По поводу фазовых, надо понимать, что это все го лишь модель, которая неплохо описывает реальность. Реальности никто не знает)), но врядли в каждой поре идет такой вот плавный доотмыв нефти, как по фазовым проницаемостям. У меня в голове другая модельная картинка этого процесса. Полно поровых каналов разной проводимости. При вытеснении нефти водой в каждом поровом канале происходит Поршневое вытеснение, но в связи с разной проводимостью каналов содержание воды в продукции растет плавно. Это поведение динамики роста содержания воды в продукции неплохо описывается моделью фазовых проницаемостей. Но при обводненности 90-95-100% (зависит от повижностей) модель фазовых дает слишком долгий доотмыв (хвосты обводненности 95-98% тянутся годами, десятилетиями, столетиями... Бред, но те кто занимается проектированием, часто сталкиваются с этим. В реальности я не видел такого поведения обводненности на факте. А при высокой вязкости рост обводненности стремительный, и до 100% доходит быстро и логично, что не подтверждается моделью фазовых проницаемостей.
Вобще это тема отдельной дискуссии, и вопросы эти немного на форуме затрагивались. Только я попросил бы отдельных товарищей меня правильно понимать. Я ни в коем случае не говорю, что модели дерьмо (хотя, по большому счету, это недалеко от истины)). Я всего лишь говорю, что есть диапазон, в котором их более-менее корректно применять. Диапазон больших обводненностей туда не входит.
Решил выделить в отдельную тему.
Мне приходится иметь дело с моделированием месторождений повышенной и высокой вязкости (этак 10-120). Хвосты пологой обводненности тянутся и тянутся
Водонефтяной фактор на конец разработки зашкаливает за все разумные пределы. Фактические примеры набора воды мягко говоря не похожи. Если рассматриваются варианты без ППД, то набрать заветную (и малопонятно откуда взявшуюся) цифру 98 еще проблематичнее. Интересны мысли mishgan'а и всех желающих по этому поводу.
Собирал материал на предмет модификации ОФП. Что-то читал, что-то не понял, что-то не читал. Единственное понял, что именно на ОФП в современных гидродинамических моделях ложится учет основных влияющих факторов (учет неоднородности, что-то еще; но по сути своей именно модификация ОФП должна давать разумный с точки зрения разработки результат). Ясно что лабораторно определенные и модифицированные не имеют ничего общего (Разное разрешение и разный объем упрощений описываемых моделью ОФП). Я даже вполне допускаю что лабораторные не особо и нужны. Но вот каким образом научно (или околонаучно) обоснованным путем модифицировать ОФП? Ведь даже система разработки(на мой взгляд) влияет на используемые ОФП.
Модификация фазовых проницаемостей - это не миф!
Для этого есть стройная теория (например, Kyte&Berry) и даже софт (например, PSEUDO от SLB). Это еще называется двухстадийный апскейлинг, когда вы от керновых фазовых переходите к фазовым полномасштабной модели. По-моему, этот вопрос уже обсуждался на форуме.
Как и везде здесь есть подводные камни и к сожалению, я еще не разу не видел грамотного использования этой теории в нашей реальности... Кстати, изменение формы фазовых в процессе "мануальной" адаптации модели отдаленно напоминает результат их математической модификации, просто никто у нас этому не придает научного обоснования.
Единственное, что видел более менее обоснованное это псевдо фазовые, которые можно получить из анализа fractional flow, например по блокам разработки. Они и учитывают характер роста обводненности, который вы упоминаете.
Если это в тему, то давайте продолжим. Поделюсь ссылками на литературу, с которой знакомился в рамках этой темы. Также есть небольшой опыт самостоятельной работы по теме.
Заталкивать 1D фазовые, полученные по анализу кривой фракционного потока, в 3D модель тоже неграмотно.
А изменение формы фазовых в процессе "немануальной" (например, автоматизированной) адаптации будет
настолько грамотным, насколько грамотный инженер, машина ничего не добавит в этом смысле.
Проблема в том, что "шкала грамотности" у каждого своя и доводы одного не будут убедительны другому...
Кривые ОФП будут принимать форму, которая зависит от выбранного масштаба модели, для модели блока - 1D из фракционного потока, для обычной модели с ячейками 100x100x1-2 м по результатам адаптации или двухстадийному апскейлингу, для модели керна с ячейками несколько см - керновые из лаборатории.
Автоматическая адаптация - это отдельный разговор. Ее адекватность - предмет для обсуждения. И границы изменения параметров вы контролируете и результат видите, но математика может сыграть злую шутку в маскировании одних эффектов другими...
Признаться, с проблемой предельной обводненности при высоковязких нефтях не сталкивался, хотя то, что обводненность тянется и сроки разработки вырастают неимоверно - да, есть такое.
Меня вот, что во всем этом всегда удивляет. То что абсолютная проницаемость - тензор, это знают все. Но вот фазовую проницаемость за тензор принимают уже не многие, а уж о том, что относительная фазовая так же является тензором, при том более высокого ранга чем абсолютная и фазовая - знают единицы. Теперь, берут модель, производят некоторые действия с кривыми и запихивают их в черный ящик симулятора. При этом, как я понимаю, главное тут - модифицировать, а то, что вдоль каждого направления фильтрации будут свои фазовые про это уже мало кто задумывается. В лучшем случае, что я видел - проведут среднюю линию между парой тройкой экспериментов и скажут, что это есть некая усредненная фазовая.
Это так... размышлизмы в воздух.
О грамотности - ничего личного...
Об автоадаптации - можно опрос отдельно создать - кто чем пользовался, результаты устроили или разочаровали....
to Mike D
вы бы не могли привести сравнение результатов моделей на "неадватных" скалярных и правильных тензорных фазовых? Чтобы оценить за что бороться вдаваясь в такие детали... Эффект от масштабирования знают все - он не требует доказательств... проблема в обосновании процесса
Кстати, при масштабировании с использованием аналитических моделей возникают различия в фазовых в зависимости от направления фильтрации...
to Гоша
Я тоже в общем...
Сделайте тему с опросом! Очень интересно посмотреть! Сейчас это очень модно становится - автоматическая адаптция...
Рекомендую "Решение инженерных задач на ЭВМ", Москва, 1982. Главы "Оптимизация".
Модники епт.
Вы хоть одну практическую задачу решили с помощью этой книги?
Можно пальцем тыкать и в книги Дейка и говорить, что все старо как мир...
Под словом "модно" надо понимать, что сейчас есть возможности как по железу так и в ПО для работы на реальных задачах.
Следуя же вашей логике весь софт с их схемами решения уравнений прошлый век, ибо тогда их и изобрели.
Полностью согласен с первым сообщением и вообще с темой.
Девять из десяти моделей имеют бесконечные хвосты.Здесь ничего не поделаешь.
Или оставляешь честные цифры и столетия или врешь и дорисовываешь в Excel (кто как изгаляется).
Теперь прибавить к этому независимость КИН от сетки скважин и подумать -
А на какой чёрт это всё нужно в проектировании?
Автоматически адаптировал поле проницаемости по забойному/пластовому давлению.
Использовал бесплатную программу UCODE (универсальный решатель обратных задач).
Начинал использование UCODE в обработке КВД, то есть натянуть на фактические замеры модельные точки, получить чувствительность и значимые корридоры проницаемости, что там ещё, толщина вскрытая и пр и др.
Задачу сделал, далее охладел.
Лотерея с цифрами, случайно выпадает комбинация (бинго).
"Чувствительность" и всё остальное о чем говорят в проспектах, это свойство численной модели.
Это не путь получения новой информации о месторождении.
Такое есть мое скромное мнение.
Есть примеры месторождений с высокой вязкостью (50-200 сп) где разработка идет уже почти 100 лет и скважины пробурены с сеткой, э.. 140 метров между скважинами, если взять равномерную плотность. Так там идет тот самый "доотмыв" нефти, хотя справедливости ради надо надо сказать что там еще наблюдается трещиноватость
А вообще одна из причин "хвостов" в обводненности, на мой взляд (и это легко проверить) заключается в том, как мы задаем фазовые. Обычно это уравения Corey, у которых есть такая вещь как экспонента. Такое задание приводит к тому, что во многих случаях последние 10% насыщенности по воде меняются при фазовых по нефти меньше чем 0.01. А теперь скажите, если хоть кто нибудь видел нормальные замеры/данные для таких высоких насыщенностей. Это потребовало бы насыщение образцов вязкой нефтью и оооочееень долгий эксперимент в лаборатории. Т.е. мы сами задаем такое поведение, а потом сетуем на неадекватность модели
Для тех у кого проблемы с "длинными хвостами" попробуйте задать фазовые прямыми линиями, хотя бы для насыщенности > 50%.
Все так и есть )
В трещинах так и задаем прямыми (для всей насыщенности) - получаем (что и требуется) молниеносное обводнение.
У вас молниеносное обводнение наступает не сколько за счет "палочных" фазовых, а за счет малой емкости трещин. Просто нет больше нефти.
Если плевать на запасы, то любую динамику обводнения можно имитировать пористостью и соотношением проницаемостей.
Надо медленее обводняться? Увеличьте запасы. Обводнение ускорить? Уменьшите запасы.
Вы попробуйте в ваши трещины перенести 99% запасов и покажите куда денется молниеносное обводнение. Конечно проверяли и "палки" и варьировали степенной показатель -
Поршень не обманешь !
Как раз столкнулся с этой проблемой.
Псевдо на тестовой задаче почему-то так и не захотел нормально работать. Пришлось использовать Enable. Но понимания получаемых фазовых поа не приходит. Посоветуйте пожалуйста что почитать на эту тему. Желательно со ссылками
Вообще поможет теория Баклея-Леверетта, но она трудновата для чтения и вывода. На днях дадут программу написаную студентами решающую задачу БЛ для галереи. Я полагаю поиграв с ней *закладывая ФП и получая движение фронта вытеснения во времени и пространстве* можно лучше понять суть ФП. И также мне кажется что подобные программы уже есть у присутствующих здесь товарищей.
Порой даже самую сложную теорию легче понимать на практике и потом возвратится на этап вывода.