ВНК, фазовые проницаемости и капиллярные кривые

Форум » ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ВЗАИМОСВЯЗИ - PETROPHYSICAL EQUATIONS » ВНК, фазовые проницаемости и капиллярные кривые » Ответить

ВНК, фазовые проницаемости и капиллярные кривые

bne: Волей судеб регулярно приходится с этим сталкиваться (то ММ Элланский наталкивал, то БЮ Вендельштейн, то ВВ Cеменов, то экспертиза попадается) По жизни сне всегда претила идея обойтись при расчете фазовых проницаемостей без распределения пор по радиусу В числе первых на эту тему писал Вилли (его статью 50-х годов я лет 20 назад отдал ММ и теперь заново вряд-ли уже вряд-ли соберусь искать в библиотеке) Wyllie, M.R.J. and Gardner, G.H.F.: "The Generalized Kozeny–Carman Equation: Part II," World Oil, (1958), 146(5): 210–228. Но, как известно, между измерениями свойств и попыткой ввести формально геометрические характеристики лежит разрыв Многочисленные попытки его преодолеть обычно связаны с тем что вводится узкий класс пористых сред, пренебрегаются сложностями и благополучно якобы решают обратную задачу Потом же предлагают столь же заведомо упрощенную модель и по ней рассчитывают или подъем уровня или фазовые проницаемости Немногим лучше решеточные вычислительные модели Понятно, что делать что-то надо (типа как прыгать в анекдоте с обезьяной (пьяницей) достающим банан (водку)), но недурно бы попробовать найти стул и поставить его на стол ;-) И сама по себе модель параллельных капилляров заведомо смещенные результаты дает и ее применимость надо отдельно обосновывать В этой связи особо удручает всеядность с которой был воспринят текст ВИ Петерсилье в недавних "Методических указаниях" Одно дело простые и однородные коллектора с мощными пластами (там, судя по всему, это приближение неплохо работает), а другое - коллектора слоистые и с вторичной пористостью Рассуждал об этом чисто теоретически, но на днях встретил и отечественную публткацию с кривыми по Тенгизу (Рокицкий) где все расставлено по местам Есть сходные публикации и западных авторов (кстати, по Тенгизу) Надо сказать, что наиболее интересно про это пишут ребята из Канзаса (там и эксперимент на уровне и читают они) Встретился с этим как эксперт ГКЗ и сказать, что удивлен будет очень мягко!

Ответов - 63

bne: Хабаров Алексей Владимирович МЕТОДИКА ИНТЕРАКТИВНОГО ПЕТРОФИЗИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ НЕДОНАСЫЩЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ (по данным керна, ГИС и истории разработки месторождений салымской группы) Надо написать отзыв до защиты

bne: Отзыв на автореферат диссеpтации А.В.Хабарова: «Методика интерактивного петрофизического моделирования недонасыщенных залежей нефти и газа (по данным керна, ГИС и истории разработки месторождений салымской группы)», представленной на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 25.00.10 — «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых». Тема диссертации А.В.Хабарова, несомненно, важна для широкого круга специалистов нефтяной отрасли, поскольку, несмотря на относительно давний срок с начала первых работ по анализу капиллярных кривых и их связи с другими ФЕС и насыщением пород-коллекторов и применения методов комплексирования данных каротажа, испытаний и истории разработки, которым посвящены десятки публикаций, потенциал развития этой проблематики остается все еще не исчерпанным. Развиваемая диссертантом тема ставит своей целью попытку технологизации формально уже, в основном, известных математических методов и западных средств компьютерной обработки данных для решения упомянутой актуальной задачи применительно к конкретной группе месторождений. Практическое значение работы, связанное с актуальностью проблематики комплексирования различных петрофизических моделей с целью интегрированного анализа нефтегазонасыщенности недонасыщенных зон коллекторов, сомнений также не вызывает. Подобные исследования, с опробованием на конкретном геологическом материале, представляют собой ту основу, благодаря которой и продолжается внедрение новых петрофизических моделей и алгоритмов на практике и создаются полигоны для сравнения применимости разных альтернативных подходов. Полученные диссертантом результаты основаны на использовании ранее известных математических моделей и алгоритмов и анализа их правомерности этих алгоритмов и путей их комплексирования. В целом, выбираемые автором диссертации и согласованные им с его научным руководителем и старшими коллегами решения, привлекают попыткой интегрированного подхода к известным проблемам, а также и ориентацией на решение практически важной прикладной задачи. Вместе с тем, по тексту автореферата в работе имеются отдельные места, допускающие разные толкования и элементы недопонимания. Исторический обзор в тексте автореферата не позволяет однозначно судить, до какой степени автором раскрыта современная история развития проблематики (западные работы последних 20 лет практически проигнорированы), хотя имеются и воспринимаемые как чисто престижные ссылки на работы наших соотечественников. Проблема состоит в том, что на сегодня в России практически не применяются полноценные и точно просчитываемые модели, отражающие процессы формирования залежи и перераспределения флюидов в неоднородной толще, притом с изменением смачиваемости в ходе этого процесса. Поэтому приходится применять частные упрощенные модели, что диссертант пытается сделать, доводя работу до работающего алгоритма. С позиции рецензента ряд моментов (включая и практическое игнорирование роли мезонеоднородностей и предлагаемый ”интерактивный алгоритм”) имеют и иные альтернативы, сравнение с которыми не проводится. Так, с позиций статистического подхода к задачам инверсии измерений каротажа с учетом априорной информации о параметрическом виде капиллярных кривых, постановка задачи смотрится менее громоздкой и более естественной. Из текста автореферата сложно понять, в частности, как автор на основе интерактивного подхода получает результаты лучшие, чем по нейронным сетям, регрессиям и кластеризации на основе того же набора входных данных. Сложно оценить, до какой степени применяемые взаимосвязи выходят за рамки регионально-стратиграфической привязки. В целом итоговый алгоритм выглядит, скорее, как набор разрозненных частных алгоритмов и приемов, чем логически цельный агрегат, при выборе каждого из элементов которого проводится анализ большинства известных альтернатив и выбор из них наилучшей. Безусловно, трудно в одной работе охватить все многообразие проблем, возникающих при рассмотрении столь сложной тематики, поэтому приведенные выше замечания, относящиеся к автореферату работы, носят частный характер. Автор отзыва считает, что работа подтверждает и доказывает правомерность применения новых методов решения известной научной задачи, удовлетворяет требованиям, предъявляемым ВАК РФ к диссертациям на соискание ученой степени кандидата технических наук, основные положения диссертации опубликованы в открытой печати. На основании изложенного считаю, что Алексей Владимирович Хабаров, заслуживает присуждения ей искомой ученой степени кандидата технических наук по специальности 25.00.10 — «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых». Главный петрофизик ЗАО Пангея» к.т.н. Б.Н. Еникеев Подпись Б.Н. Еникеева заверяю Генеральный директор ЗАО «Пангея» В.В.Колесов

bne: Планирую пойти на защиту - надо книжку пару людям подарить Да и вообще может быть забавно

bne: Съездил во МГРИ (удобно через Беляево) Оппоненты Ю.Кузнецов и А.Малинин Были Афанасьев и Билибин Из замечаний интересно было мнение Петерсилье, что все эти модели, как и гипотеза горизонтального ВНК ограничены (это я так воспринял) Немного странно выступал Билибин - проблема границы зеркала воды с ограниченностью MDT и влиянием зоны проникновения на каротаж Малинин похвалил сделанную диссертантом деконволюцию и рассказал о большом спросе на салымский выпуск Каротажника Отдельно похвалил за отказ от ПС (диссертант упоминал влияние раствора и роль связки приборов искажающей ПС) Афанасьев заинтриговал аудиторию вначале нападками на Леверетта и диссертанта, а затем (возможно потому, что все отзывы и выступления были положительными) разговорами о модели эффективного порового пространства и роли тонких пленок адсорбционной воды

LNV: Борис Николаевич,какие посоветуете посмотреть статьи по учёту неоднородности разреза в капиллярной модели насыщенности?

Boris_Stambul: В Стамбуле отметился Но (по паияти) люди из фирмы в Станфорде разумно с этим работали Это дочка при кафедре c Nur-Mavko-Dvorkin

mamunt: Уважаемый коллега упомянул тут текст господина ВИ Петерсилье. Так как я с ним не знаком то и никак его не воспринимаю. Если не трудно то укажите (или пришлите на мыло) где можно почитать упомянутые российские и зарубежные публикации...

bne: МЕТОДИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом Издал его коллектив авторов (в том числе первый среди равных IMHO Петерсилье) В России следование этим рекомендациям сильно облегчает прохождение обязательной инстанции - Государственного Комитета по Запасам Петерсилье - ученик Вендельштейна, специалист в области подсчета запасов и экспериментальной петрофизики Работает во ВНИГНИ (зам директора) и ведущий эксперт ГКЗ IMHO умудряется сочетать государственные, ведомственные и личные интересы и сохранять чувство юмора и самоиронии IMHO редкое сочетание ;-) В принципе речь идет о модели Burdine (1950) - подъем воды по капиллярным трубкам разного диаметра

bne: Петерсилье на фото (3-й слева) Сюда не помещается - по ссылке http://mmell.narod.ru/Piter__1649.jpg

bne: Такое вот уравнение S.J.Cuddy SPE 65411 приводит (с коэффициентами) FOIL function = a H^b where a=0.7873, b= -0.6513, H is height above FWL FOIL это видимо FreeOil FWL - Free Water Level

bne: СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ МЕТОДИК УЧЕТА КАПИЛЛЯРНЫХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД Б.Н.Еникеев, Смирнов О.А. (ЗАО “ Пангея“) В последние десятилетия возрос интерес к обработке и использованию данных исследования капиллярных свойств горных пород для оценки параметров переходной зоны и фазовых проницаемостей. При этом существует разительное расхождение в разнообразии подходов к расчету этих свойств, применяемых западными петрофизиками, и в России. В докладе обсуждаются как разнообразные теоретические и эмпирические соотношения, применяемые для решения этих задач, так и способы идентификации их параметров (включая реализованные в системе ModERn разработанной в ЗАО ”Пангея”). Отдельно необходимо упомянуть о проблематике оценки параметров переходных зон. Помимо претензий к теоретической обоснованности кривых, получаемых по модели параллельных капилляров (уже поэтому дающих смещенные оценки), можно упомянуть и ряд иных особенностей применения их на практике. В частности, желательно выполнение следующих условий (хотя не все они указаны в явной и директивной форме): 1. построение капиллярных кривых для всего диапазона изменения пористости и проницаемости изучаемого объекта); 2. доказательство эквивалентности кривых капиллярного давления на образцах керна и в моделируемых пластах (критичное, когда имеется выраженная вторичная пористость); 3. обоснование значений параметров смачиваемости (в том числе их связь с фобностью поверхности коллекторов, в которых отмечается наличие битумов, более того, смачиваемость поверхности, как известно, подвержена гистерезисным явлениям); 4. иллюстрация сходимости получаемых результатов с данными опробования пластов (порой на приводимые кросс-плоты взаимосвязи пористости и водонасыщенности по геофизике не выносятся результаты опробования, чтобы доказать расслоение области на зоны с разными типами однофазного и многофазного течения флюида). В докладе рассматриваются особенности решения указанных задач как с позиций разрабатываемых авторами доклада подходов к моделированию и использованию петрофизических моделей, так и с учетом практики работ по интерпретации данных лабораторных анализов керна и каротажа проводимых в ЗАО “ Пангея“ и экспертного анализа в ГКЗ России. Полный текст доклада предполагается разместить по ссылке: www.petrogloss.narod.ru

BorisE: Интересно, что аккуратная обработка с построением асимптоты по кривой Тимура приводит к довольно низким значениям Кво Возникает подозрение, что успех в применении метода Бурдайна при случае может быть связан с использованием эвристических приемов оценки Кво (которые занижают роль мелких и блокированных пор) Такого рода подход напоминает прием отсечки, рекомендуемый Шершуковым для карбонатов

bne: Большая статья Л.М.Дорогиницкой (с которой встречался в этом году в Геленджике и в Хантах) Есть несколько моментов обращающих на себя особое внимание даже при шапочном просмотре 1) Нетрадиционное представление кривых капиллярометрии (в логарифмическом масштабе по оси X) 2) Отдельный петротип глинисто-пиритизированных пород (заметно более низкие сопротивления) 3) Связь Pп с ПС (квадратично) и с Кп 4) Возврат к формулам Пирсона 5) Отсутствие ссылок на западные публикации

bne: Забавную штучку увидел по объекту для Тимано-Печоры Там капиллярные кривые очень сильно отличаются для образцов с разной смачиваемостью Видимо, при экстрагировании низкопористых пород процесс не был доведен до конца

BorisE: Года два назад удалось показать, что хотя для образцов связь Кно с Кп и с Кпр слабая, но с ними совместно заметно более приличная Тогда это удалось сделать по паре месторождений Сейчас удалось и по еще одному Причем это всю Ю2 - объект не самый приятный

BorisE: В последней текущей версии ModERn сделан расчет Кв*, Кв**, Квгр И результаты как и расчетная таблица сбрасываются в EXCEL Но как-то все это мне не сильно импонирует, поскольку различия между технологическим и фактическим (по асимптоте) значениями Квс слишком велики, да и Burdine явно для сред с большой пересекаемостью и дисперсией размеров явно плохо применим

BorisE: Покойный В.А.Долицкий мне на экзамене сказал, похвалив перед этим: "Все люди рождаются честными, но по мере сдачи экзаменов эту способность теряют. Постарайтесь не потерять!" C учетом изменчивости поверхностного натяжения и кучи прочих факторов (типа того же гистерезиса смачиваемости и экстракции образцов) всегда удивляла точность прогнозов ВНК по капиллярным кривым (причем сделанным на вытеснениии газом и в атмосферных условиях) Сегодня прочел одну американску публикацию Проанализировано около 20-ти случаев Средняя ошибка прогноза - несколько футов Честность - элемент культуры!

BorisE: Что меня тут особенно удивляет - эффекты неоднородности Ясно что модель параллельных капилляров никуда не годится, но если рядом расположены пласты с трещинной пористостью и тонюсенькими капиллярами, то размеры переходных зоны в них будут очень сильно отличаться При этом они и по латерали сообщаются и равновесие устанавливается с учетом всех процессов одновременно Так что узакониваемые в России построения в духе работ Амикса 60-х годов несколько IMHO отдалены от реалий

BorisE: Интересна как эта тема соотносится с палеоВНК и битумами Пока не работаешь с реальными данными по объекту все слова на эти темы выскакивают как чертики из шкатулки А когда видишь бракованные данные, неполные описания и прочие радости - остатки сомнительного энтузиазма быстро улетучиваются

bne: Вышла очередная статья Кожевникова и Коваленко в ГЕОФИЗИКА 2010 №5 Редакция приглашает к дискуссии Надо писать

BorisE: Похоже частично вывернулся из ситуации с центрифугой тип которой не известен и тем более неясно про ротор По сходному объекту выполнены измерения в той же лаборатории и на центрифуге с указанием числа оборотов Кроме того, выполнены в другой лаборатории капиллярометрические измерения Распределения ористости и проницаемости в выборках сходны За счет этого обороты нормализовал под подходящее капиллярное давление Дальше уже проще

bne: Стал переводить их из библиотеки в PDF и поразился насколько интереснее и проще стало работать Транзакции ДОСТАТЬ, вложить мастер-диск- набрать запрос- распечатать занимают не менее 15 минут Теперь стало проще А нашел я 1) аппроксимацию капиллярных кривых по Лангмюру 2) настройку параметров переходной зоны по данном о насыщении (оптимизацией!) 3) сведения о изменении поверхностного натяжения воды и нефти с температурой и давлением

bne: Autor Hoffmann Jauge, Christian Amadeo URL http://www.tdx.cat/TDX-0518105-163209 TЁЄtol Caracterizaci§еn hidromec§Тnica de mezclas de pellets de bentonita. Estudio experimental y constitutivo.

bne: Разбито на 32 мелких файла Бентонит, эксперимент, водоудерживвающая способность, фракталы

bne: An Integral Method to Calculate Water Saturation in a Centrifuge Experiment to Determine Capillary Pressure Transport in Porous Media Springer Netherlands ISSN 0169-3913 (Print) 1573-1634 (Online) Volume 29, Number 1 / Октябрь 1997 г. DOI 10.1023/A:1006586130456 pp. 47-59 a>An Integral Method to Calculate Water Saturation in a Centrifuge Experiment to Determine Capillary Pressure Techien Chen1 a>(1) CBW Technologies Inc., 35 Edforth Rd NW, Calgary, Alberta, T3A 3V8, Canada a>Abstract The centrifuge method is commonly used to determine the capillary pressure of a porous medium, and the original approximating method for data analysis developed by Hassler and Brunner is still being used. Its limitations are, however, not well understood. Application to analyze experiments where one of the assumptions was obviously violated had been given in the literature. While the result appeared to be quite reasonable, it was not clear how close was it to reality. One of the objectives of this paper is to review the assumptions that is required to develop this method, so that the experimental condition in which it is applicable can be established. The other objective is to derive a completely different solution technique to this problem. There is no need to assume that the ratio of the inlet radius to the exit radius of the core to the center of the centrifuge be close to 1. With the freedom from this limitation it is, therefore, possible to construct machines at lower cost and to improve on the data quality by allowing longer cores. centrifuge method - capillary pressure - water saturation - algorithm ================= Discussion of Techien Chen, 1997, ‘An Integral Method to Calculate Water Saturation in a Centrifuge Experiment to Determine Capillary Pressure’ Transport in Porous Media Springer Netherlands ISSN 0169-3913 (Print) 1573-1634 (Online) Volume 31, Number 2 / Май 1998 г. DOI 10.1023/A:1006564023803 Discussion of Techien Chen, 1997, An Integral Method to Calculate Water Saturation in a Centrifuge Experiment to Determine Capillary Pressure P. Forbes1 (1) Institut Français du Pétrole, 1997-98, Rue Montoyer 75, 1040 Brussels, Belgium Abstract That discussion recognizes that the above paper deals with one of the main problems for reserves and reservoir evaluation, i.e. the determination of capillary pressure curves using the centrifuge technique. However, it is explained that the subject was not properly addressed and that sections of the paper are out of date, confusing or eventually wrong. For a more relevant overview on the subject, it is recommended to refer to the corresponding survey by the Society of Core Analysts. centrifuge method - capillary pressure - water saturations - algorithm - core analysis. ================= Reply to P. Forbes Discussion of 'An Integral Method to Calculate...', Transport in Porous Media 31, 239–244, 1998 Transport in Porous Media Springer Netherlands ISSN 0169-3913 (Print) 1573-1634 (Online) Volume 41, Number 2 / Ноябрь 2000 г. Letter to the Editor Reply to P. Forbes Discussion of ''An Integral Method to Calculate...'', Transport in Porous Media 31, 239–244, 1998 T. Chen1 (1) HBR Technologies Inc., 35 Edforth Rd NW, Calgary, AB, T3A 3V8, Canada -------------------------------------------------------------------------------- T. Chen Email: chent@cadvision.com References Chen, T.: 1999, Data reduction in centrifuge capillary pressure experiments, J. Can. Pet. Tech. 38, 20–25. Hassler, G. I. and Brunner, E.: 1945, Measurement of capillary pressures in small core samples, Trans. AIME 160, 114–123. Hermansen, H., Eliassen, O., Guo, Y. and Skjaeveland, S. M.: 1991, Capillary pressure from contrifuge – A new direct method, In: Worthington and Longeron (eds), Advances in Core Evaluation II, Reservoir Appraisal, Gordon and Breach (Reviewed Proceedings of the SCA Conference, Eurocas, London, UK, 20–22 May 1991), pp. 453–468. Ruth, D. W. and Chen, Z. A.: 1995, On the measuement and interpretation of centrifuge capillary pressure curves: The SCA survey data, The Log Analyst 36(9–10), 21–33. Ruth, D. W. and Wong, S.: 1990, Centrifuge capillary pressure curves, J. Can. Pet. Tech. 29(3), 67–72.

bne: A New Method for Calculating Two-Phase Relative Permeability from Resistivity Data in Porous Media -------------------------------------------------------------------------------- A New Method for Calculating Two-Phase Relative Permeability from Resistivity Data in Porous Media Transport in Porous Media Springer Netherlands ISSN 0169-3913 (Print) 1573-1634 (Online) Volume 74, Number 1 / Август 2008 г. DOI 10.1007/s11242-007-9178-4 pp. 21-33 A New Method for Calculating Two-Phase Relative Permeability from Resistivity Data in Porous Media Kewen Li1, 2 (1) Energy Resources Engineering, Stanford University, Stanford, USA (2) College of Engineering, Peking University, Beijing, China Received: 28 March 2006 Accepted: 16 October 2007 Published online: 13 December 2007 Abstract Many resistivity data from laboratory measurements and well logging are available. Papers on the relationship between resistivity and relative permeability have been few. To this end, a new method was developed to infer two-phase relative permeability from the resistivity data in a consolidated porous medium. It was found that the wetting phase relative permeability is inversely proportional to the resistivity index of a porous medium. The proposed model was verified using the experimental data in different rocks (Berea, Boise sandstone, and limestone) at different temperatures up to 300°F. The results demonstrated that the oil and water relative permeabilities calculated from the experimental resistivity data by using the model proposed in this article were close to those calculated from the capillary pressure data in the rock samples with different porosities and permeabilities. The results demonstrated that the proposed approach to calculating two-phase relative permeability from resistivity data works satisfactorily in the cases studied. Keywords Relative permeability model - Resistivity index - Capillary pressure - Wetting phase saturation -------------------------------------------------------------------------------- Kewen Li Email: kewenli@stanford.edu References Archie, G.E.: The electrical resistivity log as an aid in determining some reservoir characteristics. AIME Petroleum Tech. 1–8 (1942) Brooks R.H. and Corey A.T. (1966). Properties of porous media affecting fluid flow. J. Irrig. Drain. Div. 6: 61 Burdine N.T. (1953). Relative permeability calculations from pore size distribution data. Trans. AIME 198: 71 Corey A.T. (1954). The interrelation between gas and oil relative permeabilities. Prod. Mon. 19: 38 Demond A.H. and Roberts P.V. (1993). Estimation of 2-phase relative permeability relationships for organic liquid contaminants. Water Resour. Res. 29(4): 1081–1090 Fatt I. (1956). The network model of porous media, III Dynamic properties of networks with tube radius distribution. AIME Trans. 207: 164–177 Gates, J.I., Leitz, W.J.: Relative permeabilities of California cores by the capillary pressure method. Paper presented at the API meeting, Los Angeles, California, p 286 May 11 1950 Honarpour, M.M., Koederitz, L., Harvey, A.H.: Relative Permeability of Petroleum Reservoirs. CRC press, Boca Raton, Florida, USA (1986) ISBN 0-8493-5739-X, 19 King P.R. (1989). The use of renormalization for calculating effective permeability. Transport Porous Media 4: 237 Li, K., Horne, R.N.: An experimental and theoretical study of steam-water capillary pressure. SPEREE 477–482 (2001) Li K. and Horne R.N. (2004). Steam-water and air-water capillary pressures: Measurement and comparison. J. Can. Petrol.Technol. 43(7): 24–30 Li, K., Firoozabadi, A.: Phenomenological modeling of critical condensate saturation and relative permeabilities in gas condensate systems. SPEJ 138–147 (2000) Li, K., Horne, R.N.: Comparison of methods to calculate relative permeability from capillary pressure in consolidated water-wet porous media. Water Resour. Res., 42, W06405, doi: 10.1029/2005WR004482 Li, K., Williams, W.: Determination of capillary pressure function from resistivity data. Transport Porous Media (accepted, 2006) Parker J.C., Lenhard R.J. and Kuppusamy T. (1987). A parametric model for constitutive properties governing multiphase flow in porous media. Water Resour. Res. 23(4): 618–624 Pirson, S.J., Boatman, E.M., Nettle, R.L.: Prediction of relative permeability characteristics of intergranular reservoir rocks from electrical resistivity measurements. J. Petrol. Technol. 561–570 (1964) Purcell W.R. (1949). Capillary pressures-their measurement using mercury and the calculation of permeability. Trans. AIME 186: 39 Rajaram H., Ferrand L.A. and Celia M.A. (1997). Prediction of relative permeabilities for unconsolidated soils using pore-scale network models. Water Resour. Res. 33(1): 43–52 Sanyal, S.K.: The effect of Temperature on electrical resistivity and capillary pressure behavior of porous media, Ph.D. report, Stanford University, Stanford, California (1972) Van Genuchten M.T. (1980). A closed form equation for predicting the hydraulic conductivity of unsaturated soils. Soil Sci. Soc. Am. J. 44: 892–898

bne: Effect of Network Topology on Relative Permeability Transport in Porous Media Издатель Springer Netherlands ISSN 0169-3913 (Print) 1573-1634 (Online) Volume 55, Number 1 / Апрель 2004 г. DOI 10.1023/B:TIPM.0000007252.68488.43 pp. 21-46 Subject Collection Наука о Земле и окружающей среде Effect of Network Topology on Relative Permeability Ji-Youn Arns1, Vanessa Robins2, Adrian P. Sheppard1, 2, Robert M. Sok1, 2, W. V. Pinczewski1 and Mark A. Knackstedt1, 2 (1) School of Petroleum Engineering, University of New South Wales, Sydney, NSW 2052, Australia (2) Department of Applied Mathematics, Research School of Physical Sciences and Engineering, Australian National University, Canberra, ACT 0200, Australia Abstract We consider the role of topology on drainage relative permeabilities derived from network models. We describe the topological properties of rock networks derived from a suite of tomographic images of Fontainbleau sandstone (Lindquist et al., 2000, J. Geophys. Res. 105B, 21508). All rock networks display a broad distribution of coordination number and the presence of long-range topological bonds. We show the importance of accurately reproducing sample topology when deriving relative permeability curves from the model networks. Comparisons between the relative permeability curves for the rock networks and those computed on a regular cubic lattice with identical geometric characteristics (pore and throat size distributions) show poor agreement. Relative permeabilities computed on regular lattices and on diluted lattices with a similar average coordination number to the rock networks also display poor agreement. We find that relative permeability curves computed on stochastic networks which honour the full coordination number distribution of the rock networks produce reasonable agreement with the rock networks. We show that random and regular lattices with the same coordination number distribution produce similar relative permeabilities and that the introduction of longer-range topological bonds has only a small effect. We show that relative permeabilities for networks exhibiting pore–throat size correlations and sizes up to the core-scale still exhibit a significant dependence on network topology. The results show the importance of incorporating realistic 3D topologies in network models for predicting multiphase flow properties. two-phase flow - relative permeability - network models - topology На мой взгляд в SPWLA статья более подробна

bne: Экспертируя оперативный подсчет впервые столкнулся с ситуацией когда пересчетные по центрифуге давления слегка варьируют Причиной оказалось то, что различаются размеры образцов и авторы честно внесли это в расчетные давления Обычно просто пишут число оборотов и привет Вот теперь и изобретай как это обрабатывать? Интерполировать или продумывать как переделывать программу Понятно, что на самом деле причина в отсутствии стандартизации

bne: Остаточная насыщенность по нефти и воде Если по воде для гидрофильных пород имеем гиперболу, то казалось бы быть гиперболе и по остаточной нефти для гидрофобных пород (физику вроде как никто не отменял) Однако, не видел таких работ (вчера Googlил основательно) и у самого не рисуется столь же убедительно Подозреваю, что проблема в подготовках образцах и методтиках проведения экспериментов

Andrew: Борис Николаевич, может у вас завалялась формула перегона ГГК-П большой (в импульсах) и ГГК-П малый (в импульсах) в ГГК-П (г/см^3)? Некоторые товарищи пишут большой и малый зонды плотностного в импульсах, а в плотности не перегоняют и не прикладывают шапки и эталонные единицы и в LASе не указывают ничего. Как можно решить сложившуюся проблему.

bne: Он в ПАНГЕЕ главный по радиометрии

bne: Попробую сегодня отсканировать и выложить

bne: Вроде как это про то http://mmell.narod.ru/GGP_Rezvanov.jpg

bne: Интересны два ограничения модели капиллярных цилиндров 1) квадратные и прямоугольные (а есть подозрение, что и любые иные формы пор дают смещенную высоту подъема) Видимо срабатывает что-то типа изопериметрических неравенств... 2) при определенных параметрах геометрии капилляров значимыми оказывается соотношения геометрии и угла смачивания (это означает, что ПРОЩАЙ ПОДОБИЕ!) Нет уникального состояния равновесия выделяющегося резко Много локальных минимумов (в физике процесс называют "чертова лестница" ("лестница Иакова")

Василий: Никто случайно не догадывается почему так происходит?

bne: Что-нибудь про состав и насыщающую воду известно? При рыхлой породе, пресной воде и наличии смектитов возможно заиление и закупорка капилляров Измерялась ли абсолютная проницаемость после опытов Само собой я не экспериментатор и это соображения практически дилетанта

Василий: Вот, нашел такие фразы в отчёте: ...Анализ совместимости жидкостей показал потенциальную несовместимость с морской водой, т.к. при закачке морской воды проницаемость Kw уменьшилась. При нагнетании речной воды, соляного раствора хлорида кальция или бикарбоната очевидных проблем, связанных с совместимостью, не наблюдалось. ...

bne: Выпадение в осадок (я про это и не подумал) И могли быть игры с температурой (чувствительность идет по Аррериусу и небольшое изменение температуры приводит к резкому снижению растворимости) Неясно насколько термостатирована установка

Василий: Скорее всего вы правы. Пластовая темпепература 60-70C. А исследования они проводили 20С.

bne: Все равно в лабораторном эксперименте падения проницаемости могло бы быть только из-за кальматации или выпадения в осадок Но вроде ни того ни другого быть не должно Видимо в пластовых условиях скорее идет растворение чем осаждение, но экспеимент тут не причем Так что проблема интеркепретации измерений остается

Василий:

Andrew: Борис Николаевич, вы не подскажете что такое "bin porosity" (написано в описании к кривой CBP)? Их ещё около восьми разных градаций.

bne: Видимо это дифференциация пор по размерам (как ее и выдают на кривых NMR)

Andrew: Ох уж этот западный каротаж, чего только не замеряют.

Василий: Они разбивают на бины когда не проводят специальных исследовани, для этой самой дифферресиции, т.е. не делают метода отсечек. Бины это грубое разбиение.

bne: Как можно сопоставлять кривые капилляриметрии (контролируемые пережимами решеток пор) с кривыми отражающими истинное распределение капилляров Подобное сравнение необходимо должно было бы включать характеристики топологии соединения капилляров

ShadowRaven: как правило это пористость "нарезанная" по определенным значениям граничных значений Т1 или Т2, используется например для рассчета SBVI

bne: London Petrophysical Society Basic Formation Evaluation One-day Seminar “Fluids in the Reservoir: Understanding Capillary Pressure and Saturation Height Functions” Monday 14th December 2009 at the Geological Society, London Ten Confirmed Talks Capillary Pressure Theory: Mike Lovell (Leicester University) - "Fluids in the Reservoir; How Capillary Pressure and Reservoir Properties Control Fluid Distribution." Lab Measurements of Capillary Pressure: Carlos Grattoni (Leeds University) - "All Roads Lead to Rome: Water Saturation at Capillary Equilibrium in the Core" Saturation Height Function Models: Steve Cuddy (Baker RDS) and Alan Johnson (Shell) - ‘Established Saturation Height Function Models’ Free Water Levels and Contact Location: Jonathan Lean (Hess Services UK Ltd) - "Finding the Fluid Contact or Free Water Level - and what is the Difference?" Wettability: Richard Arnold (Core Laboratories (U.K) Ltd) – “Wettability: Basic Concepts and Laboratory Determinations” Saturation Height Function Case Studies: Craig Lindsey (Baker RDS) - "Does My Transition Zone Look Big in This - Effective Integration of Core Data to Improve Your Saturation Height Model" Richard Harris (Hess Services UK Ltd) - "Continuing Evolution of Saturation/Height Concepts in the North Sea Chalk" Colin McPhee (Senergy) - “Saturation Height from Core: Back to the Future” Joe Pumphrey (Logicom) - QSCAL Software ===================== Интересны участники и разработчики софта

bne: Interfacial area based variable tortuosity-connectivity for unsaturated media: A comparison using MillerЁCMiller scaling and AryaЁCParis model Interfacial area based variable tortuosity-connectivity for unsaturated media: A comparison using MillerЁCMiller scaling and AryaЁCParis model Raziuddin Khaleel Fluor Government Group, Richland, Washington, USA The tortuosity and/or pore connectivity factor, ¦У, in unsaturated media is typically represented by S e , where S e = effective saturation. The exponent is treated as an optimized parameter with typical values of 0.5 and 2, respectively, for Mualem and Burdine-type models. In this study, the tortuosity and/or connectivity term in Mualem and Burdine models is replaced by a normalized ratio, ¦У(S e = 1) / ¦У(S e); ¦У(S e) is the ratio of airЁCwater interfacial area for a soil sample to the interfacial area for the corresponding idealized capillary bundle. The interfacial area for a soil sample is based on Leverett's (1941) thermodynamic considerations and is obtained by integrating the area under the laboratory-measured moisture retention curve. In addition to MillerЁCMiller scaling used in an earlier work, the idealized medium retention curve in this study is based on translation via the AryaЁCParis (AP) model of the particle size distribution data for a soil sample into its pore size distribution. The saturation-dependent, variable tortuosity concept is tested for 24 fine-textured samples in addition to 22 coarse-textured samples considered in the earlier study. For both fine- and coarse-textured samples, the interfacial area based variable ¦У(S e) formulation provides at least as good a fit of the measured and predicted unsaturated hydraulic conductivities, K, as a function of moisture content, , as the standard BrooksЁCCoreyЁCBurdine and van GenuchtenЁCMualem models. Specifically, for the fine-textured samples, BrooksЁCCoreyЁCBurdine K() predictions based on the variable ¦У(S e) model compare well with K() measurements, with an r 2 of 0.86, a regression slope of 1.02, and a relatively low residual mean squared deviation of 1.13. Unlike the Burdine (S e 2) and Mualem (S e 0.5) empirical models, the ¦У(S e)-based model parameters have explicit physical significance because the interfacial area in unsaturated media can be measured using interfacial tracers. The use of the AP model to represent the idealized medium retention data suggests its broader applicability for both fine- and coarse-textured media. Received 3 October 2007; accepted 10 June 2008; published 11 September 2008. Citation: Khaleel, R. (2008), Interfacial area based variable tortuosity-connectivity for unsaturated media: A comparison using MillerЁCMiller scaling and AryaЁCParis model, Water Resour. Res., 44, W09420, doi:10.1029/2007WR006572. §і§д§С§д§о§р §Ъ§Я§д§Ц§в§Ц§г§Я§а §Т§н §Ф§Э§с§Я§е§д§о, §Я§а §Я§Ц §Я§С§к§Ц§Э

bne: Отличие запасов и извлекаемых запасов можно начинать вести еще от петрофизики, разделяя наличие углеводородов и извлекаемых углеводородов Одно понятие - объемное, а второе ужке транспортное Но ровно тут и начинаются неприятности, особенно при низкой пористости (вроде тут нередко играет роль еще и недостаточный объем осреднения и неоднородность)

Василий: Ситуация такая. Исследования ОФП проводили амереканцы: Вязкость использованной нефти 60 сП. (t - 20C) Через n-ое время исследования ОФП проводит Китай: Вязкость использованной нефти 800 сП. (t-20 C) Читаю отчеты исследований пластовой нефти разных годов- среднеее значение вязкости пластовой нефти = 380 сП, среднее значение вязкости дегазированной нефти = 800 сП. Понятно, что Китайцы моделировали ОФП используя дегазированную нефть. Вопрос, почему амереканцы исспользовали нефть с такой низкой вязкостию, есть ли этому какое либо оправдание или объяснение????

boris_Stambul: И вязкость совсем низкая Может опечатка?

bne: По приличной выборке получил более хитрые регрессии чем у Леверетт Одновременно играют и произведение пористости на давление и логарифм проницаемости и другие члены На первых двух шагах коэффициент детерминации повышается от 0.56 до 0.75

bne: Пришлось таки уменьшить выборку почти вдвое - выбросив неколлекторы Зато коэффициент корреляции резко подрос и зависимости стали заметно нелинейными

bne: Для Индии измеряют капиллярные кривые в расширенном варианте - нефть-вода (вместо газа) - режим впитывания - значение водонасыщенности не только среднее, но и на границе раздела Пока не приспособился это обрабатывать, но ошибки можно оценивать

bne: Видимо при впитывании идет просто вакуумирование с соответствующими давлениями Но тогда можно пытаться оценивать и гистерезис и прочие игры

bne: Гималтдинова Айгуль Фадисовна Название работы: Комплексные геофизические исследования разноуровневых водонефтяных контактов малоамплитудных залежей Западной Сибири Реферат: Актуальность исследований. Подсчет запасов нефтяного месторождения базируется на оценке объема порового пространства коллекторов, заполненного углеводородами. Согласно (Методические рекомендации, 2003) при подсчете геологических запасов границей раздела между зоной однофазной фильтрации (из которой в первоначальный период эксплуатации получают безводные притоки нефти) и зоной двухфазной фильтрации (из которой получают притоки воды с тем или иным количеством нефти) является контакт ВНК*; а нижней границей между зоной двухфазной фильтрации и залежью в целом контакт ВНК. Подсчет запасов нефти рекомендуется проводить до нижней границы залежи ВНК, поэтому обычно при исследовании месторождений изучают положение ВНК. Несмотря на это, в работе предлагается использовать ВНК* по ряду причин. Во-первых, значение водонасыщенности на уровне ВНК* может быть определено через остаточную водонасыщенность, используя капиллярные кривые, на ВНК через остаточную нефтенасыщенность по измерениям относительной фазовой проницаемости. Как правило, второй вид исследований выполняется гораздо реже первого в силу своей дороговизны, поэтому использование ВНК* статистически более точно и обосновано. Во-вторых, для решения поставленных задач возможно применение как ВНК*, так и ВНК. Опыт изучения положения ВНК показывает, что достаточно часто его глубина не является фиксированной величиной на площади месторождения. Существует немало примеров месторождений, характеризующихся разноуровневыми водонефтяными контактами в пределах одного продуктивного пласта. К примеру, только в Западной Сибири известны такие месторождения как Вахское, Двуреченское, Крапивинское, Лугинецкое. Определение первичного уровня ВНК и выявление причин разного положения ВНК является ключевой задачей при оценке углеводородного потенциала месторождения при проведении геолого-разведочных работ с целью поиска и разведки месторождений нефти и газа. Корректное определение положения ВНК позволяет более надежно оценивать запасы углеводородного сырья и точнее оценивать экономический эффект при разработке месторождения. Изучение и учет изменения положения ВНК и геологических факторов разноуровневого ВНК дает возможность выбирать направление проведения разведочных работ для увеличения площади месторождения. Изменение положения водонефтяного контакта связывают с целым рядом геологических факторов: гидродинамический фактор; изменение температуры и минерализованности пластовой воды на разных участках месторождения (Сайкин С.Ф., 1964); разница в капиллярных свойствах коллектора на различных участках пласта (Большаков Ю.Я., 1995); наличие литологических барьеров, препятствующих фильтрации флюидов; тектонические нарушения, играющие роль экранов и разделяющие месторождение на изолированные области; гидродинамическая несвязанность отдельных участков месторождения в связи с фациальной неоднородностью продуктивного пласта. Особенно актуальна и сложна задача выявления причин разного положения водонефтяного контакта на малоамплитудных месторождениях с небольшими перепадами уровня ВНК*. Трудности, прежде всего, связаны с тем, что пологая структура месторождения и незначительные перепады ВНК* залежей продуктивных пластов не позволяют в полной мере использовать возможности сейсмических данных в силу ограниченной разрешающей способности последних. Кроме этого, необходимо учитывать, что первичное положение ВНК* может измениться вследствие разработки месторождения и влияния заводнения в процессе эксплуатации. Указанные выше факторы значительно осложняют задачу выявления причин разного положения ВНК* на месторождении и требуют комплексного подхода к интерпретации геолого-геофизической информации, включающего изучение условий осадконакопления, истории тектонического развития, а также вторичных преобразований, обусловленных влиянием постседиментационных процессов. В качестве объекта исследований было выбрано одно из месторождений, расположенное на юго-восточной окраине Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ). Выбор объекта определялся, с одной стороны, его геологическим строением, соответствующим описанной задачи, а, с другой стороны, наличием данных 3Д сейсморазведки и большим количеством пробуренных скважин. Выбранный объект типичен для Западно-Сибирского НГБ, а рассматриваемые в работе приемы исследований легко распространить на другие месторождения региона. Основной целью работы является разработка методики выявления причин разноуровневого положения водонефтяного контакта малоамплитудных залежей на основании комплекса геолого-геофизической информации. Определение положения водонефтяного контакта, оценка изменений его уровня и выявление причин изменения положения ВНК* предполагает решение следующих основных задач: 1. анализ и обобщение имеющегося петрофизического материала, расчет пористости и насыщенности коллекторов; 2. разработка методики литологической типизации разреза; 3. анализ положения ВНК* и выделение блоков с его близким положением по данным ГИС и испытаний продуктивных пластов; 4. сопоставление положения ВНК* с капиллярным подъемом в породах разного литологического состава; 5. оценка положения зеркала свободной воды, выделение блоков с единым положением зеркала свободной воды; 6. определение фациальной принадлежности продуктивных пластов; 7. сопоставление результатов интерпретации сейсмических данных с положением зеркала свободной воды; 8. выявление основных факторов, контролирующих разный уровень ВНК*. Научная новизна работы: Разработан и обоснован способ расчета интервального времени прохождения продольной волны в породе и плотности породы по ограниченному комплексу ГИС (ГК, ПС, НК, сопротивление) на основании специальной петрофизической настройки. Предложена и обоснована методика определения положения зеркала свободной воды по комплексу ГИС на основании построения функции Леверетта для выделенных по методам ГК и ПС литотипов пород. Для условий малоамплитудных интенсивно разбуренных месторождений предложена методика выделения границ блоков с разным положением ВНК*, основанная на определении уровня зеркала свободной воды, выделении областей предполагаемых границ блоков по зеркалу свободной воды, их локализации по сейсмическим атрибутам. Защищаемые положения: 1. Расчет концентраций макрокомпонент в породе по комплексу ГИС с предварительной петрофизической настройкой позволяют оценить значения интервального времени прохождения продольной волны в породе и плотности породы в скважинах. 2. Выделение по комплексу ГИС двух типов коллекторов по фильтрационно-емкостным свойствам и использование соответствующих зависимостей функции Леверетта от водонасыщенности позволяют оценивать высоту подъема воды над зеркалом свободной воды и определять коэффициент нефтенасыщенности коллекторов на любой высоте от зеркала свободной воды. 3. Для обоснования блокового строения малоамплитудных интенсивно разбуренных месторождений по комплексу ГИС фиксируются положения первичного ВНК*, рассчитываются глубины зеркала свободной воды, выделяются зоны с единой глубиной зеркала, а в зоне перепада положения зеркала выделяются границы блоков по сейсмическим атрибутам, результатам анализа условий осадконакопления и наличия вторичных преобразований пород. Практическая значимость: На основании анализа результатов интерпретации данных ГИС и 3Д-сейсморазведки выявлены основные факторы, повлиявшие на формирование современных залежей (Ю12, Ю13) в верхнеюрских пластах исследуемого месторождения: тектонические движения, которые привели к образованию микроблоков; заполнение ловушки с образованием палеоВНК; расформирование залежей в результате неотектонических подвижек и формирование современных залежей. Обоснование блокового строения месторождения и уточнение контура нефтеносности в результате выполненных исследований позволили выявить перспективные области, не охваченные эксплуатационным бурением, и определить направления дальнейшего бурения. Кроме этого, предложенная блоковая модель месторождения послужила основой для выполнения пересчета запасов углеводородов, по результатам которого прирост запасов составил 5 %. Реализованная в работе технология оценки показаний методов АК и ГГК-п, а также способ определения положения зеркала свободной воды с учетом литологического состава пород-коллекторов и расчета нефтенасыщенности коллекторов по вертикали с помощью функции Леверетта после петрофизической настройки на условия месторождения могут использоваться при изучении месторождений Западной Сибири, близких по условиям осадконакопления. Апробация работы и публикации. Основные положения работы докладывались на Российской конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной "Году Планеты Земля" (г. Москва, 2009 г.); международной научно-практической конференции по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов "Геомодель" (г. Геленджик, 2008 г. и 2010 г.); международных конференциях "Наука и новейшие технологии при поисках, разведке и разработке месторождений полезных ископаемых" и "Ломоносов" (г. Москва, 2006 г.); а также на семинарах кафедр геологии и геохимии горючих ископаемых, сейсмометрии и геоакустики геологического факультета Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова. Основные положения диссертации и результаты исследований по различным направлениям работы изложены в 7 публикациях, из них 2 в журналах, рекомендованных ВАК. Структура и объем работы. Диссертационная работа общим объемом 137 страниц состоит из введения, пяти глав и заключения. Список использованных литературных источников включает 95 наименований. Работа над диссертацией была начата на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых и закончена на кафедре сейсмометрии и геоакустики геологического факультета Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова под руководством кандидата технических наук, доцента Г.А. Калмыкова. Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю, доценту, кандидату технических наук Г.А. Калмыкову за внимание и поддержку при написании работы. Автор благодарен Г.Г. Топуновой и Г.В. Перовой за консультации и поддержку на всех этапах работы над диссертацией, М.И. Верещагиной, А.Е. Харитонову за неоценимую помощь и консультации при написании отдельных глав. Автор признателен В.А. Богословскому, Б.А. Никулину, А.А. Никитину, Е.Е. Карнюшиной, Е.В. Соболевой, В.С. Белохину за советы и полезные рекомендации. Автор выражает благодарность Г.Г. Кравченко за предоставленную возможность ознакомиться с его диссертационной работой. Автор искренне благодарен Н.Л. Кашиной за конструктивную критику и всестороннюю поддержку. Отдельно автор благодарит членов семьи и друзей, без постоянной поддержки которых было бы невозможно написание работы. http://geo.web.ru/db/disser/view.html?mid=1186139

bne: SPE 17686 Residual Oil Saturations Determined by Core Analysis Kennaird, T., Core Laboratories Intl. Ltd. (Singapore) This paper was prepared for presentation at the 7th Offshore South East Asia Conference held in Singapore, 2-5 February 1988. This paper was selected for presentation by a programme committee following review of information in an abstract. Contents of the paper have not been reviewed by OSEA and are subject to correction by the author(s). ABSTRACT Residual oil saturation determined by several laboratory techniques on core plug specimens from a variety of lithologies in the Asia-Pacific region have been correlated to porosity , initial water saturation and permeability. To some extent, residual oil decreased with increasing initial water saturation and decreasing permeability . For the same mean hydraulic radius ( ) residual oil left after gas-drive was much higher than that for a water-drive. On the average, residual oil saturation from steady-state water-oil relative permeability data were higher than those from the unsteady-state floods. This is an apparent reflection of the fact that steady-state floods are typically conducted at lower flow-rates than unsteady-state floods.

bne: Борисов Александр Геннадьевич Специальность: 25.00.12-Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений Тема диссертации: Моделирование капиллярных свойств коллекторов с целью решения промыслово-геологических задач и повышения энергоэффективности вытеснения нефти водой Дата защиты: 13 декабря 2013 г. Диссертационный совет: Диссертационный совет Д 212.273.05 при Тюменском государственном нефтегазовом университете ( 625000, г.Тюмень, ул.Володарского, 56, Институт геологии и нефтегазодобычи) Дата публикации объявления: 11 ноября 2013 г. URL автореферата: http://elib.tsogu.ru/files/2013/11/Borisov_A.G..doc/

bne: The effects of wettability and trapping on relationships between interfacial area, capillary pressure and saturation in porous media: A pore-scale network modeling approach Behrooz Raeesi, Mohammad Piri Journal of Hydrology 376 (2009) 337–352 We use a three-dimensional mixed-wet random pore-scale network model to investigate the impact of wettability and trapping on the relationship between interfacial area, capillary pressure and saturation in two-phase drainage and imbibition processes. The model is a three-dimensional network of interconnected pores and throats of various geometrical shapes. It allows multiple phases to be present in each capillary element in wetting and spreading layers, as well as occupying the center of the pore space. Two different random networks that represent the pore space in Berea and a Saudi Arabia reservoir sandstone are used in this study. We allow the wettability of the rock surfaces contacted by oil to alter after primary drainage. The model takes into account both contact angle and trapping hystereses. We model primary oil drainage and water flooding for mixed-wet conditions, and secondary oil injection for a water-wet system. The total interfacial area for pores and throats are calculated when the system is at capillary equilibrium. They include contributions from the arc menisci (AMs) between the bulk and corner fluids, and from the main terminal menisci (MTMs) between different bulk fluids. We investigate hysteresis in these relationships by performing water injection into systems of varying wettability and initial water saturation. We show that trapping and contact angle hystereses significantly affect the interfacial area. In a strongly water-wet system, a sharp increase is observed at the beginning of water flood, which shifts the area to a higher level than primary drainage. As we change the wettability of the system from strongly water-wet to strongly oil-wet, the trapped oil saturation decreases significantly. Starting water flood from intermediate water saturations, greater than the irreducible water saturation, can also affect the non-wetting phase entrapment, resulting in different interfacial area behaviors. This can increase the interfacial area significantly in oil-wet systems. A qualitative comparison of our results with the experimental data available in literature for glass beads shows, with some expected differences, an encouraging agreement. Also, our results agree well with those generated by the previously developed models.

BNE(ОПЕРА): В отечественной практике используется обычно крайне редко Хотя некто Иванов (кажется Казахстан. начало 70-х) связывал с проницаемостью Попали в руки данные по которым можно его оценить Но хотя это сильноглинистые песчаники - первое впечатление позитивное Причем есть еще и ртутная порометрия и ЯМР

bne: PREDICTION OF WATER-FLOODING PERFORMANCE IN CORE SCALE: COMPARISON OF NUMERICAL SIMULATOR, NEURAL NETWORK AND CORRELATION a Ghoodjani, E. 1; b Bolouri, S. H. a Sharif University of Technology, Tehran, Iran b Shahid Bahonar University, Kerman, Iran ABSTRACT A sensitivity analysis was performed on different parameters affecting recovery factor of water-flooding. A correlation was developed for estimation of the water-flood performance in core scale and constant injection rate experiments. The correlation was based on more than 230 numerical simulator runs for a wide range of porosity, permeability, viscosity ratio and pore size distribution in long core. Also, a neural network for prediction of water-flood recovery factor was created. The results show that the proposed correlation is reliable in a full range of parameters where the neural network fails to estimate water-flood performance in some intervals. The correlation may be used in reverse direction, if the recovery factor is known; the pore size distribution index can be estimated.

bne: ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ФАЗОВОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПО КРИВЫМ КАПИЛЛЯРНОГО ДАВЛЕНИЯ АФАНАСЬЕВ ВИТАЛИЙ СЕРГЕЕВИЧ, АФАНАСЬЕВ СЕРГЕЙ ВИТАЛЬЕВИЧ1 КАРОТАЖНИК Номер: 6 (288) Год: 2018 Страницы: 50-72 УДК: 550.85 ====================== Так уж оно легло, что мы публикациями не обмениваемся

полная версия страницы