Относительная проницаемость - Relative permeability

Эта статья посвящена относительной проницаемости при многофазном потоке в пористой среде. Относительную магнитную проницаемость см. Проницаемость (электромагнетизм) § Относительная проницаемость и магнитная восприимчивость.

В многофазный поток в пористая среда, то относительная проницаемость фазы - безразмерная мера эффективной проницаемости этой фазы. Это отношение эффективной проницаемости этой фазы к абсолютной проницаемости. Его можно рассматривать как адаптацию Закон Дарси к многофазному потоку.

Для двухфазного течения в пористой среде в стационарных условиях можно записать

${displaystyle q_{i}=-{frac {k_{i}}{mu _{i}}}abla P_{i}qquad { ext{for}}quad i=1,2}$

куда ${displaystyle q_{i}}$ это поток, ${displaystyle abla P_{i}}$ перепад давления, ${displaystyle mu _{i}}$ вязкость. Нижний индекс ${displaystyle i}$ указывает, что параметры относятся к фазе ${displaystyle i}$.

${displaystyle k_{i}}$ здесь фазовая проницаемость (т.е. эффективная проницаемость фазы ${displaystyle i}$), как видно из приведенного выше уравнения.

Относительная проницаемость, ${displaystyle k_{mathit {ri}}}$, для фазы ${displaystyle i}$ тогда определяется из ${displaystyle k_{i}=k_{mathit {ri}}k}$, так как

${displaystyle k_{mathit {ri}}=k_{i}/k}$

куда ${displaystyle k}$ это проницаемость пористой среды в однофазном потоке, т.е. абсолютная проницаемость. Относительная проницаемость должна быть от нуля до единицы.

В приложениях относительная проницаемость часто представляется как функция водонасыщенность; однако из-за капиллярный гистерезис часто прибегают к функции или кривой, измеренной при дренаж а другой измеряется под впитывание.

В соответствии с этим подходом течение каждой фазы сдерживается присутствием других фаз. Таким образом, сумма относительных проницаемостей по всем фазам меньше 1. Однако кажущиеся относительные проницаемости больше 1 были получены, так как подход Дарсана не учитывает эффекты вязкой связи, возникающие в результате передачи импульса между фазами (см. Предположения ниже). Эта связь может увеличить поток, а не препятствовать ему. Это наблюдалось в нефтяных коллекторах с тяжелой нефтью, когда газовая фаза течет в виде пузырьков или пятен (отсоединенных).^[1]

Допущения при моделировании

Приведенную выше форму закона Дарси иногда также называют расширенным законом Дарси, сформулированным для горизонтальных, одномерных, несмешиваемый многофазный поток в однородных и изотропный пористая среда. Взаимодействиями между флюидами пренебрегают, поэтому эта модель предполагает, что твердая пористая среда и другие флюиды образуют новую пористую матрицу, через которую может течь фаза, подразумевая, что границы раздела жидкость-жидкость остаются статичными в установившемся потоке, который неправда, но это приближение все равно оказалось полезным.

Каждое из фазовых насыщений должно быть больше, чем неснижаемое насыщение, и каждая фаза считается непрерывной в пористой среде.

На основании данных экспериментов специальной лаборатории анализа керна (SCAL),^[2] упрощенные модели относительной проницаемости как функции насыщения (например, водонасыщенность ) можно построить. В этой статье речь пойдет о системе масло-вода.

Масштабирование насыщенности

Водонасыщение ${displaystyle S_{mathit {w}}}$ - доля порового объема, заполненного водой, и аналогично для нефтенасыщенности. ${displaystyle S_{mathit {o}}}$. Таким образом, насыщенности сами по себе являются масштабируемыми свойствами или переменными. Это дает ограничение

${displaystyle S_{mathit {w}}+S_{mathit {o}}=1Leftrightarrow S_{mathit {w}}=1-S_{mathit {o}}}$

Поэтому модельные функции или корреляции для относительных проницаемостей в системе нефть-вода обычно записываются как функции только водонасыщенности, и это делает естественным выбор водонасыщенности в качестве горизонтальной оси в графических представлениях. Позволять ${displaystyle S_{mathit {wir}}}$ (также обозначается ${displaystyle S_{mathit {wc}}}$ и иногда ${displaystyle S_{mathit {wr}}}$) - неприводимая (или минимальная, или связанная) водонасыщенность, и пусть ${displaystyle S_{mathit {orw}}}$ - остаточная (минимальная) нефтенасыщенность после заводнения (впитывания). Окно насыщения проточной водой в процессе проникновения / закачки / впитывания воды ограничено минимальным значением ${displaystyle S_{mathit {wir}}}$ и максимальное значение ${displaystyle S_{mathit {wor}}=1-S_{mathit {orw}}}$. В математических терминах текущее окно насыщения записывается как

${displaystyle S_{mathit {wir}}leq S_{mathit {w}}leq S_{mathit {wor}}=1-S_{mathit {orw}}}$

Нормализация значений водонасыщенности

Масштабируя водонасыщенность до текущего окна насыщенности, мы получаем (новое или другое) нормированное значение водонасыщенности.

${displaystyle S_{mathit {wn}}=S_{mathit {wn}}(S_{w})={frac {S_{w}-S_{mathit {wir}}}{1-S_{mathit {wir}}-S_{mathit {orw}}}}={frac {S_{w}-S_{mathit {wir}}}{S_{mathit {wor}}-S_{mathit {wir}}}}}$

и нормированное значение нефтенасыщенности

${displaystyle S_{mathit {on}}=1-S_{mathit {wn}}={frac {S_{o}-S_{mathit {orw}}}{1-S_{mathit {wir}}-S_{mathit {orw}}}}}$

Конечные точки

Позволять ${displaystyle K_{mathit {row}}}$ - относительная проницаемость нефти, и пусть ${displaystyle K_{mathit {rw}}}$ быть относительной водопроницаемостью. Есть два способа масштабирования фазовой проницаемости (т.е. эффективной проницаемости фазы). Если масштабировать фазовую проницаемость относительно абсолютная водопроницаемость (т.е. ${displaystyle S_{mathit {w}}=1}$), мы получаем параметр конечной точки для относительной проницаемости как по нефти, так и по воде. Если масштабировать фазовую проницаемость относительно нефтенасыщенность при наличии неснижаемой водонасыщенности, ${displaystyle K_{mathit {row}}}$ конечная точка одна, и у нас остается только ${displaystyle K_{mathit {rw}}}$ параметр конечной точки. Чтобы удовлетворить оба варианта в математической модели, обычно используются два символа конечных точек в модели для двухфазной относительной проницаемости. Параметры конечных точек / конечных точек относительной проницаемости для нефти и воды:

${displaystyle {egin{aligned}K_{mathit {row}}(S_{mathit {wir}})=K_{mathit {rot}}&&and&&K_{mathit {rw}}(S_{mathit {wor}})=K_{mathit {rwr}}end{aligned}}}$

У этих символов есть свои достоинства и ограничения. Символ ${displaystyle K_{mathit {rot}}}$ подчеркните, что он представляет собой верхнюю точку ${displaystyle K_{mathit {row}}}$. Это происходит при неснижаемой водонасыщенности, и это наибольшее значение ${displaystyle K_{mathit {row}}}$ что может произойти при начальной водонасыщенности. Символ конкурирующей конечной точки ${displaystyle K_{mathit {ror}}}$ происходит в потоке набухания в нефтегазовых системах. Если в основе проницаемости лежит нефть с невосстанавливаемой водой, тогда ${displaystyle K_{mathit {rot}}=1}$. Символ ${displaystyle K_{mathit {rwr}}}$ подчеркивает, что это происходит при остаточной нефтенасыщенности. Альтернативный символ для ${displaystyle K_{mathit {rwr}}}$ является ${displaystyle K_{mathit {rw}}^{o}}$ что подчеркивает, что эталонная проницаемость - это проницаемость для нефти с неснижаемой водой. ${displaystyle S_{mathit {wir}}}$ настоящее время.

Затем модели относительной проницаемости для нефти и воды записываются как

${displaystyle {egin{aligned}K_{mathit {row}}=K_{mathit {rot}}cdot K_{mathit {rown}}(S_{mathit {wn}})&&and&&K_{mathit {rw}}=K_{mathit {rwr}}cdot K_{mathit {rwn}}(S_{mathit {wn}})end{aligned}}}$

Функции ${displaystyle K_{mathit {rown}}}$ и ${displaystyle K_{mathit {rwn}}}$ называются нормализованными относительными проницаемостями или функциями формы для нефти и воды соответственно. Параметры конечной точки ${displaystyle K_{mathit {rot}}}$ и ${displaystyle K_{mathit {rwr}}}$ (что является упрощением ${displaystyle K_{mathit {rwor}}}$) являются физическими свойствами, которые получены либо до, либо вместе с оптимизацией параметров формы, присутствующих в функциях формы.

В статьях, посвященных моделям относительной проницаемости и моделированию, часто встречается много символов. Ряд занятых основных аналитиков, инженеров-разработчиков и ученых часто не используют утомительные и трудоемкие индексы и пишут, например, Кроу вместо ${displaystyle K_{mathit {row}}}$ или же ${displaystyle k_{mathit {row}}}$ или относительная проницаемость по крау или маслу. Поэтому следует ожидать и принимать разнообразные символы, если они объяснены или определены.

Влияние условий проскальзывания или отсутствия проскальзывания в поровом потоке на параметры конечной точки обсуждается Бергом и другими.^[3][4]

Кори-модель

Часто используемым приближением относительной проницаемости является корреляция Кори.^[5][6][7]который является сила закона в насыщенности. Тогда корреляции Кори относительной проницаемости для нефти и воды

Пример корреляции Кори для потока набухания с ${displaystyle N_{mathit {o}}}$ = ${displaystyle N_{mathit {w}}=2}$ и ${displaystyle K_{mathit {rwr}}=0.6}$.

${displaystyle K_{mathit {row}}(S_{w})=K{_{mathit {rot}}}(1-S_{mathit {wn}})^{N_{mathit {o}}}}$

${displaystyle ,,K_{mathit {rw}}(S_{w})=K{_{mathit {rwr}}}S_{mathit {wn}}^{N_{mathit {w}}}}$

Если в качестве основы проницаемости используется обычная нефть с неснижаемой водой, тогда ${displaystyle K_{mathit {rot}}=1}$.

Эмпирические параметры ${displaystyle N_{mathit {o}}}$ и ${displaystyle N_{mathit {w}}}$ называются параметрами формы кривой или просто параметрами формы, и их можно получить из данных измерений либо путем аналитической интерпретации данных измерений, либо путем оптимизации с использованием числового симулятора потока керна для согласования с экспериментом (часто называемого согласованием истории). ${displaystyle N_{mathit {o}}}$ = ${displaystyle N_{mathit {w}}=2}$ иногда уместно. Физические свойства ${displaystyle K_{mathit {rot}}}$ и ${displaystyle K_{mathit {rwr}}}$ получены либо до, либо вместе с оптимизацией ${displaystyle N_{mathit {o}}}$ и ${displaystyle N_{mathit {w}}}$.

В случае системы газ-вода или системы газ-нефть есть корреляции Кори, аналогичные корреляциям относительных проницаемостей нефть-вода, показанным выше.

LET-модель

Корреляция Кори или модель Кори имеет только одну степень свободы для формы каждой кривой относительной проницаемости, параметр формы N.^[8][9] добавляет больше степеней свободы, чтобы приспособиться к форме кривых относительной проницаемости в экспериментах SCAL^[2] и в трехмерных моделях коллектора, скорректированных с учетом исторической добычи. Эти корректировки часто включают кривые относительной проницаемости и конечные точки.

Пример LET-корреляции для потока набухания с L, E, T, все равными 2 и ${displaystyle K_{mathit {rwr}}=0.6}$.

Приближение типа LET описывается тремя параметрами L, E, T. Таким образом, корреляция для относительной проницаемости воды и нефти с закачкой воды составляет

${displaystyle K_{mathit {rw}}={frac {{K_{mathit {rwr}}}S_{mathit {wn}}^{L_{mathit {w}}}}{{S_{mathit {wn}}}^{L_{mathit {w}}}+{E_{mathit {w}}}{(1-S_{mathit {wn}})}^{T_{mathit {w}}}}}}$

и

${displaystyle K_{mathit {row}}={frac {K_{mathit {rot}}(1-S_{mathit {wn}})^{L_{o}}}{{(1-S_{mathit {wn}})^{L_{o}}}+{E_{mathit {o}}}S_{mathit {wn}}^{T_{mathit {o}}}}}}$

написано с использованием того же ${displaystyle S_{w}}$ нормализация как по Кори.

Только ${displaystyle S_{mathit {wir}}}$ , ${displaystyle S_{mathit {orw}}}$ , ${displaystyle K_{mathit {rot}}}$ и ${displaystyle K_{mathit {rwr}}}$ имеют прямой физический смысл, а параметры L, E и Т эмпирически. Параметр L описывает нижнюю часть кривой и по сходству и опыту L-значения сопоставимы с соответствующим параметром Кори. Параметр Т описывает верхнюю часть (или верхнюю часть) кривой так же, как L-параметр описывает нижнюю часть кривой. Параметр E описывает положение наклона (или высоты) кривой. Единица является нейтральным значением, а положение наклона определяется L- и Т-параметры. Повышение стоимости E-параметр смещает наклон к верхнему концу кривой. Уменьшение значения E-параметр смещает наклон к нижнему концу кривой. Опыт использования корреляции LET указывает на следующие разумные диапазоны для параметров L, E, и Т: L ≥ 0.1, E > 0 и Т ≥ 0.1.

В случае системы газ-вода или системы газ-нефть есть корреляции LET, аналогичные корреляциям относительных проницаемостей нефть-вода, показанным выше.

Оценки

После Моррис Маскат et alios установили концепцию относительной проницаемости в конце 1930-х годов, количество корреляций, то есть моделей, для относительной проницаемости неуклонно увеличивалось. Это создает потребность в оценке наиболее распространенных корреляций в настоящее время. Две из последних (на 2019 год) и наиболее тщательных оценок выполнены Могхадаси и др.^[10] и Sakhaei et alios.^[11] Могхадаси и другие^[10]оценили корреляции Кори, Кьеричи и ЛПЭ для относительной проницаемости нефть / вода, используя сложный метод, который учитывает количество неопределенных параметров модели. Они обнаружили, что LET с наибольшим числом (тремя) неопределенных параметров явно является лучшим для относительной проницаемости как по нефти, так и по воде. Сахаи и другие^[11]оценили 10 распространенных и широко используемых корреляций относительной проницаемости для систем газ / нефть и газ / конденсат и обнаружили, что LET показывает наилучшее согласие с экспериментальными значениями относительной проницаемости как для газа, так и для нефти / конденсата.

Относительная проницаемость по сравнению с ТЕМ-функция

Относительная проницаемость - лишь один из факторов, влияющих на динамику потока жидкости, и поэтому не может полностью уловить динамическое поведение потока в пористой среде.^[12][13][14] Был установлен критерий / метрика для характеристики динамических характеристик горных пород, известная как истинная эффективная подвижность или ТЕМ-функция.^[13][14] ТЕМ-функция является функцией относительной проницаемости, Пористость, проницаемость и жидкость Вязкость, и может быть определен для каждой жидкой фазы отдельно. ТЕМ-функция была получена из Закон Дарси для многофазного потока.^[13]

${displaystyle TEM={frac {kk_{mathit {r}}}{phi mu }}}$

в котором k - проницаемость, kr - относительная проницаемость, φ - Пористость, μ - жидкость Вязкость.Породы с лучшей гидродинамикой (т. Е. Испытывающие меньшее падение давления при проведении жидкой фазы) имеют более высокие кривые TEM по сравнению с кривыми насыщения. Породы с более низкими кривыми ПЭМ в зависимости от насыщения напоминают системы низкого качества.^[13]

Пока ТЕМ-функция контролирует динамическое поведение системы, только относительная проницаемость традиционно использовалась для классификации различных систем потока жидкости. Несмотря на то, что относительная проницаемость сама по себе является функцией нескольких параметров, включая проницаемость, Пористость и Вязкость, динамическое поведение систем не обязательно полностью фиксируется этим единственным источником информации, а в случае его использования может даже привести к неверным интерпретациям.^[13][14]

ТЕМ-функция при анализе данных относительной проницаемости аналогичен J-функция Леверетта в анализе Капиллярное давление данные.^[13]

Усреднение кривых относительной проницаемости

В многофазных системах кривые относительной проницаемости каждой жидкой фазы (т.е. воды, нефти, газа, CO2) могут быть усреднены с использованием концепции ТЕМ-функция в качестве:^[13]

${displaystyle { ext{Average kr}}={frac {sum _{i=1}^{n}TEM_{i}}{sum _{i=1}^{n}({frac {k}{phi mu }})_{i}}}={frac {sum _{i=1}^{n}({frac {kk_{mathit {r}}}{phi mu }})_{i}}{sum _{i=1}^{n}({frac {k}{phi mu }})_{i}}}}$

Смотрите также

• Проницаемость (науки о Земле)
• Капиллярное давление
• Впитывание
• Дренаж
• Уравнение Бакли – Леверетта

Рекомендации

1. Bravo, M.C .; Араужо, М. (2008). "Анализ нетрадиционного поведения относительной проницаемости нефти во время испытаний на истощение газонасыщенных тяжелых нефтей". Международный журнал многофазных потоков. 34 (5): 447–460. Дои:10.1016 / j.ijmultiphaseflow.2007.11.003.
2. McPhee, C .; Reed, J .; Зубисаррета И. (2015). Основной анализ: руководство по передовой практике. Эльзевир. ISBN  978-0-444-63533-4.
3. Berg, S .; Cense, A.W .; Hofman, J.P .; Смитс, Р.М.М. (2007). «Течение в пористой среде с граничным условием скольжения». Документ SCA2007-13, представленный на Международном симпозиуме SCA 2007 г., Калгари, Канада, 10–12 сентября 2007 г..
4. Berg, S .; Cense, A.W .; Hofman, J.P .; Смитс, Р.М.М. (2008). «Двухфазное течение в пористой среде с граничным условием скольжения». Транспорт в пористой среде. 74: 275–292. Дои:10.1007 / s11242-007-9194-4.
5. Goda, H.M .; Беренбрух, П. (2004). Использование модифицированной модели Брукса-Кори для изучения относительной проницаемости нефть-вода для различных поровых структур. Статья SPE-88538-MS, представленная на Азиатско-Тихоокеанской нефтегазовой конференции и выставке SPE, Перт, Австралия. Дои:10.2118 / 88538-MS. ISBN  978-1-55563-979-2.
6. Brooks, R.H .; Кори, А. (1964). «Гидравлические свойства пористых сред». Гидрологические документы. 3.
7. Кори, А. (Ноябрь 1954 г.). «Взаимосвязь между относительной проницаемостью газа и нефти». Prod. Ежемесячно. 19 (1): 38–41.
8. Lomeland, F .; Ebeltoft, E .; Томас, W.H. (2005). «Новая универсальная корреляция относительной проницаемости» (PDF). Материалы Международного симпозиума SCA 2005 г., Абу-Даби, Объединенные Арабские Эмираты, 31 октября - 2 ноября 2005 г..
9. Ломеланд, Ф. (2018). «Обзор семейства универсальных корреляций LET для функций потока» (PDF). Материалы Международного симпозиума SCA 2018 г., Тронхейм, Норвегия, 27-30 августа 2018 г..
10. Moghadasi, L .; Guadagnini, A .; Inzoli, F .; Бартосек, М. (2015). «Интерпретация двухфазных кривых относительной проницаемости с помощью нескольких формулировок и критериев качества модели». Журнал нефтегазовой науки и техники. 135: 738–749. Дои:10.1016 / j.petrol.2015.10.027. HDL:11311/968828.
11. Sakhaei, Z .; Азин, Р .; Осфури, С. (2016). «Оценка эмпирических / теоретических корреляций относительной проницаемости для газонефтяных / конденсатных систем». Доклад, представленный на 1-й двухгодичной конференции по нефти, газу и нефтехимии Персидского залива, состоявшейся в Университете Персидского залива, Бушер, Иран, 20 апреля 2016 г..
12. Мирзаи-Пайаман, Абузар; Остадхассан, Мехди; Резаи, Реза; Сабориан-Джойбари, Хади; Чен, Чжансинь (2018). «Новый подход к петрофизическому типированию горных пород». Журнал нефтегазовой науки и техники. 166: 445–464. Дои:10.1016 / j.petrol.2018.03.075. HDL:20.500.11937/66997.
13. Мирзаи-Пайаман, Абузар; Сабориан-Джойбари, Хади; Чен, Чжансинь; Остадхассан, Мехди (2019). «Новая методика истинной эффективной мобильности (ТЕМ-функция) в динамическом типировании горных пород: снижение неопределенностей в данных относительной проницаемости для моделирования коллектора». Журнал нефтегазовой науки и техники. 179: 210–227. Дои:10.1016 / j.petrol.2019.04.044.
14. Мирзаи-Пайаман, Абузар; Асадолахпур, Сейед Реза; Сабориан-Джойбари, Хади; Чен, Чжансинь; Остадхассан, Мехди (2020). «Новая система отбора репрезентативных проб для специального анализа керна». Нефтяные исследования. Дои:10.1016 / j.ptlrs.2020.06.003.

внешняя ссылка

• Кривые относительной проницаемости