Янв 13
Добрый день!
Кто как задает в гидродинамических моделях фазовую проницаемость по воде при водонасыщенности равной 1. В каких книгах об этом надо почитать или может у кого проводились такие исследования.
| Вложение | Размер |
|---|---|
 1.jpg | 55.87 КБ |
Опубликовано
31 Янв 2013
Активность
113
ответов
17830
просмотров
18
участников
0
Рейтинг
ОФП по воде при Sw = 1.00 равна 1.00, для этого не надо исследований
Здравствуйте,
Я не большой спец в фазовых проницаемостях. Несколько лет назад Сизый отвечал мне что шлейф остаточной нефтенасыщенности тянется в чвз. Т.е ваши фазухи в правой части оптимистичны. Также общая подвижность системы при разности в вязкости нефти и воды у вас задана так что при больших обводненностях жидкости будет больше чем при чистой нефти что не всегда наблюдается по факту.
Отдельный привет и благодарность Сизому, респект.
Черт. Остаточная нефтенасыщенность при Sw = 1.00? В ЧВЗ нефтенасыщенность меняется от остаточной до нуля. Вопрос про ноль.
Спасибо за мнение. Считал так же до сегодняшнего утра
Но при Sw = 1.00 равна 1.00 означает, что фазовая по воде будет равна фазовой по газу, а газ подвижнее воды. Поговорил сегодня с опытным разработчиком, он говорит что она выходит в 0,2-0,3 ( например для юры), так как вода взаимодействует с коллектром. В принцепе логично.
Согласен с Pwl, по опыту знаю, что дебиты не растут с обводненностью, но за это отвечает точка при остаточной нефтенасыщенноти. Меня же интересует ЧВЗ, то есть активность законтурной области
Вопрос именно про фазовую проницаемость при Sw = 1.00. Да про ноль =))
Ваш опытный разработчик, говоря про 0.2-0.3 имеет в виду фазовую при остаточной нефтенасыщенности, даже если и не осознает этого.
При фазовых по газу и воде равных единице, подвижность газа больше подвижности воды. Нет противоречия.
Господа, шлейф остаточной нефтенасыщенности спускается в ЧВЗ, т.к образовался там во время вторичной миграции и при Sw=1 krw не равно 1. И sw никогда даже в чвз не равно 1. Таков мой взгляд на вещи. Всевышнего и всенижнего употреблять не буду :)
Krw(Sw=1)=1, т.к. в этом случае проницаемость равна абсолютной проницаемости. В любом случае при 100% насыщении одним флиюдом, т.е. в отсутствие других флюидов, проницаемость равна абсолютной.
При 100% насыщенности газ действительно подвижнее виды и нефти, за счет вязкости, которая у газа ниже чем у воды на порядки. Более того 100% насыщенности газом не бывает, всегда есть связанная вода.Sw = 1 подразумевает, что весь поровый объем занят водой. Наличие любой другой массы в поровом объеме приводит к тому, что Sw < 1.
Например, эту фразу про "шлейф остаточной нефтенасыщенности спускается в ЧВЗ" можно разложить на: Sw + So = 1, где So это и есть тот самый шлейф. Речь идет о точке, в которой So = 0 (нет шлейфа).
наверно, имелось в ввиду, что в модель обычно засовываются фазухи при Krw(Sw=1)=0,8-0,9, т.к. абсолютная проницаемость в модели задается по газу.
Жесть. Каким образом использование 0.8..0.9 вытекается из задания проницаемости по газу.
Я понимаю вы путаете задание фазовой по нефти при минимальной водонасыщености.
да все верно, перепутал нефтяную ветку с водяной)))
Да, обсалютная проницаемость обычно определяется по газу, и в модель идет именно она. Задавая Krw(Sw=1)=1 мы соответственно утверждем что Krg= Krw(Sw=1)=1 . И это вреде как не правильно. Вопрос в том, что задавать вместо 1. Во всех книгах все заканчивается на подвтжности при остаточной нефти. Кто-нибудь видел иследования при Sw=1. Т.к от того что мы там зададим зависит активность законтурной области( если например Krw(Sw=1)=0,2-1 большая разница
ОФП в концевых точках, при единоличном насыщении одной фазой равно единице. Это фундаментальное свойство, следствует из понятия "проницаемость", которая не зависит от вязкости фильтруемого вещества. Если ваш разработчик по непонятным причинам не изучал Физику Пласта, значит это какой-то странный разработчик. Я бы такого опасался.
Роман, подскажите пожалуйста, в ваших моделях максимальные отн. проницаемости по нефти и воде равны 1 или меньше?
по нефти я веду начало нефтенасыщенности не от нуля, а начиная с начальной (так как большее значение не реально получить), а по воде, да ОФП = 1 при Sw = 1
допустим абсолютная проницаемость по газу - 1000 мд, а по воде - 900 мд. в модели обычно мы задаем зависимость "пор-перм" по абсолютной проницаемости по газу. тогда задавая krw(sw=1)=1 мы завышаем эффективную проницаемость по воде на 10%. правильно?
Нет. Абсолютная проницаемость по газу - 1000 мд, абсолютная проницаемость по воде - 1000 мд.
Барт, пиши на доске:
абсолютная пронциаемость для жидкости вязкостью 1cP = 1000
абсолютная пронциаемость для жидкости вязкостью 10cP = 1000
абсолютная пронциаемость для жидкости вязкостью 100cP = 1000
Чтобы такого не было делают коррекцию Клинкинберга для газа.
я опять не то написал я имел ввиду отн. проницаемость нефти при связанной воде, Роман она в модели равна 1 или нет?
Конечно нет! Эта величина очень важна, так как определяет соотношение подвижностей, или эффективность вытеснения. По этой причине модифицировать krw (xkrw) это аналог повышения вязкости нефти. Должно быть надежно обосновано. Для Сибири используют корреляцию krw=Квыт^3.0 (книга Батурина) татары использовали krw=Квыт^0.5
А как же эффект Клинкенберга
http://en.wikipedia.org/wiki/Klinkenberg_correction
http://www.spec2000.net/09-coreperm.htm
т.е. эту краевую точку берете не по исследованиям офп?
Беру по исследованиям. Если нет, беру по динамике обводнения. Также, если повезет, по соотношению продуктивности на добычу и закачку
Не опишите как это сделать поподробней?
Эффект проскальзывания газа как видно из названия приводит к тому, что скорость фильтрации газа несколько выше чем должна быть исходя из проницаемости. Следовательно, наблюдаемая проницаемость, определенная по скорости, завышена, не есть фактическая и должна быть скорректирована. Противоречий нет.
С другой стороны это забота лаборатории, никогда с таким не работал.
Описание следует из теории, которую я выкладывал в блоге. Вам нужно определить коэффициент различия физических свойств. Может и покажу
Все что я видел, это отчеты с данными проницаемости по газу. Чтобы кто-то в лабораториях корректировал данные - это будет скорее исключение чем правило. Поэтому забота корректирования ложится на инженеров. Вопрос только как... если нет полных данных об эксперементе, или когда проницаемость мерят только при одной паре значений давлений через образец.
Лично я умножаю на 0.8, почему - потому что меня мой босс так научил.
Но судя по эксперементу вот с этой картинке http://www.spec2000.net/text107fp/perm4.jpg - если делать корректировку то проницаемость по жидкости - это пересечение осью Y ( 1/Pm = 0) - там значение проницаемости по жидкости получается- 25 md
Сами значения проницаемости по газу на графике - от 29 до 35 mD что соответствует корректировочному коэффициенту 0.86 - 0.71.
0.8 - лежит как раз в этом диопазоне.
Коррекция эффекта Клинкенберга необходима для того, чтобы скорректировать завышенные измерения проницаемости по газу при прокачки газа на малых скоростях. При большой скорости прокачки у жидкости и газа проницаемость сопоставимая.
Как только вы нашли верную абсолютною проницаемость она одна, и она характеризует породу, и то как жидкость (однофазная, 100% насыщенность) будет течь через нее. При появлении 2-й или 3-й фазы все меняется
К примеру, Проницаемость нефти при связанной воде (So+Sw=1, Sw=Swc, So=1-Swc) это НЕ однофазный поток, не смотря на то что вода пока еще неподвижна, т.е. проницаемость по нефти будет чуть ниже чем абсолютная (см. картинку выше у RomanK)
самое интересное только как её найти...
я еще встречал в отчетах проницаемость измериную при разных Confining Stress - это давление на матрицу пароды насколько я понимаю.
То есть это надо какую-то коррекцию на пластовые условия делать по хорошему. Там примерно того же порядка коррекция.
наверное надо написать, чтобы мы не спорили об определениях и терминах.
Когда вы встречаете выражение абсолютная проницаемость по газу в каком-нибудь отчете, то это чаще всего имеется ввиду проницаемость измеренная в ходе эксперимента с использованием газа - это нескорректированная на эффект Клинкенберга величина. И это в общем случае не есть та самая абсолютная проницаемость, которая не зависит от типа флюида - и которую имеет ввиду RomanK и volvlad.
Эффект проскальзывания газа в ГДМ не учитывается, поэтому в модели абсолютная проницаемость по жидкости и по газу равны. Если так уж хочется - можно уменьшить вязкость газа на ту же величину.
???
почему? зачем? все учитывается!
Еще один вопрос к уважаемым специалистам-гидродинамикам. А вообще надо ли продлевать krw при sw больше, чем критическая нефть? Ведь там остается критическая по идее неподвижная нефть? И тогда возникает второй вопрос, если все-таки не стоит в гдм ветку воды до 100%SW продлевать, как тогда описывать закачку воды и движение воды в аквифере? Стоит ли задавать отдельные фазухи для нефтенеасышенной части и водонасыщенной?
В случае наличия законтурной области и ячеек со 100% водонасыщенностью где вода подвижна (хотя там где неподвижна, это можно считать неколлектором) - Я бы крайне рекомендовал продлевать фазовые до насыщенности Sw=1. Иначе возникает проблема описанная во втором вопросе. Нет не нужно этого делать. Главное зачем?
Кстати видел такое разделение во многих проектных работах российских институтов, не буду называть имен. Но это сразу выдает, что специалисты понимают основ моделирования и доверия к таким работам нет.
Владимир, а какое значение krw (sw=100%) присваивать. Нигде в экспериментах дальше критической нефти подвижность воды не исследуется.
Надо задавать 1. по причинам изложенным выше. В eclipse ОФП обязательно надо вести до Sw=1.00, иначе для Sw=1.00 будет принята фазовая по последней заданной точке, хотя в tempest также.
спасибо!
Получается что абсолютная проницаемость не зависит от типа флюида, т.к это способность горн. пород пропускать через себя жидкости и газы. Но в лабораториях мерят проницаемость по газу и в модель(обычно) соответственно попадает проницаемость определенная по газу. Вопрос же остается открытым проницаемость определенная по газу и по воде равны друг другу или нет. Я так понимаю что все зависит от размера порового пространства(капилляров),а точнее их радиусов. И от взаимодействия флюида с породой. Вода взаимодействуя с породой образует молекулярную пленку, тем самым уменьшая радиус и проницаемость( но вроде это нано уровень), а поры микро и влиять должно не значительно и должны быть равны. Интересно было бы посмотреть на лабораторные эксперименты при разных проницаемостях по воде и газу
По причинам изложенным выше, проницаемость определенная при фильтрации газа может быть выше за счет проскальзывания.
Как сообщает Анталик, коррекцию этого явления не в каждой лаборатории делают. Если не закрывать на это глаза, при использовании "скорректированной" проницаемости для ОФП по газу при Sw=0.00 придется устанавливать выше 1. (на столько же, насколько было снижение).
Абсолютная проницаемостьПроницаемость образца керна, насыщенного одним флюидом, инертным по отношению к породе, зависит целиком и полностью от свойств породы, а не от насыщающего флюида. Как правило, абсолютной проницаемостью называют проницаемость керна по азоту или по воздуху.
Абсалютная проницаемость = проницаемости по инертному газу
Если относительная фазовая пр-ть по воде =1при (Sw=1), следовательно эффективная (фазовая) проницаемость по воде равна абсолютной проницаемости. Это противоречие т.к. Вода взаимодействует с пародой
В нашем упрощенном понимании мира, реализованном в симуляторе - флюид химически не взаимодействует с породой.
"это противоречие т.к. вода взаимодействует с породой" - что вы понимаете под взаимодействием?
Собственно Роман уже ответил на вопрос.
Добавлю лишь, что главное не стоит забывать про корректное задание масштабирования фазовых (ENDSCALE, SCALECRS, SWCR, SWL, SOWCR, SWU, ... )
Core permeability basics.
Абсолютная проницаемость = проницаемости по жидкости
или
Абсолютная проницаемость = проницаемости по газу, скорректированой на эффект Клинкенберга.
Я так понял что этим мы принебрегаем? так как этот показатель очень маленький. Правильно?
Не знаю, во многих отчетах наших лабораторий первым измерением идет проницаемость при Sw=1.
К сожалению сейчас нет доступа к этим данным:(
Ps по моему видел в отчетах томского кернохранилища
а у нас на критической нефтенасыщенности заканчиватся(
Sw=1 это как раз то с чего начинают, насколько помню.
Для этого эксперимента нужно отобрать керн ниже залежи. Я не очень уверен, что за такое кто-то будет платить бабло. Это бесполезный эксперимент. Будь там 1.00 или 0.98 - это имеет низкую практическую значимость, близкую к нулю. Про активность аквифера не упоминайте, маловеротяное отклонение от единицы с головой покрывается нашим незнанием о активность законтура.
Ну после экстракции насыщают керн др sw=1 и погнали
Ну а по комментарию полностью солидарен, нам эта точка как козе баян, слишком много неизвестных чтобы заморачиваться на таких погрешностях
Страницы