Modellierung der Zweiphasenströmung in porösen Medien
GeoApp: Two-Phase Flow - Hysteresis for Oil-Water Setups
Hysteresis for Oil-Water Setups ist eine leistungsstarke GeoApp innerhalb von GeoDict, die für die Simulation von Zweiphasenströmungen in porösen Medien entwickelt wurde, um das Verständnis von Lagerstätten zu verbessern. Die GeoApp bietet eine benutzerfreundliche Lösung zur Berechnung von Kapillardruckkurven und zur Simulation des kompletten Hysteresezyklus von nicht mischbaren Flüssigkeiten wie Öl und Wasser.
Bei der Analyse von Gesteinsreservoiren ermöglicht Hysteresis for Oil-Water Setups die genaue Simulation komplexer Fluid-Gesteins-Interaktionen.
Simulation einrichten
- Auswahl der Hysterese-Phase - Entscheiden Sie, welchen Teil des Hysteresezyklus Sie simulieren möchten. Folgende Optionen sind möglich:
- Primary Drainage: Wasser wird durch Öl verdrängt.
- Spontaneous/Forced Imbibition: Öl wird durch Wasser verdrängt, basierend auf der vorangegangenen Fluidverteilung (water-wet, mixed-wet, oil-wet).
- Spontaneous/Forced Secondary Drainage: Wasser wird von Öl verdrängt, basierend auf der vorangehenden Fluidverteilung.
- Parametrisierung des Simulationsmodells - Definieren der notwendigen Parameter für Ihre Simulation:
- Fluideigenschaften: Geben Sie an, welche Flüssigkeiten an der Simulation beteiligt sind (z. B. Öl und Wasser).
- Kontaktwinkel: Eingabe der aus empirischen Daten abgeleiteten Benetzbarkeitseigenschaften (Kontaktwinkel).
- Viskosität des Fluids: Angabe der Viskosität jeder am Prozess beteiligten Flüssigkeit.
- Grenzflächenspannung: Eingabe der Grenzflächenspannung zwischen den Flüssigkeiten.
- Simulationseigenschaften der relativen Permeabilität - Konfigurieren Sie die Simulation zur Berechnung der relativen Permeabilität während des Imbibitions-Prozesses. Dazu müssen die entsprechenden Randbedingungen und Parameter eingestellt werden, um das Fließen der Flüssigkeiten durch das poröse Medium genau zu simulieren.
Primary Drainage: Unter water-wet Bedingungen
- Wasser wird durch Öl verdrängt: Öl dringt in den Porenraum ein und verdrängt das Wasser.
- Zunahme der Ölsättigung: Die Ölsättigung nimmt zu, während die Wassersättigung abnimmt.
- Kapillardruckkurve ändert sich: Die Kurve zeigt einen steigenden Druck, während Wasser zunehmend durch Öl verdrängt wird.
Imbibition: Unter water-wet, mixed-wet und oil-wet Bedingungen
- Benetzbarkeit nach der Drainage wird modifiziert:
Der Benetzungszustand des Reservoirs (oil-wet, water-wet, mixed-wet) wirkt sich auf die Fluidinteraktion während der Imbibition aus. - Wasser verdrängt Öl: Wasser dringt wieder in den Porenraum ein und verdrängt das Öl, wodurch der Drainage-Prozess umgekehrt wird.
- Zunahme der Wassersättigung: Die Wassersättigung nimmt mit Fortschreiten der Imbibition zu, während die Ölsättigung abnimmt.
- Verlauf der Kapillardruckkurve: Die Kapillardruckkurve bildet den Bereich von positiven zu negativen Drücken ab, was den Übergang von der spontaneous zur forced Imbibition zeigt.
Simulation der relativen Permeabilität:
Unter water-wet, mixed-wet und oil-wet Bedingungen
- Relative Permeabilität: Das Fluidflussverhalten durch das Reservoir variiert je nach Benetzbarkeit (in water-wet, mixed-wet, oil-wet).
- Fluidverteilung: Mixed-wet Bedingungen führen zu komplexen Fluidverteilungen, bei denen die Saturierung und bevorzugte Fließrichtung abhängig von der Oberflächenbenetzbarkeit ist.
- Fließwege: Die relative Permeabilität richtet sich nach der Sättigung der einzelnen Fluide, wobei sich Wasser und Öl die Fließwege teilen.
- Kapillarkräfte: Kapillarkräfte wirken sich auf den Fluidfluss aus und verändern die relative Permeabilität, da sich Wasser und Öl im Porenraum umverteilen.
GeoApp Features
Die Simulation des Hysteresezyklus wird in einer einfach zu bedienenden Benutzeroberfläche dargestellt, die alle notwendigen Schritte abbildet, um genaue Ergebnisse für die Analyse der Zweiphasenströmung zu erzielen. Die GeoApp ermöglicht die direkte Integration von Labordaten als Eingaben, und die Simulationsszenarien und -parameter können entsprechend den Anwendungsanforderungen frei angepasst werden.
Dies gewährleistet eine umfassende und genaue Analyse der Zweiphasenströmung in porösen Medien und unterstützt damit ein besseres Verständnis und eine bessere Entscheidungsfindung beim Reservoir-Management.
Für folgende Module ist eine Lizenz notwendig:
| Notwendiges Modul | SatuDict |
Diese Module und GeoApps werden oft mit SatuDict und der "Hysteresis for Oil-Water Setups" GeoApp kombiniert:
| Import & Bildverarbeitung | ImportGeo-Vol | ||
| Bildanalyse | PoroDict | MatDict | |
| Materialmodellierung | |||
| Simulation & Vorhersage | FlowDict | ElastoDict | ConductoDict |
| Schnittstellen |
Welche Module für Sie am besten passen, ist abhängig von der Art Ihrer Anwendung.