RU2061221C1 - Method of determination of modified functions of relative phase permeability for nonuniform layer porous media - Google Patents
Method of determination of modified functions of relative phase permeability for nonuniform layer porous media Download PDFInfo
- Publication number
- RU2061221C1 RU2061221C1 RU94007114A RU94007114A RU2061221C1 RU 2061221 C1 RU2061221 C1 RU 2061221C1 RU 94007114 A RU94007114 A RU 94007114A RU 94007114 A RU94007114 A RU 94007114A RU 2061221 C1 RU2061221 C1 RU 2061221C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- displacement agent
- relative phase
- saturation
- average
- displacement
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к исследованию процессов многофазной фильтрации жидкостей, в частности процессов вытеснения (например, вытеснения нефти из пористых сред вытесняющим агентом) с определением модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей (МФ ОФП) для слоисто-неоднородных пористых сред. The invention relates to the study of multiphase liquid filtration processes, in particular displacement processes (for example, oil displacement from porous media by a displacing agent) with the definition of modified relative phase permeability functions (MP RPFs) for layered inhomogeneous porous media.
МФ ОФП являются важными интегральными фильтрационными характеристиками неоднородных пористых сред, позволяющими описать такие среды квазиоднородныими моделями, что существенно упрощает контроль и управление процессами фильтрации. MF RPFs are important integral filtration characteristics of inhomogeneous porous media, which make it possible to describe such media by quasihomogeneous models, which greatly simplifies the monitoring and control of filtration processes.
Определение МФ ОФП, описанное в [1] проводится путем построения функции распределения эффективной проницаемости пласта по данным геофизического исследования скважин. Однако в своих предположениях авторы не учитывают такие существенные моменты, как зависимость насыщенности связанным агентом вытеснения, остаточной насыщенности вытесняемой жидкостью и ОФП от проницаемости. Это приводит к недостоверному определению МФ ОФП. The determination of MF RPF described in [1] is carried out by constructing the distribution function of the effective permeability of the reservoir according to the data of geophysical research of wells. However, in their assumptions, the authors do not take into account such essential points as the dependence of the saturation of the displacement agent on the associated agent, the residual saturation of the displaced fluid and the RPT on the permeability. This leads to an unreliable determination of the MF OFP.
В [2] (прототип) предложен способ определения МФ ОФП слоисто-неоднородного пласта по определенным для каждого пропластка значениям проницаемости, пористости, мощности, насыщенности связанным агентом вытеснения и предельной насыщенности агентом вытеснения. Исходя из представлений о поршневом характере вытеснения нефти, рассчитывают среднюю насыщенность агентом вытеснения s, а также средние ОФП агента вытеснения f1 и ОФП вытесняемой жидкости f2 в момент прорыва k-го слоя по формулам:
насыщенность:
hi•m(i)•S
(1)
относительные фазовые проницаемости:
hi•k(i), hi•k(i),
(2) где S
k(i) проницаемость i-го прослоя;
m(i) пористость i-го прослоя;
hi мощность i-го прослоя;
f1м, f2м относительные фазовые проницаемости агента вытеснения и вытесняемой жидкости при S Sc и S Sт,
а
him(i), hik(i),
Сами МФ ОФП определяют установлением соответствия между рассчитанными средними значениями ОФП агента вытеснения и ОФП вытесняемой жидкости и средними значениями насыщенности агентом вытеснения.In [2] (prototype), a method was proposed for determining the MF of the RPF of a stratified heterogeneous formation by the values of permeability, porosity, power, saturation of the associated displacement agent and the maximum saturation of the displacement agent defined for each layer. Based on the ideas about the piston nature of oil displacement, the average saturation of the displacement agent s is calculated, as well as the average RPT of the displacement agent f 1 and RPP of the displaced fluid f 2 at the time of breaking the kth layer using the formulas:
saturation:
h i • m (i) • S
(one)
relative phase permeability:
h i • k (i) , h i • k (i) ,
(2) where S
k (i) the permeability of the i-th layer;
m (i) porosity of the i-th layer;
h i the power of the i-th layer;
f 1m , f 2m relative phase permeabilities of the displacement agent and the displaced fluid at SS c and SS t ,
a
h i m (i) , h i k (i) ,
MF RPFs themselves are determined by establishing a correspondence between the calculated average RPP values of the displacing agent and RPP of the displaced fluid and the average saturation values of the displacing agent.
Недостатком этого способа является то, что предположение о поршневом характере вытеснения справедливо лишь при достаточно больших значениях отношения вязкостей вытесняющего агента и вытесняемой жидкости. Кроме того, он не учитывает зависимости ОФП фильтрующихся жидкостей от проницаемости прослоев. Вследствие этих причин оценка МФ ОФП по прототипу недостаточно достоверна. The disadvantage of this method is that the assumption of the piston nature of the displacement is valid only at sufficiently large values of the ratio of the viscosities of the displacing agent and the displaced fluid. In addition, it does not take into account the dependence of the RPF of the filtered liquids on the permeability of the interlayers. Due to these reasons, the assessment of MF OFP on the prototype is not sufficiently reliable.
Цель изобретения повышение достоверности определения модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей для слоисто-неоднородных пористых сред. The purpose of the invention is to increase the reliability of determining the modified functions of relative phase permeabilities for layered inhomogeneous porous media.
Цель достигается тем, что дополнительно определяют вязкости вытесняемой жидкости и агента вытеснения, а также их ОФП во всем диапазоне изменения проницаемости, а средние значения насыщенности агентом вытеснения и ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости рассчитывают по результатам математического моделирования фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде, проведенного с учетом дополнительно определенных экспериментальных данных. The goal is achieved by the fact that the viscosities of the displaced fluid and the displacement agent are additionally determined, as well as their RPT over the entire range of permeability changes, and the average saturation values of the displacement agent and the RPP of the displacement agent and displaced fluid are calculated from mathematical modeling of filtration in a layered inhomogeneous porous medium, carried out taking into account additionally determined experimental data.
Предлагаемый способ заключается в том, что на основе решения системы дифференциальных уравнений, описывающих процесс вытеснения жидкости агентом вытеснения в рамках модели Баклея-Леверетта, с учетом определенных заранее физико-химических характеристик слоисто-неоднородной пористой среды определяются средние по прослоям значения насыщенности агентом вытеснения и ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Как показывают вычисления, МФ ОФП рассчитанные таким образом, практически не меняются во времени t и не зависят от сечения х, в котором определялись средняя насыщенность агентом вытеснения S (х, t), и средние ОФП. Следовательно, они адекватным образом описывают процессы двухфазной фильтрации в слоисто-неоднородных пористых средах. The proposed method consists in the fact that, based on the solution of a system of differential equations describing the process of liquid displacement by a displacement agent in the framework of the Bakley-Leverett model, taking into account certain physicochemical characteristics of a layered inhomogeneous porous medium, the average values of saturation with a displacement agent and RPP displacing agent and displaced fluid. As calculations show, the MF OFP calculated in this way practically does not change in time t and does not depend on the section x, in which the average saturation of the displacement agent S (x, t), and the average RPP were determined. Therefore, they adequately describe the processes of two-phase filtration in layered-inhomogeneous porous media.
Способ осуществляют следующей последовательностью действий. The method is carried out by the following sequence of actions.
Определение проницаемости, пористости, мощности, насыщенности связанным агентом вытеснения и предельной насыщенности агентом вытеснения для каждого прослоя. Determination of permeability, porosity, power, saturation of the associated displacement agent and the maximum saturation of the displacement agent for each interlayer.
Определение вязкостей вытесняемой жидкости и агента вытеснения и их ОФП во всем диапазоне изменения проницаемости. Determination of the viscosities of the displaced fluid and the displacement agent and their RPT in the entire range of permeability changes.
Расчет средних значений насыщенности агентом вытеснения и ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости по результатам математического моделирования фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде. Calculation of the average saturation values of the displacing agent and the RPT of the displacing agent and the displaced fluid according to the results of mathematical modeling of filtration in a layered inhomogeneous porous medium.
Установление соответствия средних значений ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости средним значениям насыщенности агентом вытеснения. Establishing the correspondence of the average RPT values of the displacing agent and the displaced liquid to the average saturation values of the displacing agent.
Повышение достоверности описания МФ ОФП в предлагаемом способе достигается за счет более точного определения средних значений водонасыщенности по поперечному разрезу пласта и средних значений ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости путем математического моделирования фильтрационных процессов, протекающих в пористой среде. Важным отличием от аналога [1] и прототипа [2] является то, что при расчетах учитываются заранее определенные физико-химические характеристики слоисто-неоднородного пласта и флюидов, в частности вязкости вытесняющего агента и вытесняемой жидкости. The reliability of the description of the MF RPF in the proposed method is improved by more accurately determining the average water saturation values along the cross section of the reservoir and the average RPF values of the displacement agent and the displaced fluid by mathematical modeling of filtration processes in a porous medium. An important difference from the analogue [1] and prototype [2] is that the calculations take into account the predetermined physicochemical characteristics of the layered heterogeneous formation and fluids, in particular the viscosity of the displacing agent and the displaced fluid.
П р и м е р. Определение МФ ОФП нефти и воды пласта БС10 Мамонтовского месторождения. PRI me R. Determination of the MF OFP of oil and water of the BS10 layer of the Mamontovskoye field.
В таблице приведены характеристики слоисто-неоднородного пласта для которого производится расчет МФ ОФП. The table shows the characteristics of the stratified heterogeneous formation for which the MF RPF is calculated.
Пористость пропластков mi считалась постоянной и равной 0,2.The porosity of the layers m i was considered constant and equal to 0.2.
В результате исследования большого числа кернов пласта БС10 Мамонтовского месторождения в широком диапазоне изменения проницаемости получены корреляционные зависимости, по которым могут быть определены характеристики отдельных пропластков:
S
S
f
f
где стандартные функции f
f
Вязкости нефти и воды в пласте БС10 Мамонтовского месторождения равны 2,4 МПа · с и 0,379 МПа · с соответственно.As a result of the study of a large number of core samples of the BS10 formation of the Mamontovskoye field in a wide range of permeability changes, correlation dependencies were obtained, by which the characteristics of individual layers can be determined:
S
S
f
f
where the standard functions f
f
The oil and water viscosities in the BS10 layer of the Mamontovskoye field are 2.4 MPa · s and 0.379 MPa · s, respectively.
Система уравнений, описывающая процесс вытеснения нефти водой из линейной модели слоисто-неоднородного пласта, имеет вид:
m + ω
а F(i) (s(i) функция Баклея Лаверетта:
F(i)(s(i)) μo=μ1/μ2
Нахождение решения системы дифференциальных уравнений гиперболического вида S(i) (x, t) определяется по разностной схеме "уголок" [3]
Расчет средних значений водонасыщенности и ОФП воды и нефти производится по формулам:
(x,t) him(i)S(i)(x,t),
hi•k(i)•f
hi•k(i)•f
m + ω
and F (i) (s (i) the Buckley Laverrett function:
F (i) (s (i) ) μ o = μ 1 / μ 2
Finding a solution to the system of differential equations of the hyperbolic form S (i) (x, t) is determined by the difference scheme “corner” [3]
The calculation of the average values of water saturation and RPP of water and oil is made according to the formulas:
(x, t) h i m (i) S (i) (x, t),
h i • k (i) • f
h i • k (i) • f
Путем установления соответствия средних значений ОФП нефти и воды и средним значением водонасыщенности в некоторый момент времени t по всему разрезу строятся модифицированные функции ОФП.By establishing the correspondence of the average RPT values of oil and water and average water saturation at some point in time t, modified RPP functions are constructed over the entire section.
На фиг. 1 приведены графики функциональных зависимостей (МФ ОФП воды (кривая N 1), МФ ОФП нефти (кривая N 2); на фиг.2 кривые МФ ОФП нефти и воды, рассчитанные для вертикальных сечений, находящихся на различных расстояниях от нагнетательной галереи. Визуально кривые совпадают. Независимость расчетов МФ ОФП от времени вытеснения позволяет определять МФ ОФП на коротком промежутке времени, практически сразу же после установления фильтрационного течения; на фиг.3 графики зависимостей в сравнении МФ ОФП для нефти (кривая N 1), полученные по прототипу и по предлагаемому способу (кривая N 2). In FIG. Figure 1 shows the graphs of functional dependences (MF OFP of water (curve N 1), MF of RPP of oil (curve N 2); Fig.2 curves of MF RPP of oil and water calculated for vertical sections located at different distances from the discharge gallery. Visually curves The independence of the MF RPF calculations on the time of displacement allows one to determine the MF RPF for a short period of time, almost immediately after the establishment of the filtration flow; in Fig. 3, the dependency graphs in comparison of the MF RPP for oil (curve No. 1) obtained from the prototype and according to the proposed method (curve N 2).
Как видно, определение МФ ОФП по прототипу приводит к большим погрешностям. Так, для значения S0,52 относительная ошибка определения МФ ОФП составляет 161%
Таким образом, предлагаемый способ надежней прототипа, при этом используются доступные лабораторное оборудование и ЭВМ.As you can see, the definition of the MF OFP on the prototype leads to large errors. So, for the value S0.52, the relative error in the determination of the MF OFP is 161%
Thus, the proposed method is more reliable than the prototype, using available laboratory equipment and computers.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94007114A RU2061221C1 (en) | 1994-03-01 | 1994-03-01 | Method of determination of modified functions of relative phase permeability for nonuniform layer porous media |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94007114A RU2061221C1 (en) | 1994-03-01 | 1994-03-01 | Method of determination of modified functions of relative phase permeability for nonuniform layer porous media |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU94007114A RU94007114A (en) | 1996-01-27 |
RU2061221C1 true RU2061221C1 (en) | 1996-05-27 |
Family
ID=20153051
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU94007114A RU2061221C1 (en) | 1994-03-01 | 1994-03-01 | Method of determination of modified functions of relative phase permeability for nonuniform layer porous media |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2061221C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113554259A (en) * | 2020-04-26 | 2021-10-26 | 中国石油化工股份有限公司 | Seepage resistance and displacement pressure double-field matching optimization evaluation method |
CN114151139A (en) * | 2021-10-20 | 2022-03-08 | 中国航发四川燃气涡轮研究院 | Method for simulating flow of air film hole cold air layer on surface of turbine blade by adopting permeation model |
-
1994
- 1994-03-01 RU RU94007114A patent/RU2061221C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Телков А.П. и др. Обоснование математических моделей нефтяных залежей на примере разработки пласта АС12 Приобского месторождения,, М.; ВНИИОЭНГ, 1993. 2. Nearn C.L. Simulation of Stratified Waterflooding by pseudo Relative Permeability Curves // Journal of Retroleum Technology (July, 1971), p. 805-813. 3. Самарский А.А., Попов Ю.П. Разностные методы решения задач газовой динамики. м.: Наука, 1980, с. 352. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113554259A (en) * | 2020-04-26 | 2021-10-26 | 中国石油化工股份有限公司 | Seepage resistance and displacement pressure double-field matching optimization evaluation method |
CN113554259B (en) * | 2020-04-26 | 2024-04-16 | 中国石油化工股份有限公司 | Seepage resistance and displacement pressure double-field matching optimization evaluation method |
CN114151139A (en) * | 2021-10-20 | 2022-03-08 | 中国航发四川燃气涡轮研究院 | Method for simulating flow of air film hole cold air layer on surface of turbine blade by adopting permeation model |
CN114151139B (en) * | 2021-10-20 | 2023-09-19 | 中国航发四川燃气涡轮研究院 | Method for simulating cold air layer flow of air film holes on surface of turbine blade by adopting permeation model |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Bruce | An electrical device for analyzing oil-reservoir behavior | |
Dyes et al. | Oil production after breakthrough as influenced by mobility ratio | |
Yortsos | A theoretical analysis of vertical flow equilibrium | |
Haldorsen | Simulator parameter assignment and the problem of scale in reservoir engineering | |
Sonier et al. | Numerical simulation of naturally fractured reservoirs | |
Chen et al. | Theoretical investigation of countercurrent imbibition in fractured reservoir matrix blocks | |
Durlofsky et al. | A new method for the scale up of displacement processes in heterogeneous reservoirs | |
Saad et al. | Application of higher-order methods in compositional simulation | |
CN113836695B (en) | Oil reservoir numerical simulation method based on gridless connecting element | |
CN111222252A (en) | Method and system for predicting oil-water two-phase post-pressure productivity of low-saturation oil reservoir | |
RU2061221C1 (en) | Method of determination of modified functions of relative phase permeability for nonuniform layer porous media | |
Templeton et al. | A study of gravity counterflow segregation | |
RU2166630C1 (en) | Method of control over oil deposit development | |
RU2061222C1 (en) | Method of determination of average current oil saturation of nonuniform layer stratum by rate of water encroachment | |
RU2061220C1 (en) | Method of determination of current oil saturation of separate interlayers | |
RU2092691C1 (en) | Method for control of filtration flows created at development of oil deposits with stratified-nonuniform beds | |
Brutsaert et al. | Immiscible multiphase flow in ground water hydrology: A computer analysis of the well flow problem | |
RU2148169C1 (en) | Method of control over development of oil deposit with formations nonuniform in bedding | |
RU97105497A (en) | METHOD FOR MONITORING OIL DEPOSITS DEVELOPMENT | |
Dijke et al. | A similarity solution for oil lens redistribution including capillary forces and oil entrapment | |
RU2717326C1 (en) | Method of formation coverage evaluation by development system | |
RU2183268C2 (en) | Method of monitoring development of oil deposit with nonuniform stratified formations | |
RU2166619C1 (en) | Method of development of oil deposit with nonuniform stratified formations with help of control over fields of pressures | |
Haefner et al. | Fast transport simulation with an adaptive grid refinement | |
Yortsos et al. | Delineation of microscale regimes of fully-developed drainage and implications for continuum models |