NO328428B1 - Fremgangsmate for modellering av fluidstromninger i et flerlags porost medium med sprekker og korrelative interaksjoner i en produksjonsbronn - Google Patents

Fremgangsmate for modellering av fluidstromninger i et flerlags porost medium med sprekker og korrelative interaksjoner i en produksjonsbronn Download PDF

Info

Publication number
NO328428B1
NO328428B1 NO19996109A NO996109A NO328428B1 NO 328428 B1 NO328428 B1 NO 328428B1 NO 19996109 A NO19996109 A NO 19996109A NO 996109 A NO996109 A NO 996109A NO 328428 B1 NO328428 B1 NO 328428B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
fracture
matrix
mask
medium
fractured
Prior art date
Application number
NO19996109A
Other languages
English (en)
Other versions
NO996109L (no
NO996109D0 (no
Inventor
Sylvain Sarda
Original Assignee
Inst Francais Du Petrole
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Inst Francais Du Petrole filed Critical Inst Francais Du Petrole
Publication of NO996109D0 publication Critical patent/NO996109D0/no
Publication of NO996109L publication Critical patent/NO996109L/no
Publication of NO328428B1 publication Critical patent/NO328428B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V11/00Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
  • Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for å simulere brønn-tester på en diskret frakturert reservoarmodell.
Fremgangsmåten kan f.eks. realiseres på området oljeproduksjon av reser-voarteknikere for å oppnå pålitelige strømningsprediksjoner.
En brønntest skal simuleres i et permeabelt, porøst medium (reservoar) som gjennomskjæres av et nettverk med sprekker eller frakturer som er meget mer ledende enn den porøse matriks. Frakturerte reservoarer utgjør en ekstrem type av heterogene reservoarer som omfatter to meget forskjellige medier, et matriksmedium som inneholder mesteparten av oljen på stedet og har lav permeabilitet, og et frakturert medium som representerer mindre enn 1% av oljen på stedet og som er meget ledende. Det frakturerte medium kan selv være komplekst med forskjellige rekker med frakturer som er kjennetegnet ved sine respektive densiteter, lengder, orienteringer, helninger og åpninger.
Under brønntesting leder de strømningshastighetsforhold som er påført brønnen, den olje som befinner seg i reservoaret, til å strømme mot brønnen. Det er en enkeltfase (den eneste mobile fase er oljen) og komprimerbar strøm (berg-arten i reservoaret og oljefluidet er komprimerbare).
For ethvert elementærvolum i reservoaret blir trykket til den olje som befinner seg i dette volumet, styrt av følgende ligning, hvis tyngdekraften ikke tas i betraktning:
hvor:
<)): representerer porevolumet,
d: den totale komprimerbarhet (fluid + bergart),
K : bergartens permeabilitet,
H: fluidets viskositet,
Q : den innkommende strømning som er null overalt bortsett fra på steder hvor brønnen kommuniserer med reservoaret, og
P : det ukjente trykk.
For å simulere en brønntest, uansett medium, må denne ligningen løses i rom og tid. Diskretisering av reservoaret (maskemønster) blir derfor utført, og løs-ning av problemet består i å finne trykket i maskene med tid, i seg selv diskretisert i et visst antall tidsintervaller.
I tilfelle med et frakturert medium, hvis hele kompleksiteten til frakturnettverket skal tas hensyn til, er det nødvendig å ha et maskemønster som representerer dette nettverket nøyaktig. I et slikt medium er videre permeabiliteten K vanligvis meget høyere i frakturene enn i matriksen, og strømningene er følgelig hurtige i frakturene og langsomme i matriksen.
Beregningsverktøy for enkeltfase-strømning blir for tiden benyttet; de blir imidlertid ikke anvendt på det virkelige geologiske medium med all dets kompleksi-tet, men på en homogenisert representasjon i henhold til den reservoarmodell som kalles dobeltmedium-modellen og som f.eks. er beskrevet av Warren og Root i "The Behavior of Naturally Fractured Reservoirs", SPE journal, september 1963. Ethvert elementærvolum i det frakturerte reservoar blir således modellert i form av et sett med identiske parallellepipediske blokker begrenset av et ortogonalt system av kontinuerlige, uniforme frakturer orientert i retning av en av de tre hoved-strømningsretninger (modellen kalles en "sukkerboks"-modell). Fluidstrømningen i reservoarskala inntreffer gjennom bare det frakturerte medium, og fluidutveksling-er finner lokalt sted mellom frakturene, og matriksblokkene bli ikke anvendt på det komplekse medium. Denne representasjon som ikke reproduserer kompleksiteten til frakturnettverket i et reservoar, er imidlertid effektivt, men ved nivået til en re-servoarmaske hvis typiske dimensjoner er 100 m X 100 m.
Det blir imidlertid foretrukket å utføres strømningsberegningene på den "sanne" geologiske modell istedenfor en ekvivalent homogen modell, som gir den dobbelte fordel at den muliggjør: - å validere det geologiske bilde av reservoaret bygget opp av geologen fra all den informasjon han har samlet om reservoarfraktureringen (denne validering blir utført ved sammenligning med brønntest-data), - å teste, på pålitelig måte, følsomheten til den hydrauliske oppførsel i mediet mot usikkerhetene om det geologiske bilde av det frakturerte medium.
En velkjent modelleringsmetode består i å dele opp frakturnettverket og matriksen i fine masker mens det ikke foretas noen tilnærming vedrørende fluid-utvekslinger mellom de to medier. Den er imidlertid vanskelig å realisere fordi den ofte komplekse geometrien til rommene mellom frakturene gjør det vanskelig å dele dem opp i masker, og i alle fall blir antall masker som skal behandles, ofte uhyre stort. Kompleksiteten øker ytterligere med et tredimensjonalt maske-mønster.
Teknikker for modellering av frakturerte, porøse media er beskrevet i paten-tene FR-A-2,757,947 og FR-A-2,757,957 som er inngitt av foreliggende søker. Den førstnevnte teknikk vedrører bestemmelse av den ekvivalente frakturpermea-bilitet for et frakturnettverk i et flerlags undergrunnsmedium fra en kjent representasjon av dette nettverket, som gjør det mulig systematisk å forbinde frakturerte reservoarkarakteriseringsmodeller med dobbelt porøsitetssimulatorer for å oppnå mer realistisk modellering av en frakturert geologisk undergrunnsstruktur.
Den annen teknikk vedrører forenklet modellering av et porøst, hetrogent geologisk medium (slik som et reservoar som er gjennomskåret av et uregelmes-sig nettverk av f.eks. frakturer) i form av et transponert eller ekvivalent medium slik at det transponerte medium er ekvivalent med det opprinnelige medium, i henhold til en bestemt type fysisk transferfunksjon (kjent for det transponerte medium).
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen gjør det mulig å simulere enkeltfase-strømninger i et frakturert medium.
Formålet med fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen er å modellere fluidstrømninger i et frakturert, flerlags, porøst medium ved å ta hensyn til fraktur-ne ttverkets virkelige geometri og de lokale utvekslinger mellom den porøse matriks og frakturene ved hver node i nettverket, og derved å muliggjøre simulering av interaksjoner mellom trykk- og strømningshastighets-variasjonene i en brønn som strekker seg gjennom mediet. Den er karakterisert ved at det frakturerte medium blir diskretisert ved hjelp av et maskemønster hvor frakturmaskene er sentrert på noder ved de forskjellige skjæringer mellom frakturene, idet hver node er tilordnet et matriksvolum, og strømningene mellom hver frakturmaske og det tilordnede matriksvolum blir bestemt i en pseudostabil strømningstilstand ved å anvende en bildebehandlingsalgoritme.
Det matriksvolum som er tilordnet hver frakturmaske i hvert lag, er f.eks. avgrenset av alle de punkter som er nærmere den tilsvarende node enn nabonodene.
For å bestemme matriksvolumet som er tilordnet hver frakturmaske, blir f.eks. hvert frakturert lag diskretisert i piksler (bildeelementer), og avstanden fra hver piksel til den nærmeste frakturmaske blir bestemt.
Verdien av overføringsevnen for hvert frakturmaske/matriksblokk-par blir f.eks. bestemt ved å ta i betraktning at trykket varierer lineært som en funksjon av avstanden fra det betraktede punkt til den frakturmaske som er tilordnet blokken.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen forenkler i sterk grad beregning av ut-vekslingene mellom matriksen og frakturene. I virkeligheten er det ikke noe spesi-fikt maskemønster for matriksen, men hver node i frakturnettverket er tilordnet et matriksvolum, og strømningen mellom hver frakturnode og dens tilhørende blokk blir beregnet i en pseudostabil tilstand. Oppfinnelsen vedrører beregning av volumet av hver blokk og av proporsjonalitetskoeffisienten (kalt overføringsevnen) som forbinder matriks/fraktur-strømningshastigheten med matriks/fraktur-trykkdifferansen.
Hovedfordelen ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, i forhold til frem-gangsmåter anvendt på et finmasket virkelig frakturnettverk, ligger, som angitt de-taljert i den etterfølgende beskrivelse, i den betydelige reduksjon av antall masker sentrert på frakturnoder som brukes til å løse ligning (1). Det kan kontrolleres at besparelser av simuleringshastighet sammenlignet med tidligere finmaskede me-toder, er større enn det enkle aritmetiske forhold mellom antall masker som brukes i de to tilfeller.
Andre trekk og fordeler ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen vil fremgå av den følgende beskrivelse av et ikke-begrensende utførelseseksempel, under henvisning til de vedføyde tegninger, hvor:
- fig. 1 viser et eksempel på en to-dimensjonal frakturmaske, FM,
- fig. 2 viser et eksempel på en to-dimensjonal matriksblokk, MB,
- fig. 3 viser en påført strømningshastighetsvariasjon-kurve F(t) i en brønn-test, og - fig. 4 viser et eksempel på et frakturnettverk for hvilket fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen fører til en radikal reduksjon av antallet masker som skal behandles.
1) Diskretisering av frakturnettverk
Fremgangsmåten omfatter maskeoppdeling av det frakturerte flerlags reservoar som er modellert f.eks. ved hjelp av den frakturerte reservoarmodelle-ringsteknikk som spesielt er beskrevet i det forannevnte patent FR-2,757,947, under antakelse av at frakturene er hovedsakelig perpendikulære til laggrensene.
For å danne dette maskemønsteret blir alle frakturskjæringene eller nodene CN lokalisert (fig. 1), og frakturmasker blir dannet ved å tilknytte en enkelt matriksblokk med hver node. For formålet med tre-dimensjonal modellering må ytterligere noder tilføyes i nabolagene for å ta hensyn til de frakturer som løper over flere av lagene. De således definerte beregningsnoder utgjør sentrum i frakturmaskene FM. Maskene er gitt grenser slik som endene av frakturene på den ene side, og midtpunktet av de segmenter som forbinder beregningsnodene på den annen side. Ved å betrakte disse grensene som er påført maskene, kan deres volum <J> beregnes (se lign. 1). Beregning av forbindelsene mellom frakturmasker (overføri-ngsevne) som brukes til beregning av strømningene mellom maskene, kan utføres ifølge den fremgangsmåte som er beskrevet i forannevnte patent FR-2,757,947.
2) Diskretisering av matriksmedium
Diskretisering av matriksmediet består i å tildele et bergartsvolum til hver frakturmaske. Under dynamisk simulering vil utvekslinger mellom matriksen og frakturene bli beregnet i den pseudostabile tilstand (utvekslingsstrømning proporsjonal med trykkdifferansen) mellom hver frakturmaske og dens tilknyttede enkelte matriksblokk.
For beregning av disse matriksvolumer blir problemet tatt hånd om, lag for lag, noe som medfører at det ses bort fra de vertikale strømninger i forhold til de horisontale strømninger i matriksen.
For et gitt lag er blokkene definert på følgende måte:
- blokkhøydene er like og fastsatt til lagets høyde,
- i lagplanet er overflatearealet til den blokk som er tilknyttet en frakturmaske, alle de punkter som er nærmere denne frakturmasken enn en annen frakturmaske.
Fysisk medfører denne definisjonen at grensene ved null strømning i matriksen er ekvidistanselinjene mellom frakturmaskene. Denne tilnærmingen er gyl-dig hvis nabofrakturene er ved meget nære trykk, noe som er tilfelle ved forekomst av godt ledende frakturer i forhold til matriksen.
a) Blokkgeometri
For å bestemme geometrien til blokkene i et gitt lag, må det løses et prob-lem som består i å finne, for hver frakturmaske, de punkter som er nærmere denne masken enn en annen maske. Dette problemet blir løst ved å bruke f.eks., men fortrinnsvis, den geometriske fremgangsmåte som er beskrevet i det andre forannevnte patent FR-2,757,957, som gjør det mulig, ved å diskretisere det frakturerte lag i et sett med piksler og ved å anvende en bildebehandlingsalgoritme, å bestemme avstanden fra hver piksel til den nærmeste fraktur. Under innledningsfa-sen til denne algoritmen, blir en verdi null (null avstand) tildelt de piksler som til-hører en fraktur, og en høy verdi blir tildelt de andre. Hvis nummeret til den frakturmaske som hver frakturpiksel tilhører, videre blir gitt i denne fasen, gjør den samme algoritmen det til slutt mulig å bestemme, for hvert piksel:
- avstanden fra dette piksel til den nærmeste frakturmaske,
- nummeret til den nærmeste frakturmaske.
Alle de piksler som har det samme frakturmaske-nummer utgjør overflatearealet til den matriksblokk som er tilknyttet denne masken. Multiplisering av dette overflatearealet med høyden av laget gjør det mulig å oppnå volumet til den blokk som er tilordnet masken. Fig. 2 viser et eksempel på den således oppnådde to-dimensjonale matriksblokk.
Summen av overflatearealene til blokkene er lik lagets totale overflateareal, noe som garanterer at intet volum er tilføyet eller trukket fra laget.
For hver matriksblokk gir også bildebehandlingsalgoritmen avstanden fra hvert piksel i blokken til den tilordnede frakturmaske. Disse data blir brukt til å be-regne overføringsevnen mellom frakturmasken og matriksblokken.
b) Matriks/fraktur-overføringsevne
Ved å anta en pseudostabil tilstand hvor utvekslingsstrømningen antas å
være proporsjonal med trykkdifferansen for hver av dem, fås følgende relasjon:
hvor:
Fmf, er matriks/fraktur-strømningen,
Tmf, er matriks/fraktur-overføringsevnen,
\ i, er viskositeten,
Pm, er trykket i matriksblokken, og
Pf, er trykket i den tilordnede frakturmaske.
Under antakelse av en pseudostabil tilstand er verdien av overføringsevnen Tmf konstant under simulering. Denne verdi blir her beregnet for hvert frakturmaske/matriksblokk-par.
For denne beregningen blir det antatt at, i matriksblokken, trykket varierer lineært som en funksjon av avstanden fra det punkt som betraktes til den frakturmaske som er tilordnet blokken. Overføringsevnen er definert på følgende måte:
hvor:
I, er lengden av frakturene i frakturmasken,
H, er høyden av laget (og av matriksblokken),
K, er matriksens permeabilitet, og
D, er avstanden fra de frakturer for hvilke trykket er middeltrykket i blokken.
I, H og K er kjente (faktor 2 kommer fra det faktum at frakturen har to flater). Beregning av D blir gjort fra den informasjon som er tilveiebrakt av bildebehandlingsalgoritmen vedrørende avstandene fra pikslene til de nærmeste frakturer. Ifølge hypotesen om lineær variasjon av trykket som en funksjon av avstanden til frakturen, har vi i virkeligheten:
hvor S, i to dimensjoner, er overflatearealet til matriksblokken og d(s) er den funksjon som gir avstanden mellom punktene på matriksblokken og den tilordnede frakturmaske.
Uttrykt ved piksler, har vi ganske enkelt at:
hvor N er antall piksler for matriksblokken og dn er avstanden fra piksel n til frakturmasken.
3) Brønnrepresentasjon
En brønn blir representert ved sin geometri på den ene side og ved de strø-mningshastighetsbegrensninger som påføres den med tiden, på den annen side.
a) Geometri
En brønn består av en rekke sammenhengende segmenter som skjærer
nettverket med frakturer. Den geometriske representasjon av en brønn er derfor en tre-dimensjonal brutt linje. Noen segmenter av denne brutte linje kommuniserer med reservoaret. Kommunikasjonspunktene mellom brønnen og nettverket er skjæringspunktene for disse segmenter som kommuniserer med frakturene.
b) Strømningshastighetsbegrensninger
Strømningshastighetsbegrensningene blir påført ved det punkt hvor brøn-nen kommer inn i det frakturerte medium. De blir innført av brukeren i form av en trinnfunksjon som gir strømningshastigheten som en funksjon av tid. Entringstid-ene for strømningshastigheten i brønnen indikerer de forskjellige perioder som skal simuleres.
For en konvensjonell brønntest (fig. 3), blir en strømningshastighet F(t) på-ført over en første periode, hvoretter brønnen blir lukket (null strømningshastighet) og trykkoppbygningen blir observert i brønnen.
4) Dynamisk simulering
Under dynamisk simulering blir den simulerte tidsperiode splittet opp i tidsintervaller hvis metningsområder, for en brønntest, er mellom ett sekund (like etter åpning eller lukking av brønnen) og noen timer.
Overgang fra tiden n (hvor alle trykkverdiene er kjent) til tiden n+1 blir opp-nådd ved å løse, i alle maskene og blokkene i reservoaret, følgende ligning som svarer til relasjon 1 når den er diskretisert:
hvor:
i, nummeret til masken eller blokken,
j, nummeret til masken eller blokken ved siden av i,
P<n>, trykket ved tiden n,
t<n>, tiden ved tidspunktet n,
Qi, den strømning som kommer inn i i, og
Ty, overføringsevnen mellom i og j.
Bortsett fra trykkene, er alle uttrykk i denne ligningen kjent. Porevolumene til frakturmaskene og matriksblokkene (tø) er kjent ved hjelp av maskemønsteret, fraktur/fraktur og matriks/fraktur-overføringsevnene (Ty) blir beregnet som beskrevet ovenfor, og strømningshastighetene (Qi) er null overalt bortsett fra ved brønn/reservoar-forbindelsene hvor de blir påført.
a) Eliminering av de ukjente i forhold til matriksen Ligning (6) kan løses ved invertering av et lineært system hvor de ukjente er
trykkene til frakturmaskene og trykkene til matriksblokkene ved tiden n+1.
Siden hver matriksmaske imidlertid bare er forbundet med én matriksblokk, og siden blokkene ikke er forbundet med hverandre, er det mulig å eliminere de ukjente for de blokker i systemet hvis størrelse så blir dividert med 2.
For en matriksblokk blir ligning (6) i virkeligheten uttrykt på følgende måte:
hvor subindeksene m og f betegner henholdsvis matriksen og frakturen, og dm er matriksens totale komprimerbarhet.
Vi har dm = cm + Sw.cw + (1-Sw).Co, hvor Sw er restvannmetningen i matriksen Cm er matriksens komprimerbarhet, Cw er vannets komprimerbarhet og c0 er oljens komprimerbarhet, og <|>m er matriksblokkens porevolum, dvs. blokkens volum multiplisert med matriksens porøsitet.
Fra dette kan det utledes at:
Ved å overføre dette uttrykket i ligningen relatert til frakturmasken, får vi:
hvor i er nummeret til den betraktede frakturmaske, j er numrene til de frakturmasker som er forbundet med i, og m er nummeret til den blokk som er tilknyttet frakturmaske i.
Videre har vi at:
hvor Cif er den totale fraktur-komprimerbarhet: Cif = Cf + c0.
Reduksjon av antallet ukjente med en faktor 2 er en ytterligere fordel ved foreliggende fremgangsmåte. Løsningstiden for et lineært system utvikler seg om-trent som kvadratet på antall ukjente, og eliminering av matriksens ukjente fører følgelig til en betydelig besparelse av simuleringshastigheten for en brønntest på et frakturert nettverk.
b) Tidsintervall-løsningsalgoritme
Den generelle algoritme for å løse et tidsintervall, består i å danne et lineært system som svarer til ligning (9) i forhold til enhver frakturmaske i, å løse dette lineære system og å oppdatere de ukjente.
Denne algoritmens trinn er som følger:
- Å danne det lineære system med beregning av uttrykkene i ligning (9) Beregning av frakturmedium-bidraget
akkumulering av uttrykk (Ai)
forbindelse mellom frakturmasker (Ty/^)
brønngrensebetingelser (Qi)
Beregning av matriksmedium-bidraget
akkumulering av uttrykk (Am)
matriks/fraktur-forbindelsesuttrykk (Um)
- Å løse det lineære system (for å finne frakturtrykk-verdiene ved tiden n+1) ved hjelp av den iterativt konjugerte gradientalgoritme (CGS). - Å oppdatere, med beregning av matriksblokk-trykkene ved bruk av ligning (8), og tidsintervallstyring.
c) Tidsintervallstyring
Under brønntestsimulering, er tidsintervallene vanligvis meget korte etter
åpning eller lukking av brønnen fordi trykkvariasjonene er høye ved disse tids-punktene. Senere, kan tidsintervallene være lenger når trykkvariasjonene er mindre.
Styring av tidsintervallene består i å forbinde varigheten av tidsintervall n+1 med den maksimale trykkvariasjon som er observert under tidsintervallet n. Brukeren må derfor tilveiebringe følgende data:
Innledende tidsintervall: dU
Minste tidsintervall: dtmin
Maksimalt tidsintervall: dtmax
Nedre grense for trykkvariasjon: dpmin
Øvre grense for trykkvariasjon: dpmax
Økningsfaktor for tidsintervall: rdt + (>1)
Reduksjonsfaktor for tidsintervall: rdt - (<1).
Fra disse verdiene blir styring av tidsintervallet utført på følgende måte:
Ved tiden tn blir hoveddelen av trykkvariasjonene i frakturmaskene og ma-triksblokkkene under tidsintervall n beregnet (dvs. mellom tidene t<n1> og t<n>). I henhold til verdien av denne trykkvariasjonen dp, blir tidsintervallet enten:
-øket med en faktor rdt + if dp <dpmin,
- minsket med en faktor rdt-if dp>dpmax,
-uendret i de andre tilfellene.
Etter hver tilstandsendring av brønnstrømningshastigheten blir tidsintervallet tilbakestilt til verdien dtini- Videre blir en optimalisering utført ved slutten av si-muleringsperioden: hvis tf er simuleringstiden for å nå slutten av perioden og dt er det planlagte tidsintervall, er det valgte tidsintervall min(tf/2,dt).
5) Inngangsdata for simulering
a) Frakturnettverk
Frakturnettverkets geometri og frakturenes bidrag (konduktivitet, åpning)
er gitt i form av en fil som i den fremgangsmåte som er beskrevet i forannevnte patent FR-2,757,947.
b) Petrofysikk
De petrofysiske data som skal tilveiebringes, er som følger (enheten er gitt
mellom parenteser):
- komprimerbarheten i frakturnettverket (Cf i bar"<1>)
- matriksens komprimerbarhet (cm i bar"<1>)
- matriksens permeabilitet (K i mD)
- matriksens porøsitet dimensjonsløs)
De aktuelle data blir antatt å være homogene i det betraktede frakturerte medium.
c) Fluider
Dataene for de fluider som befinner seg i det frakturerte medium vedrører
oljen (mobil) og vannet (immobilt) som alltid er til stede i restmengder i matriksen:
- restvannmetning i matriksen (Sw dimensjonsløs)
- vannets komprimerbarhet (Cw i bar"<1>)
- oljens komprimerbarhet (c0 i bar"<1>)
- oljens viskositet (\ i i cpo).
d) Brønn
Dataene vedrørende brønnen er:
- dens geometri, i form av en rekke segmenter som er forbundet med hverandre - de påførte strømningshastigheter, i form av en kurve som gir den påførte strømningshastighet som en funksjon av tid.
e) Tidsstyring
De verdier som skal tilveiebringes, er de som allerede er definert i kapittelet
vedrørende tidsintervallstyring: dtir,i, dtmin, dtmax, dpmin, dpmax, rdt<+> og rdt-.
Sammenlignende maskeeksempel
Det følgende sammenlignende eksempel illustrerer maskeforenklingen og den tilsvarende besparelse i strømningsberegningstid som kan oppnås ved å im-plementere fremgangsmåten. Til sammenligning er det blitt observert at den frakturerte sone som er vist på fig. 4, som normalt ville ha blitt oppdelt i 80.000 masker med konvensjonelle masketeknikker, her kan deles opp i bare omkring 4.000 masker.

Claims (4)

1. Fremgangsmåte for modellering av fluidstrømninger i et frakturert, porøst flerlagsmedium for å simulere interaksjoner mellom trykk- og strømningshastighet-variasjoner i en brønn som strekker seg gjennom mediet, karakterisert ved at det frakturerte medium blir diskretisert ved hjelp av et maskemønster hvor frakturmaskene er sentrert på noder ved de forskjellige frakturskjæringer, hvor hver node er tilknyttet et matriksvolum, og strømninger blir bestemt mellom hver frakturmaske og det tilordnede matriksvolum i en pseudostabil strømningstilstand ved å anvende en bildebehandlingsalgoritme.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at matriksvolumet som er tilordnet hver frakturmaske, er avgrenset i hvert lag av alle de punkter som er nærmere den tilsvarende node enn nabonodene.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at hvert frakturert lag blir diskretisert i piksler, og at matriksvolumet som er tilordnet hver frakturmaske, blir begrenset ved å bestemme avstanden fra hvert piksel til den nærmeste frakturmaske.
4. Fremgangsmåte ifølge noen av de foregående krav, karakterisert ved at overføringsevne-verdien blir bestemt for hvert frakturmaske/matriksblokk-par ved å anta at trykket varierer lineært som en funksjon av avstanden fra det betraktede punkt til den frakturmaske som er tilordnet blokken.
NO19996109A 1998-12-11 1999-12-10 Fremgangsmate for modellering av fluidstromninger i et flerlags porost medium med sprekker og korrelative interaksjoner i en produksjonsbronn NO328428B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9815727A FR2787219B1 (fr) 1998-12-11 1998-12-11 Methode pour modeliser les flux de fluides dans un milieu poreux multi-couches fissure et les interactions correlatives dans un puits de production

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO996109D0 NO996109D0 (no) 1999-12-10
NO996109L NO996109L (no) 2000-06-13
NO328428B1 true NO328428B1 (no) 2010-02-15

Family

ID=9533916

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO19996109A NO328428B1 (no) 1998-12-11 1999-12-10 Fremgangsmate for modellering av fluidstromninger i et flerlags porost medium med sprekker og korrelative interaksjoner i en produksjonsbronn

Country Status (4)

Country Link
US (1) US6842725B1 (no)
EP (1) EP1008720B1 (no)
FR (1) FR2787219B1 (no)
NO (1) NO328428B1 (no)

Families Citing this family (50)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8428923B2 (en) * 1999-04-29 2013-04-23 Schlumberger Technology Corporation Method system and program storage device for simulating a multilayer reservoir and partially active elements in a hydraulic fracturing simulator
US7509245B2 (en) * 1999-04-29 2009-03-24 Schlumberger Technology Corporation Method system and program storage device for simulating a multilayer reservoir and partially active elements in a hydraulic fracturing simulator
US7369973B2 (en) * 2000-06-29 2008-05-06 Object Reservoir, Inc. Method and system for representing reservoir systems
US7219039B1 (en) * 2000-08-17 2007-05-15 Sandia Corporation Method for generating a mesh representation of a region characterized by a trunk and a branch thereon
US7761270B2 (en) 2000-12-29 2010-07-20 Exxonmobil Upstream Research Co. Computer system and method having a facility management logic architecture
US7277836B2 (en) * 2000-12-29 2007-10-02 Exxonmobil Upstream Research Company Computer system and method having a facility network architecture
US7283941B2 (en) * 2001-11-13 2007-10-16 Swanson Consulting Services, Inc. Computer system and method for modeling fluid depletion
FR2837592B1 (fr) * 2002-03-20 2004-05-28 Inst Francais Du Petrole Methode pour modeliser des flux de fluides dans un milieu poreux multicouches traverse par un reseau de fractures inegalement reparties
GB2387000B (en) * 2002-03-20 2005-06-01 Inst Francais Du Petrole Method for modelling fluid flows in a multilayer porous medium crossed by an unevenly distributed fracture network
FR2850773B1 (fr) * 2003-01-31 2005-05-06 Inst Francais Du Petrole Methode pour modeliser des flux de fluides compressibles dans un milieu poreux multicouches fracture
US7308391B1 (en) * 2003-01-08 2007-12-11 Bentley Systems, Incorporated Universal hydraulic solver with techniques for improving the representation of flow data
US7534169B2 (en) * 2005-07-08 2009-05-19 Cfph, Llc System and method for wireless gaming system with user profiles
US7277795B2 (en) * 2004-04-07 2007-10-02 New England Research, Inc. Method for estimating pore structure of porous materials and its application to determining physical properties of the materials
US20060015310A1 (en) * 2004-07-19 2006-01-19 Schlumberger Technology Corporation Method for simulation modeling of well fracturing
CA2655232C (en) 2006-07-07 2015-11-24 Exxonmobil Upstream Research Company Upscaling of reservoir models by reusing flow solutions from geologic models
US7925482B2 (en) * 2006-10-13 2011-04-12 Object Reservoir, Inc. Method and system for modeling and predicting hydraulic fracture performance in hydrocarbon reservoirs
US7565278B2 (en) * 2006-12-04 2009-07-21 Chevron U.S.A. Inc. Method, system and apparatus for simulating fluid flow in a fractured reservoir utilizing a combination of discrete fracture networks and homogenization of small fractures
US8073663B2 (en) * 2007-04-20 2011-12-06 The Permedia Research Group Inc. Method and system for modelling petroleum migration
US9068448B2 (en) * 2008-12-03 2015-06-30 Chevron U.S.A. Inc. System and method for predicting fluid flow characteristics within fractured subsurface reservoirs
BRPI0922214A2 (pt) * 2008-12-03 2015-12-29 Chevron Usa Inc método implementado por computador, e, sistema para gerar uma grade usada para construir um modelo de simulação de um reservatório de subsuperfície fraturado
US8521494B2 (en) * 2009-03-24 2013-08-27 Chevron U.S.A. Inc. System and method for characterizing fractures in a subsurface reservoir
US9085957B2 (en) 2009-10-07 2015-07-21 Exxonmobil Upstream Research Company Discretized physics-based models and simulations of subterranean regions, and methods for creating and using the same
CA2785569A1 (en) * 2010-02-02 2011-08-11 Hector Klie Multilevel percolation aggregation solver for petroleum reservoir simulations
FR2967200A1 (fr) 2010-11-10 2012-05-11 IFP Energies Nouvelles Methode pour caracteriser le reseau de fractures d'un gisement fracture et methode pour l'exploiter
WO2012148429A1 (en) 2011-04-29 2012-11-01 Halliburton Energy Services, Inc. Shock load mitigation in a downhole perforation tool assembly
US8397800B2 (en) 2010-12-17 2013-03-19 Halliburton Energy Services, Inc. Perforating string with longitudinal shock de-coupler
US8397814B2 (en) 2010-12-17 2013-03-19 Halliburton Energy Serivces, Inc. Perforating string with bending shock de-coupler
US8985200B2 (en) 2010-12-17 2015-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Sensing shock during well perforating
US8393393B2 (en) 2010-12-17 2013-03-12 Halliburton Energy Services, Inc. Coupler compliance tuning for mitigating shock produced by well perforating
US8583411B2 (en) 2011-01-10 2013-11-12 Saudi Arabian Oil Company Scalable simulation of multiphase flow in a fractured subterranean reservoir as multiple interacting continua
US20120241169A1 (en) 2011-03-22 2012-09-27 Halliburton Energy Services, Inc. Well tool assemblies with quick connectors and shock mitigating capabilities
FR2976099B1 (fr) 2011-06-01 2013-05-17 IFP Energies Nouvelles Methode pour construire un maillage d'un reseau de fractures a partir de diagramme de voronoi
US9279314B2 (en) 2011-08-11 2016-03-08 Conocophillips Company Heat front capture in thermal recovery simulations of hydrocarbon reservoirs
US9091152B2 (en) 2011-08-31 2015-07-28 Halliburton Energy Services, Inc. Perforating gun with internal shock mitigation
FR2981475B1 (fr) 2011-10-12 2013-11-01 IFP Energies Nouvelles Methode pour construire un maillage d'un reservoir fracture avec un nombre limite de noeuds dans le milieu matrice
AU2011383290B2 (en) * 2011-12-16 2015-06-25 Landmark Graphics Corporation System and method for flexible and efficient simulation of varying fracture density in a reservoir simulator
WO2014003699A2 (en) 2012-04-03 2014-01-03 Halliburton Energy Services, Inc. Shock attenuator for gun system
NO339744B1 (no) 2012-08-10 2017-01-30 Schlumberger Technology Bv Hybrid, lokal ikke-avstemmende metode for flerfasestrømningssimuleringer i heterogent sprukne medier
US9598940B2 (en) 2012-09-19 2017-03-21 Halliburton Energy Services, Inc. Perforation gun string energy propagation management system and methods
WO2014046655A1 (en) 2012-09-19 2014-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Perforation gun string energy propagation management with tuned mass damper
CN102865064B (zh) * 2012-10-19 2015-03-25 河南理工大学 煤层气井排采过程气、水流动状态及效应模拟装置
US9447678B2 (en) 2012-12-01 2016-09-20 Halliburton Energy Services, Inc. Protection of electronic devices used with perforating guns
CN103291251B (zh) * 2013-07-02 2015-11-04 河南理工大学 煤储层裂隙气、水导流能力动态变化模拟测试装置
US10417354B2 (en) * 2013-12-17 2019-09-17 Schlumberger Technology Corporation Model order reduction technique for discrete fractured network simulation
FR3041026B1 (fr) 2015-09-15 2017-10-20 Ifp Energies Now Procede pour caracteriser le reseau de fractures d'un gisement fracture et procede pour l'exploiter
FR3045868B1 (fr) * 2015-12-17 2022-02-11 Ifp Energies Now Procede pour caracteriser et exploiter une formation souterraine comprenant un reseau de fractures
US10572611B2 (en) * 2016-04-29 2020-02-25 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for characterizing fractures in a subsurface region
CN106644336B (zh) * 2016-11-02 2019-02-22 西安建筑科技大学 一种框架结构跨越地裂缝实验系统及方法
EP3679221A1 (en) * 2017-09-08 2020-07-15 Roxar Software Solutions AS Well fracture modelling
CN108952659B (zh) * 2018-07-11 2020-06-05 中国石油大学(北京) 可视化超临界二氧化碳压裂物理模拟试验方法

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2757957B1 (fr) * 1996-12-30 1999-01-29 Inst Francais Du Petrole Methode pour simplifier la modelisation d'un milieu geologique poreux traverse par un reseau irregulier de fractures
FR2757947B1 (fr) * 1996-12-30 1999-01-29 Inst Francais Du Petrole Methode pour determiner la permeabilite equivalente d'un reseau de fracture dans un milieu souterrain multi-couches
FR2759473B1 (fr) * 1997-02-12 1999-03-05 Inst Francais Du Petrole Methode pour simplifier la realisation d'un modele de simulation d'un processus physique dans un milieu materiel
US6106561A (en) * 1997-06-23 2000-08-22 Schlumberger Technology Corporation Simulation gridding method and apparatus including a structured areal gridder adapted for use by a reservoir simulator
FR2765708B1 (fr) * 1997-07-04 1999-09-10 Inst Francais Du Petrole Methode pour determiner des parametres hydrauliques representatifs a grande echelle d'un milieu fissure
US6356860B1 (en) * 1998-10-08 2002-03-12 Sandia Corporation Method of grid generation

Also Published As

Publication number Publication date
US6842725B1 (en) 2005-01-11
NO996109L (no) 2000-06-13
NO996109D0 (no) 1999-12-10
EP1008720B1 (fr) 2005-02-09
EP1008720A1 (fr) 2000-06-14
FR2787219A1 (fr) 2000-06-16
FR2787219B1 (fr) 2001-01-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO328428B1 (no) Fremgangsmate for modellering av fluidstromninger i et flerlags porost medium med sprekker og korrelative interaksjoner i en produksjonsbronn
NO326756B1 (no) Fremgangsmate for modellering av fluidstrommer i et flerlagsmedium med porer som krysses av et ujevnt distribuert frakturert nettverk
AU763537B2 (en) Method of upscaling permeability for unstructured grids
US6023656A (en) Method for determining the equivalent fracture permeability of a fracture network in a subsurface multi-layered medium
NO334226B1 (no) Fremgangsmåte for modellering av strømninger i et frakturert medium krysset av store frakturer
US6064944A (en) Method for simplifying the modeling of a geological porous medium crossed by an irregular network of fractures
Ren et al. Unified pipe network method for simulation of water flow in fractured porous rock
Pereira et al. Pore-scale network model for drainage-dominated three-phase flow in porous media
NO324002B1 (no) Trekk-modellering i en endeligelement-modell
NO316979B1 (no) Fremgangsmate for generering av et gitter pa en heterogen formasjon som krysses av ±n eller flere geometriske diskontinuiteter for a utfore simuleringer
NO318904B1 (no) Fremgangsmate for modelldannelse av et lagdelt og frakturert geologisk miljo
EP2761529B1 (en) System and method for flexible and efficient simulation of varying fracture density in a reservoir simulator
WO2017052543A1 (en) Simulating fractured reservoirs using multiple meshes
NO346116B1 (no) Flerfasestrømning i en brønnboring og tilknyttet hydraulisk oppsprekking
Kalantari-Dahaghi et al. Coupling numerical simulation and machine learning to model shale gas production at different time resolutions
Aliouache et al. Incipient karst formation in carbonate rocks: Influence of fracture network topology
CA2963485C (en) Formation fracture flow monitoring
Rahmati et al. Quantifying the reimbibition effect on the performance of gas‐oil gravity drainage in fractured reservoirs: Mathematical modelling
Monteagudo et al. Simulating oil flow in porous media under asphaltene deposition
Elkamel An artificial neural network for predicting and optimizing immiscible flood performance in heterogeneous reservoirs
Monteagudo et al. Scaling laws for network model permeability: application to wellbore oil flow simulation with solid deposition
Flekkøy et al. Flow paths in wetting unsaturated flow: Experiments and simulations
RU2092691C1 (ru) Способ контроля фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами
FR2837592A1 (fr) Methode pour modeliser des flux de fluides dans un milieu poreux multicouches traverse par un reseau de fractures inegalement reparties
CN117763880A (zh) 一种循缝找洞压裂改造模拟方法

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees