Тогда развернутей. В случае неравновесной инициализации как задаете начальную (подвижную) и конечную нефтенасыщеность?
Под конечной понимается остаточная нефть? Обычно использую равновесную инициализацию через EQUIL, а в случае неравновесной задаем SWAT и SWCR, SWL, SOWCR и SWU. Добавляем ENDSCALE / и вперед.
Swcr = SWL - связанная вода полученная из исследований керна, обычно строится зависимость Swc vs. Poro, можно выделить несколько HFU и задать свои значения Swc для каждого юнита. 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?
Получается зависимость SOR vs PORO учитывается лишь для того чтобы быть учтёной?
Она используется для построения грида остаточных нефтенасыщенностей, который используется наряду с Swcr для масштабирования фазовых. Если нет данных для построения зависимости задаем константу для всего грида.
Максимальную нефтенасыщеность приравнять к начальной, конечную нефтенасыщеность определить из коэффициента вытеснения или задать постоянным числом? В этом случае ЧНЗ останется ЧНЗ.
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? )
Остаточная водонасыщенность определенная по капилляриметрии на полупроницаемой мембране и центрифуге отличаются в 1,2 раза. Какая из них более правильная? )
Смотря при каком капиллярном давлении было определение Кво. Но вообще, наиболее предпочтительна мембрана.
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
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.
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"
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.
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