Способ моделирования движения отдельных фаз многофазного/многокомпонентного потока, проходящего через пористую среду

Способ моделирования движения отдельных фаз многофазного/многокомпонентного потока, проходящего через пористую среду

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Данная заявка испрашивает приоритет согласно 35 U.S.C. §119(е) предыдущей U.S. Provisional Patent Application No. 61/506,680, зарегистрирована 12 июля 2011, которая полностью включена в данный документ в виде ссылки.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к способу оценки параметров потока многофазной/многокомпонентной текучей среды, проходящего через пористую среду, и оценки относительных проницаемостей на различных уровнях насыщения. Данные относительной проницаемости, расчет которых произведен настоящим способом, можно использовать, например, во многих областях, таких как моделирование нефтяного месторождения, оценка дебитов по нефти или газу, оценка извлекаемых запасов, разработка концепций добычи углеводородов, например с применением гидравлического разрыва пласта или “гидроразрыва”, биотехнологии, производство бумаги, пищевая промышленность, сельское хозяйство и других областях, относящихся к геологии и геофизике. Настоящее изобретение также относится к компьютеризованным системам и их компонентам для выполнения такого способа.

Относительная проницаемость используется для количественного определения многофазного потока, такого как поток нефти в присутствии воды и воды в присутствии нефти. В образце с двумя такими текучими средами, относительные проницаемости k_rn и k_rw, по определению даются уравнениями [9] и [10]:

где значки “n” и “w” относятся к несмачивающей текучей среде и смачивающей текучей среде, соответственно. Скорости Q_n и Q_w потока измеряются при фиксированном насыщении S_w. Относительную проницаемость обычно показывают на графике в зависимости от S_w.

Относительная проницаемость зависит от большого числа факторов, не только от k_Absolute, в том числе от смачиваемости системы текучих сред и минералов, межфазного поверхностного натяжения и разницы вязкости между текучими фазами, скоростей текучих сред, уровня насыщения текучей среды в порах, структуры и сообщаемости пор в пористом твердом материале и геометрии порового пространства. Другим важным фактором, который влияет на относительную проницаемость, является картина изменения во времени потоков, проходящих через пористую среду. Данные параметры могут изменяться в пространстве и времени, и в результате состояние и состав текучей среды изменяется во время добычи текучих сред.

В пористой среде капиллярное притяжение определяется адгезией между жидкостью, присутствующей в теле и самим телом, и когезионной силой в самой жидкости. Жидкость, которая смачивает твердую поверхность, имеет более высокую адгезию к конкретному твердому веществу, чем несмачивающая текучая среда. Текучая среда может смачивать одно твердое вещество и не смачивать другое твердое вещество. В потоке многофазной текучей среды смачиваемость является связанным свойством. Например, если сила адгезии первой текучей среды для пористой среды больше силы адгезии второй текучей среды для пористой среды, то первую текучую среду следует считать смачивающей, и вторую текучую среду следует считать несмачивающей.

Насыщение, S_x, является объемной долей полного порового объема в пористой среде, занятой материалом “X”. Уровень насыщения имеет величину между 0 и 1. Уровень насыщения равный 1 указывает, что все имеющееся поровое пространство в данной пористой среде заполнено рассматриваемой текучей средой. Относительные проницаемости являются функцией насыщения текучей средой. Когда насыщение конкретной фазы увеличивается, относительная проницаемость увеличивается. Динамика насыщения также имеет существенное воздействие на относительную проницаемость. Взаимосвязь относительной проницаемости и насыщения демонстрирует эффект гистерезиса между процессом дренирования (уменьшение смачивающей фазы) и вытеснение несмачивающей фазы смачивающей (уменьшение несмачивающей фазы). Считается, что большинство подземных пористых пластов горной породы вначале были заполнены водой, и углеводороды вошли в данные пористые пласты, вытесняя часть воды. Данную динамику следует воспроизводить или учитывать перед проведением любой оценки относительной проницаемости для установления реалистичных начальных условий. Графики для вытеснения несмачивающей фазы смачивающей и дренирования, на которых показана зависимость относительной проницаемости от насыщения, приведены на Фиг.1.

Когда пористая среда содержит в себе две или больше несмешивающихся текучих сред, локальный объем материала в любой конкретной поре может отличаться от общего или среднего уровня насыщения для пористого образца породы в целом. Например, одна текучая среда может сильно прилипать к поверхностям в данной поре, а другой материал может не иметь действующего контакта с твердым материалом. Геометрия локального порового пространства в данной пористой среде может значительно меняться, и данные изменения геометрии могут влиять на локальные уровни насыщения.

На практике относительную проницаемость можно оценивать с помощью физических лабораторных испытаний или численного моделирования.

Один из прежних физических лабораторных способов измерения относительной проницаемости описан в U.S. Patent Number 2,345,935 (Hassler). Способ включает в себя изоляцию всех кроме двух противоположных поверхностей на пористом образце породы. Текучая среда или текучие среды под давлением вводятся в одну открытую поверхность и продавливаются для прохода через образец с определенной скоростью потока. Давление текучей среды нагнетается насосами или аналогичным средством. Значения давления и скоростей потока являются входными данными для вычисления относительной проницаемости. Одним недостатком указанной методики является необходимость определения внутренних давлений смачивающей текучей среды в пористой среде. Данная проблема описана в материале W. Rose, "Some Problems in Applying Hassler Relative Permeability Method," 32 J. Petroleum Technology, 1161-63 (July, 1980). U.S. Patent Number 4,506,542 (Rose) описывает устройство и способ, не требующие измерения внутренних давлений для оценки относительной проницаемости.

Указанный способ (Hassler) является способом стационарного состояния, который можно использовать для вычисления относительной проницаемости в зависимости от насыщения для полного диапазона значений насыщения от 0 до 1. Для двухфазных систем несмешивающихся текучих сред образец породы можно вначале промыть одной текучей средой в течение достаточного времени, так что насыщение в образце породы выбранной текучей средой становится равным 1. Затем другую текучую среду или комбинации двух текучих сред продавливают через образец в течение достаточного времени для получения стационарного состояния двух скоростей Q_n и Q_w потока. В данной точке отсчеты скорости потока и давления можно использовать для вычисления k_n, k_w для данной величины S_w и показать на графике. Соотношение смачивающей и несмачивающей текучих сред на впуске образца можно затем изменить. Данная новая комбинация смачивающей и несмачивающей текучих сред продавливается через образец в течение достаточного времени для получения стационарного состояния двух скоростей Q_n и Q_w потока. Другая пара значений относительной проницаемости k_n, k_w, соответствующих другой величине S_w, вычисляется и другая точка наносится на график. При повторении данной процедуры для различных комбинаций смачивающих и несмачивающих текучих сред можно построить график относительной проницаемости в зависимости от насыщения, показанный на Фиг.2.

Другие физические способы вычисления относительной проницаемости для стационарного состояния включают в себя Penn State Method (измерение относительной проницаемости пенсильванским методом) (Snell, R. W., Measurements of gas-phase saturation in a porous medium, J. Inst. Pet., 45 (428), 80, 1959; The Hafford method (Naar, J. et al., Three-phase imbibition relative permeability, Soc. Pet. Eng. J., 12, 254, 1961); Single-Sample Dynamic Method (Saraf, D. N. et al., Three-phase relative permeability measurement using a nuclear magnetic resonance technique for estimating fluid saturations, Soc. Pet. Eng. J., 9, 235, 1967); Stationary Fluid Method (Saraf, D. N. et al., Three-phase relative permeability measurement using a nuclear magnetic resonance technique for estimating fluid saturations, Soc. Pet. Eng. J., 9, 235, 1967); и Dispersed Feed Method (Saraf, D. N. et al., Three-phase relative permeability measurement using a nuclear magnetic resonance technique for estimating fluid saturations, Soc. Pet. Eng. J., 9, 235, 1967).

Другой способ, нестационарного состояния, также начинается с образца породы вначале насыщенного смачивающей текучей средой. Затем несмачивающая текучая среда продавливается через образец, доля извлеченной несмачивающей текучей среды и перепад давления на образце записываются и используются для вычисления различных комбинаций k_n, k_w при соответствующих значениях S_w.

Лабораторные способы могут страдать рядом недостатков, которые могут включать в себя одно или несколько из следующего:

1. Образец для испытаний находится в лаборатории в условиях, имеющихся на поверхности, а в пласте образец может находиться при температурах выше 100°C и давлении 100-700 бар (10-70 МПа). Когда образцы подаются на поверхность, многие свойства горной породы изменяются. Создание искусственных условий для воспроизведения условий на забое скважины является сложным, дорогостоящим и/или неточным.

2. Давления, требуемые для получения нужных скоростей потоков, могут являться чрезмерно высокими, обуславливая проблемы протечки и/или выход из строя оборудования.

3. Большой объем текучей среды должен перерабатываться для подведения образца к стационарному состоянию.

4. Испытания могут занимать много времени, продолжаясь до завершения неделями, месяцами или больше года.

5. Проведение измерений в плотных породах, таких как сланцы, может являться сложным или невозможным.

6. Установление начальных условий, таких как насыщение, смачиваемость и распределение текучих сред является сложным.

7. Установление смачиваемости в лаборатории является сложным, поскольку керны обычно очищают перед испытаниями и начальную смачиваемость нельзя точно воспроизвести.

8. В лаборатории является сложными и дорогими проведение испытаний с текучими средами коллектора в условиях коллектора. Смешивание газа и нефти при температурах и давлениях коллектора является сложным и возможно опасным.

В численном моделировании для вычисления относительной проницаемости обычно используют числовые способы, такие как моделирование сети пор или прямое моделирование многофазного/многокомпонентного потока в пористой среде.

Один такой общий способ вычисления относительной проницаемости описан в U.S. Patent No. 6,516,080 (Nur). Данный способ, как большинство числовых способов, основан на получении цифрового представления пористой среды, ниже в данном документе именуется "Образец" для которого требуется оценить относительную проницаемость. Цифровое представление обычно получают с помощью рентгеновского сканера компьютерной томографии (КТ), и затем доводят для компенсации ограничения в разрешении сканера. Данное представление наряду со свойствами текучей среды, свойствами горной породы, начальным насыщением, смачиваемостью, межфазным поверхностным натяжением и значениями вязкости используются для ввода данных в алгоритм решеточного метода Больцмана. Решеточный метод Больцмана является инструментом для моделирования потока, в частности в средах со сложной геометрией пор. См., например, Ladd, Numerical Simulations of Particulate Suspensions via discretized Boltzmann Equation, Part 1: Theoretical Foundation, J. Fluid Mech., v 271, 1994, pp. 285-309; Gunstensen et al., "Lattice Boltzmann Model of Immiscible Fluids, Phys. Rev. A., v. 43, no. 8, Apr. 15, 1991, pp. 4320-4327; Olsen et al., Two-fluid Flow in Sedimentary Rock: Simulation, Transport and Complexity, J. Fluid Mechanics, Vol. 341, 1997, pp. 343-370; and Gustensen et al., Lattice-Boltzmann Studies of Immiscible Two-Phase Flow Through Porous Media," J. of Geophysical Research, V. 98, No. B 4, Apr. 10, 1993, pp. 6431-6441). Решеточный метод Больцмана моделирует движение текучей среды, как столкновения воображаемых частиц, которые значительно крупнее реальных молекул текучей среды, но при этом такие частицы показывают почти аналогичное молекулам поведение в макроскопическом масштабе. Алгоритм, используемый в решеточном методе Больцмана, повторяет столкновения данных воображаемых частиц до получения стационарного состояния и дает распределение локальной массовой скорости потока.

Точность числовых способов вычисления относительной проницаемости, таких как способ упомянутого выше патента (Nur) зависит частично от точности образца. Образец составляют из дискретных элементов, называемых вокселами. Вокселы являются объемными пикселями. Цифровое представление трехмерного объекта можно разбивать на вокселы. В идеальном случае каждый воксел точно классифицируется либо как твердое вещество или пора. Выбор между твердым веществом или порой не всегда может быть четким вследствие разницы в разрешении сканирования и минимальном диаметре зерен в пористой среде. Если воксел классифицируют как твердое вещество, характер или состав твердого веществ также должен быть известен или определен для числового моделирования и выполнения оценки его физических свойств.

В дополнение, точность числовых способов вычисления относительной проницаемости также зависит от числа применяемых способов. Корректность данных способов может зависеть от того как работают с граничными условиями в алгоритме. Можно иметь граничные условия на впуске и выпуске, граничные условия на верхней, нижней, левой или правой стороне образца и граничные условия для внутренней части пористой среды. Последнее включает в себя воздействия на смачиваемость, в особенности, когда представлены относительно небольшие движения отдельных фаз в потоке одной или другой текучей среды. Граничные условия представляют весьма сложную проблему в числовых способах. Выбор граничных условий может значительно влиять на время, требуемое для вычисления, точность результатов и стабильность моделирования. Указанное особенно верно для моделирования применительно к несмешивающимся многофазным или многокомпонентным текучим средам. Сложности могут возникать вследствие того, что давление и распределение фаз и скоростей на впуске цифрового моделирования являются неизвестными и данные условия должны быть установлены так, что имитируют физические условия. Отсутствует стандартизированный однозначно определенный способ установления подходящих граничных условий, и многие авторы предлагают собственное решение. Выбранные граничные условия могут иметь первостепенную важность, поскольку могут значительно влиять на численную точность моделирования, а также его стабильность.

Числовые способы могут иметь преимущества над лабораторными способами, например, в одном или нескольких следующих аспектах.

1. Поскольку численное моделирование является виртуальным, оно не требует физического присутствия, например, скважинных текучих сред, находящихся в условиях забоя скважины. В варианте относительной проницаемости в нефтяных и газовых пластах, управление углеводородами при высоких температурах и давлениях, часто выше критической точки, является сложным и опасным.

2. Поскольку варианты численного моделирования могут сокращать используемое время, численное моделирование можно выполнить в течение часов или дней вместо недель, месяцев или большего времени. Вследствие указанного, больше изменений в составе и скоростях потока текучей среды можно обработать с использованием числовых способов, чем практически возможно в лабораторных испытаниях.

3. Численное моделирование имеет то преимущество, что свойства любого компонента можно точно вычислить в любом месте и в любое время.

Числовые способы также могут страдать некоторыми недостатками, включающими в себя одно или несколько из следующего:

1. Начальные и граничные условия сложно или невозможно оценить, результатом чего является невозможность в некоторых случаях точно вычислить относительные проницаемости или нестабильность в вычислении. Указанное особенно верно, когда движение отдельных фаз одного или нескольких компонентов является незначительным.

2. Распределение смачиваемости в пространстве и времени в пористой среде сложно оценить.

Изобретатели учитывают, что необходимо создание новых способов и систем для моделирования потока фракционной многофазной многокомпонентной текучей среды, проходящего через пористую среду, для обеспечения, например, улучшенных оценок и предварительных расчетов потенциальной продуктивности нефтяного месторождения или другого подземного коллектора, и/или способов, которые могут обеспечивать улучшенные с помощью моделирования оценки скорости многофазного, многокомпонентного потока текучей среды, проходящего через пористые среды других типов.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Признаком настоящего изобретения является способ вычисления или оценки движения отдельных фаз многофазного многокомпонентного потока текучей среды, проходящего через пористую среду.

Дополнительным признаком настоящего изобретения является способ вычисления или оценки относительной проницаемости для движения отдельных фаз многофазного многокомпонентного потока текучей среды, проходящего через пористую среду.

Другим признаком настоящего изобретения является способ установления граничных условий для числовых способов, например, для вариантов моделирования расчетной гидродинамики, которые более точно представляют реальные условия и увеличивают скорость вычисления и его стабильность.

Еще одним признаком настоящего изобретения является способ регулирования впускных давлений для вычисления расчетной гидродинамики для получения заданных скоростей движения отдельных фаз через пористую среду.

Дополнительным признаком настоящего изобретения является способ вычисления или оценки многофазного многокомпонентного потока текучей среды, проходящего через пористую среду в условиях, где доля несмачивающей или смачивающей текучей среды является низкой.

Дополнительным признаком настоящего изобретения является способ вычисления или оценки относительной проницаемости в зависимости от насыщения для вытеснение несмачивающей фазы смачивающей и дренирования.

Дополнительным признаком настоящего изобретения является способ вычисления или оценки кривых относительной проницаемости в зависимости от насыщения, включающих в себя точки данных, где уровень насыщения является низким.

Дополнительным признаком настоящего изобретения является способ использования вычисленных или оцененных относительных проницаемостей для оценки подземного нефтяного коллектора или пористой среды другого типа.

Для получения данных и других преимуществ и согласно целям настоящего изобретения, показанным в вариантах осуществления и описанным в данном документе, настоящее изобретение относится отчасти к способу моделирования движения отдельных фаз смачивающих текучих сред и несмачивающих текучих сред через пористую среду, содержащему следующие этапы (a) создание трехмерного цифрового представления пористой среды ("Образец"), содержащего весь объем текучих сред, представляющих собой смачивающие текучие среды и несмачивающие текучие среды, (б) определение первой доли всего объема текучих сред, которая содержит смачивающие текучие среды, и второй доли всего объема текучих сред, которая содержит несмачивающие текучие среды, (в) определение значения скорости потока всего объема текучих сред, проходящих через Образец, (г) оценку свойств смачивающих текучих сред и несмачивающих текучих сред, (д) определение начальных условий для насыщения (Sw) смачивающих текучих сред, насыщения (Sn) несмачивающих текучих сред, впускного давления (Pw) смачивающих текучих сред и впускного давления (Pn) несмачивающих текучих сред, (е) установление условий на впускной поверхности Образца, где несмачивающие текучие среды и смачивающие текучие среды входят в поры образца в отдельных и отличающихся площадях, и (ж) вычисление давлений, насыщений и векторов скорости внутри Образца, (з) вычисление скоростей (Qn) потока несмачивающих текучих сред, проходящих через Образец, скоростей (Qw) потока смачивающих текучих сред, проходящих через Образец, и давлений на выпуске Образца, (и) повторение этапов а) - з) для заданного числа приращений времени t, и (к) периодическое регулирование впускных давлений Pn и Pw с использованием алгоритма регулирования с обратной связью, при этом, получают значения Qn и Qw квазистационарного состояния.

Настоящее изобретение также относится к системе вычисления или определения или оценки движения отдельных фаз многофазного многокомпонентного потока, проходящего через пористую среду, содержащей (a) сканер, выполненный с возможностью получения трехмерного цифрового изображения пористой среды, (б) компьютер содержащий по меньшей мере один процессор с функциональной возможностью исполнения компьютерной программы для группирования элементов в трехмерном цифровом изображении, как твердого вещества (зерно) и пор (полость), (в) компьютер, содержащий по меньшей мере один процессор с функциональной возможностью исполнения компьютерной программы для выполнения указанных вычислений, и (г) по меньшей мере одно устройство для отображения, печати или сохранения результатов вычислений.

Настоящее изобретение также относится к компьютерному программному продукту на машиночитаемом носителе, который когда выполняется на контроллере в компьютеризованном устройстве, создает способ выполнения одного или нескольких или всех указанных вычислений.

Настоящее изобретение также относится к применению указанного способа и/или системы для вычисления или оценки движения отдельных фаз многофазной/многокомпонентной текучей среды, проходящей через пористую среду подземного коллектора, такого как подземный нефтяной коллектор, и для вычисления или оценки относительных проницаемостей на различных уровнях насыщения, и использованию вычисленных или оцененных относительных проницаемостей для создания улучшенных оценок, и расчетов продуктивности подземного коллектора. Способы и системы настоящего изобретения также можно использовать для создания численно смоделированных оценок движения отдельных фаз многофазной/многокомпонентной текучей среды через пористые среды другого типа.

Следует понимать, что как приведенное выше общее описание, так и следующее подробное описание являются только примерами и в общем дают только дополнительное объяснение настоящего заявленного изобретения.

На прилагаемых чертежах, которые включены в заявку и составляют ее часть, показаны некоторые признаки настоящего изобретения, и вместе с описанием чертежи служат для объяснения принципов настоящего изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На Фиг.1 показан график, представляющий эффект гистерезиса в относительной проницаемости при поглощении и дренировании.

На Фиг.2 показан график, представляющий относительную проницаемость для смачивающих и несмачивающих текучих сред при уровнях насыщения в диапазоне от 0 до 1.

На Фиг.3 показана схема, представляющая физические лабораторные способы, как стационарного состояния, так и нестационарного состояния, которые можно использовать для вычисления или оценки многофазного и многокомпонентного потока, проходящего через пористую среду.

На Фиг.4 показана блок-схема последовательности операций установки начальных условий для моделирования, согласно примеру настоящей заявки.

На Фиг.5a-5f показано несколько видов впускной поверхности образца с поровой площадью, разделенной на подплощади для смачивающих и несмачивающих текучих сред согласно примеру настоящей заявки.

На Фиг.6a и 6b показана деталь впускной поверхности образца с поровой площадью, разделенной на подплощади для смачивающих и несмачивающих текучих сред согласно примеру настоящей заявки.

На Фиг.7 показана блок-схема последовательности операций способа численного моделирования для вычисления или оценки свойств перемещения текучей среды, включающих в себя относительные проницаемости и насыщения пористой среды, согласно примеру настоящей заявки

На Фиг.8a и 8b показана схема управления для потока смачивающей и несмачивающей текучей среды, согласно примеру настоящей заявки.

На Фиг.9 показана система, которая интегрирует анализ изображения трехмерного (3D) сканирования пористой среды с применением метода расчетной гидродинамики к 3D цифровому представлению пористой среды согласно примеру настоящей заявки.

На Фиг.10 показана фотография образца карбонатной горной породы, который включает в себя колонку диаметром 4 мм, указанную квадратиком, который выпилен из образца и изображен КТ сканером, согласно примеру настоящей заявки.

На Фиг.11 показано сканированное изображение КТ сканера выбранной площади образца карбонатной горной породы, показанной на Фиг.10, согласно примеру настоящей заявки.

На Фиг.12 показан график зависимости относительной проницаемости от величин водонасыщения, определенных с использованием способа согласно примеру настоящей заявки.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ НАСТОЯЩЕГО ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится в своей части к способу вычисления параметров многофазного/многокомпонентного потока с движением отдельных фаз, проходящего через пористую среду, с использованием трехмерного (3D) цифрового представления пористой среды, интегрированного с методом расчетной гидродинамики для вычисления скоростей потока, давлений, насыщений, векторов внутренней скорости и/или других параметров потока, которые могут обеспечивать улучшенное определение, например, более быстрое и/или точное определение, свойств пористой среды, связанных с перемещением текучей среды, например, вычисление или оценку относительной проницаемости в зависимости от насыщения для вытеснения несмачивающей фазы смачивающей и/или дренирования. Данные определения можно выполнять без дорогих и отнимающих время лабораторных испытаний физических образцов пористой среды. Способ может использовать уникальный способ моделирования ввода несмачивающих и смачивающих текучих сред в поры на впускной поверхности трехмерного цифрового представления пористой среды и применение управления процессом для получения квазистационарного состояния потока при низких впускных концентрациях несмачивающей текучей среды. В дополнение, способ настоящего изобретения уменьшает время, требуемое для выполнения гидродинамических вычислений. Полученные в результате значения скоростей потока несмачивающей текучей среды, смачивающей текучей среды, насыщения и другие параметры можно использовать для генерирования на графиках относительной проницаемости кривых вытеснение несмачивающей фазы смачивающей и дренирования. Возможность выполнения указанных определений характеристик переноса текучей среды в пористой среде может повышать точность технических решений для добычи в пористой среде. Компьютеризованные системы и компьютерные программы для выполнения способа также предложены.

Способ настоящего изобретения можно использовать для вычисления скорости многофазного потока несмешивающихся текучих сред, проходящего через пористую среду, как схематично показано на Фиг.3. Для данного изобретения термин “многофазный” относится к нескольким фазам элемента такого состава, как жидкость и пар и нескольким составам в смеси, например, нефти и воды. Текучие среды делятся на категории смачивающих текучих сред и несмачивающих текучих сред. Смачивающие текучие среды являются такими текучими средами, которые в общем покрывают или прилипают к внутренней поверхности пор в пористой среде. Смачиваемость является склонностью одной текучей среды к распределению на или прилипанию к твердой поверхности в присутствии других несмешивающихся текучих сред. Смачиваемость определяется краевым углом между текучей средой и твердой фазой. В одном примере настоящего изобретения описана система, содержащая одну смачивающую текучую среду и одну несмачивающую текучую среду. Вместе с тем, способы, описанные в данном документе, можно применять в системах, содержащих несколько смачивающих и/или несмачивающих текучих сред. Пористая среда, в которой способы, описанные в данном документе, можно применять, не обязательно ограничена. Пористая среда может содержать, например, горные породы; грунты; цеолиты; биологические ткани, такие как кости, дерево, пробку и аналогичные материалы; цементы; керамику; спрессованные твердые частицы, такие как песок, глина, горная порода, керамика, неорганические соединения, органические соединения, металлы и аналогичные материалы; синтетические материалы, такие как полимеры; и другие аналогичные материалы.

В следующих описаниях заключенные в круглые скобки позиции (1)-(13) относятся к блокам с соответствующими номерами, показанным на Фиг.4, заключенная в круглые скобки позиция (14) относится к блокам с соответствующими номерами, показанным на Фиг.4 и 7, и заключенные в круглые скобки позиции (15)-(34) относятся к блокам с соответствующими номерами, показанным на Фиг.7. Как показано на Фиг.4, физический образец из пористой среды можно сканировать, блок (5) с помощью устройства, способного создать трехмерное (3D) цифровое представление пористой структуры образца. Источник образца, в примере образца горная порода, не имеет конкретного ограничения. Образцы горной породы, например, могут являться боковыми кернами ствола, кернами сплошного отбора, выбуренной породой, образцами выходов породы на поверхность в карьере или образцами из других источников, которые могу давать подходящие образцы для анализа с использованием способов согласно настоящему изобретению. Для данной цели можно использовать такие устройства, как рентгеновский компьютерный томограф (КТ), где образец облучается рентгеновскими лучами конкретной частоты. Частота определяет разрешение сканирования. Примеры подходящих рентгеновских компьютерных томографов (КТ) для выполнения изображений, применимых в способах настоящего изобретения включают в себя, 3D томографические микроскопы рентгеновского излучения, например MicroXCT-200 и Ultra XRM-L200 CT, производства Xradia, Inc. (Concord, California USA). Для очень мелкозернистых пористых сред, таких как сланцы, сканирование можно выполнять сканирующим электронным микроскопом. Программное обеспечение, поставляющееся со сканирующим устройством, томографически реконструирует 3D объем в упорядоченной группе вокселов.

В процессе сегментирования, блок (6) индивидуальные Вокселы классифицируются либо как твердое вещество или пора. Может создаваться трехмерное цифровое представление Образца (пористая среда), например, которое содержит несколько заданных плоскостей вокселов, при этом каждый из вокселов может представлять пору (воксел поры) или твердое вещество (воксел зерна). В пористой среде могут находиться материалы нескольких классов. Процесс сегментирования является необходимым вследствие разницы в разрешении сканера и диаметров зерен и пор в пористой среде. Ряд способов для сегментирования 3D полутонового представления можно использовать для данной цели. Один такой способ, например, описан в U.S. Patent No. 6,516,080 (Nur), включен в данный документ полностью в виде ссылки. Другое полутоновое представление и процесс сегментирования, которые можно приспособить для использования в настоящих способах, описаны в U.S. Patent Application Publication No. 2010/0128932 A1, включено в данный документ полностью в виде ссылки. Любой способ, дающий возможность получения цифрового 3D представления пористой среды может являться удовлетворительным для настоящего изобретения. После сегментирования изображения, блок (6), каждую пору на впускной поверхности можно разделить на равные и изолированные центральные и кольцевые площади (зоны), блок (7), и образец вначале заливаются смачивающей текучей средой, блок (8), как описано с дополнительными подробностями ниже при рассмотрении других соответствующих Фигур в данном документе.

Начальные настройки, блок (14) показаны на Фиг.4. В настоящем изобретении применяемый способ расчетной гидродинамики может являться решеточным методом Больцмана или другими способами. Несколько индексов можно использовать в способе для управления действиями, выполняемыми в моделировании. Параметр y является индексом для числа комбинаций смачивающих/несмачивающих текучих сред, вводимых в моделирование. Вначале индекс y устанавливается равным 1, что указывает на первую композицию для моделирования, блок (1). Параметр t является индексом для числа временных шагов в моделировании. Параметр t устанавливается равным 1, блок (2). Параметр q является индексом для числа временных шагов, на которых должно иметь место регулирование с обратной связью, и q вначале устанавливается равным 1, блок (3). Параметр tmax, блок (4) является значением максимального числа временных шагов, подлежащих выполнению для каждой комбинации смачивающей и несмачивающей текучих сред, проходящих через моделирование. Свойства текучей среды требуются для вычисления скоростей потоков текучей среды и для вычисления относительной проницаемости, блок (10). Свойства смачивающих текучих сред и несмачивающих текучих сред, которые можно использовать в вычислениях, могут содержать, например, вязкость, краевой угол, межфазное натяжение и другие физические или химические свойства. Устанавливаются значения вязкости µw смачивающей текучей среды, вязкости µn несмачивающей текучей среды, межфазного натяжения σ и краевого угла. Как также показано на Фиг.4, вводятся начальное значение давления Pw, передаваемого на смачивающую текучую среду, и давления Pn, передаваемого на несмачивающую текучую среду, блок (9). Также вначале устанавливаются значения для доли Fn несмачивающей текучей среды и доли Fw смачивающей текучей среды, которые входят во впускную поверхность образца, блок (11). Пользователь вводит общую требуемую скорость QT потока, обычно измеряемую в метрах в секунду или футах в день (0,3 м/д) или любых других требуемых единицах, продавливаемого через образец, блок (13), и определяет, блок (12) начальные значения вычисленных скоростей Qwt и Qnt потока смачивающих и несмачивающих текучих сред, соответственно.

Как показано на Фиг.3, Образец (60) находится под действием граничного условия стенки, представленной толстыми черными линиями (61), так что многофазная текучая среда может продавливаться через образец с помощью градиента (62) давления. Образец может содержать впускную поверхность и выпускную поверхность, при этом впускная и выпускная поверхности являются параллельными друг другу, и три или больше поверхностей ортогональных впускной поверхности и выпускной поверхности, при этом три или больше ортогональных поверхностей являются непроницаемыми для потока смачивающих текучих сред и несмачивающих текучих сред. Поскольку смачивающая текучая среда и несмачивающая текучая среда, входящие в образец, могут находиться под разными давлениями, условие периферического обратного потока может возникать на впуске, где некоторое количество текучей среды может выходить из образца. В варианте, где возникает условие обратного потока, можно использовать буферную зону или область (63) на впуске образца для исключения периферического обратного потока. Буферная зона или область может менять вычисления по меньшей мере для 1 или 2, или 3, или больше слоев вокселов, которые формируют образец, начиная от впускной поверхности. Например, впускная поверхность может содержать буферную зону параллельную впускной поверхности, содержащую одну плоскость вокселов, 2 плоскости вокселов, 3 плоскости вокселов или больше. Образец используется в вычислениях расчетной гидродинамики для оценки скоростей потока смачивающей и несмачивающей текучей среды, проходящей через образец, и вычисления относительной проницаемости пористой среды для конкретных насыщений во внутренней части образца.

Как показано на Фиг.7, когда начальные настройки установлены, блок (17), так как описано для настроек, блок (14), показанных на Фиг. 4, моделирование можно начинать с помощью вычисления скоростей потока смачивающих и несмачивающих текучих сред, давлений, уровней насыщения, векторов скорости и других свойств для всех точек, расположенных в Образце, с использованием вычислений расчетной гидродинамики, блок (16). Вычисления расчетной гидродинамики повторяю