Кво-Кпр
PS ок. переезжаем =))
http://www.petroleumengineers.ru/node/8016
Интересно как многие тут рассуждают на тему выскоко или низкого кап давления не спрашивая что использовалось при измерениях нефть или воздух.
To GridMen: если есть то всегда лучше брать мембрану по причинам изложенным DM. Еще не забудьте перевести кап давление из лабораторных условий в пластовые.
Справедливо: я предполагал, что капиллярное давление - это уже в пласте. Поэтому и написал, что 12 атм - много, если пересчитать в высоту.
Тема переедет окончательно, когда модераторы перенесут сообщения