Авг 12
Коллеги, модельеры, бытует мнение, что в внз нефть обладает повышенной вязкостью (до +28% по сравнению с ЧНЗ в одном из истоников), иное газосодержание и плотность, т.е. нефть окислена как я понимаю (может ошибаюсь с терминологией). кто-нибудь заморачивается с учетом этого явления в ГД модели? или достаточно того, что ОФП по нефти в ВНЗ ниже, чем в ЧНЗ.
Опубликовано
07 Авг 2012
Активность
20
ответов
5405
просмотров
6
участников
0
Рейтинг
+28% - поразительная точность:) На контакте вязкость может быть выше и больше, чем на 28% .
Но рассмотрим вопрос с другой стороны -1. есть ли данные подтверждающие данный феномен в вашем случае? если нет, зачем огород городить?
-2. процентное содержание запасов в ВНЗ? достаточное ли оно, чтобы изменение вязкости на чем-либо сказалось?
данные как будто есть) это "феномен" описывается на моделируемом мной месторождении. адаптация скважин у внк и без этого сносная. просто попалась в руки книжка (дохторская одного товарища). а тут баааа, на 28 процентов менее подвижная нефть на внк должна быть), а я ни сном ни духом). зона ВНЗ внушительная, и доля запасов приличная.
не понимаю как можно здесь что-то подтверждать фактическим материалом? Везде куда не сунься плюс минус километр, качество данных даже супе-пупер каких имеют довольно весомые вариации. Как увидеть это? Есть интересные непонятные данные, но эти данные можно объяснять разными теориями, включая теми которые не приходят человеку в голову. Так почему же нужно объяснять что-то непонятное именно зоной внз и близостью контакта? Одна из теорий не более.
Если взглянуть на таблицу PVT для симулятора, то понятно, что, изменив синхронно Рнас/газосодержание с глубиной, эти 28% вязкости ты легко ухватишь (попутно плотность с глубиной станет побольше, что вполне вписывается в "феномен"). Проверь после инициализации модели вязкость по ячейкам.
Резюме - тебе уже озвучил visual73 - средства моделирования в симуляторе простые, поэтому вписать их можно в любую теорию.
Важно, что симулятор тебе не подтверждает теорию, а, наоборот, подтвердив теорию, ты можешь в симуляторе учесть разные эффекты.
Стандартных RSVD или PBVD уверен будет более чем достаточно для учета данного эффекта, если это необходимо.
И еще не цепляйтесь так к цифре 28%. Проведите анализ ваших собственных данных.
Мне кажется слова RSVD в данном контексте не будут работать так как нужно. Они зададут монотонное изменение свойств по высоте залежи. В данном же случае требуется лишь зона возле ВНК, причём резко отличная по вязкости.
Кстати интересны вопрос. Если задать два слоя/пласта друг по другом, гидродинамически связанных, но в в верхнем газосодержание 20 м3/м3 и плотность сеп. нефти 880 кг/м3, а во втором пласте 5-7 м3/м3 и 980 кг/м3, соответственно. Пластовое давление не высокое. Что будет при инициализации ГД модели? Сильного дисбаланса как я понимаю быть не должно, газ верхнего пласта не бросится растворяться в нижнем и наоборот. Могут данные флюиды находиться в неком стабильном состоянии, равновесном?
Смешиваемости тоже быть не должно. По сути это модель газонефтяной залежи :) Но на выходе мы будем иметь полную хрень - разный флюид из одного пласта.
Можно придумать и по другому. Есть пласт сравнительно более лёгкой нефти. Флюидоупором служит пласт битуминозных песчаников. Сможет ли нефть частично вобрать в себя компоненты битумов песчаников, и тем самым потяжелев в кровельной части пласта?
В RSVD можно задать изменение свойств, так чтобы до определенной глубины не было изменений или незначительные, а потом больше.
уу. Об этом я не догадался. А разве данные там не должны монотонно возрастать? Ты уверен, что если данные будут одинаковые для разных глубин Эклипс не ругнётся?
но собственно можно увеличить сначала на 0,0001 а потом на 100 ))
Как угодно можно задавать. Все в руках модельера и на его совести))
интересные ответы. мне кажется действительно корректнее задать PBVD, как раз получим более вязкую нефть у внк (точность до процентов действительно абсурдна), возьму на заметку). но модель для проектного документа и я этого делать не буду конечно, и без того соответствует регламенту))
Да, можно сначала постоянные свойства, а с какой-нибудь глубины переменные. Монотонность не тождественна линейности! :)
Ругнуться он конечно может - но разве что "предупреждениями", со временем в процессе расчета, если вдруг численный расчет сходиться плохо будет.
Но ведь плотность сепарир. нефти от того что мы зададим RSVD не изменится! Т.Е. мы играем вязкостью за счёт газосодержания, а это не согласуется со смыслом окисления на ВНЗ. Надо через API делать разную плотность
ЕМНИП в симуляторе флюиды с разными PVT-таблицами смешиваться не могут - при перетоках либо один "замещает" другой, либо один "превращается" в другой. Замоделировать разную вязкость по разрезу у одного и того же флюида можно только через газосодержание/давление насыщения.
APIVD
через RSVD будет хрень, отличается именно плотность сепарированной нефти, а уже как следствие - газосодержание
Я если честно не понял, как APIVD влияет на вязкость. Точнее, оно влияет, но как этим управлять и получить нужную вязкость? Из мануала понятно только что "это слово задает API gravity" и больше ничего.
Я так понимаю нельзя задавать свои API в отрыве от PVTO. Нужно смотреть.
Да, точно. API выгружается через PVTi из модели. Ну а плотность прямо влияет и на вязкость и на другие свойства пластовой нефти
Всё равно не понятно :) В физическом смысле конечно понятно что все свойства взаимосвязаны. Не понятно, как это учитывается в симуляторе. Ему же параллельно на плотность, у него все величины объемные. Или вы имеете в виду в PVTi всю модель переделать как надо изначально, а не править потом в симуляторе?
Конечно, имеется ввиду создать с нуля всю модель в PVTi и выгрузить нужные слова. Честно скажу я не занимался этим, но думаю нужно заняться. Возможно и пригодиться. Надо поизучать что он выгружает в pvti. Сейчас просто некогда, я в отпуске )). Но при случае я отпишусь. ))