Simulation von Zweiphasenströmung

Unter Berücksichtigung des vollständigen Hysteresis Zyklus

GeoDict berechnet die Strömung zweier nicht mischbarer Fluide (z.b. Öl und Wasser) auf 3D Bilddaten poröser Reservoirgesteine. Das Berechnen der Kapillardruckkurve ist besonders im industriellen Kontext eine der wichtigsten Aufgaben, die zur Bestimmung der Eigenschaften eines Reservoirs im Rahmen der Special Core Analysis (SCAL) gelöst werden muss. Hierbei werden bereits einige fortgeschrittene Anwendungsworkflows mit GeoDict ausgeliefert. Für gewöhnlich startet der Workflow zur Bestimmung der Hysteresis mit dem Import der Bilddaten einer Gesteinsprobe, welche durch Computertomographie gewonnen wurden.

GeoDict Hysteresis Zyklus Workflow

Die daraus erstellten Bilder können mit fortschrittlichen Bildfiltern (z.B. Non-Local Means) und Segmentierungsmethoden (z.B. AI-Segmentierung) bearbeitet werden, um die Gesteinsstruktur optimal abzubilden. Die erstellte Struktur kann nun zur digitalen Bestimmung der Kapillardruckkurve genutzt werden. Bei der Berechnung des kompletten Hysteresis Zyklus des Zweiphasenflusses kann jeder Zwischenschritt von Primary Drainage bis Secondary Drainage simuliert werden. Unter Einbeziehung der individuellen Prozesse kann die Sättigung und Verteilung der Öl- oder Wasserphase innerhalb der Struktur abhängig vom Druck bestimmt werden. Als Teil des integrierten Workflows wird auch die Benetzbarkeit der Minerale (oil-wet, water-wet, mixed-wet) berücksichtigt. Die intuitive GeoDict-Benutzeroberfläche erlaubt den einfachen Einstieg in die Simulation der Zweiphasenströmung in Gesteinskernen.

Der Hysteresis Zyklus bildet folgende Prozesse ab:

  • Primary Drainage (forced): Wasser wird von Öl verdrängt
  • Imbibition (spontaneous+forced): Öl wird von Wasser verdrängt, basierend auf der vorangehenden Fluidverteilung
  • Secondary Drainage (spontaneous+forced): Wasser wird von Öl verdrängt, basierend auf der vorangehenden Fluidverteilung

Autoren und Anwendungsspezialisten

Dr. Arne Jacob

Application Engineer
for Digital Rock Physics

Dr. Christian Hinz

Business Manager
for Digital Rock Physics

Effektive Automatisierung des Workflows

Mit GeoDict sind umfangreiche Automatisierungen des individuellen Workflows möglich. In diesem Fallbeispiel wurde der vollständige Hysteresis Zyklus mittels der bereits in GeoDict enthaltenen Anwendung "Hysteresis for oil-water setups" simuliert. Dabei sind die Simulationsszenarien und Eingabeparameter, welche für die Simulation angewandt werden, je nach Anwendungsbedarf frei modifizierbar.

Bei der Umsetzung in GeoDict wird das gesamte Kontaktwinkelspektrum (water-wet, neutrally-wet, oil-wet, mixed-wet) der simulierten Fluide entsprechend der individuellen Benetzungseigenschaften des Gesteins abgebildet. Mit GeoDict können zudem sowohl Porous Plate als auch Centrifugal Standardexperimente zur Berechnung der Eigenschaften der Zweiphasenströmung in porösen Medien simuliert werden.

In der intuitiven Benutzeroberfläche hat der Nutzer Zugriff auf folgende Eingabeparameter:

  • Fluideigenschaften
  • Benetzungsbedingungen
  • Kontaktwinkel
  • Grenzflächenspannungen
  • Fließrichtung

Case Study: Berechnung der relativen Permeabilität großer Strukturen unter mixed-wet Bedingungen

Mit GeoDict werden große Gesteinsstrukturen zeit- und kostengünstig analysiert. Dabei werden aufwendige Labormessungen durch die digitale Simulation der Kapillardruckkurve und der davon abgeleiteten Berechnung der relativen Permeabilität vermieden.

Bei der Bestimmung der Gesteinseigenschaften wird zu jeder Druckstufe die Sättigungsverteilung der Phasen errechnet. Zu bestimmten Sättigungsstufen wird die effektive Permeabilität bestimmt, um schließlich die Entwicklung der relativen Permeabilität abhängig von der Fluidsättigung vorherzusagen. Dabei behält der Nutzer die volle Kontrolle über die bei der Simulation generierten Daten. So wird die Reproduzierbarkeit der Ergebnisse und Simulationsparameter sichergestellt.

Simulationsparameter

Kontaktwinkel (zu den Mineraloberflächen):

  • Water-wet CA: 40°
  • Oil-wet CA: 140°

Ergebnisse der Kapillardruckkurvenberechnung:

  • Irreducible Wasser Sättigung: 19 %
  • Residual Öl Sättigung: 31 %

Genutze Computerressourcen:

  • Laufzeit: ~3.8 days
  • RAM: ~195 GB
  • Parallelisierung: 32 Kerne
  • Software: GeoDict 2022 (Linux)

Mit GeoDict kann die relative Permeabilität ~100-fach schneller bestimmt werden als mit konventionellen Labormethoden!


Referenz: Mattila et al., 2016: A prospect for computing in porous material research: very large fluid flow simulations, Journal of Computational Science, 15, pp. 62-76, https://doi.org/10.1016/j.jocs.2015.11.013

Primary Drainage (forced)

Öl verdrängt Wasser in einem wassergesättigten Berea Sandstein. Die Sättigung der Ölphase erhöht sich mit steigendem Kapillardruck

Relative Permeabilität

Visualisierung der Strömungsgeschwindigkeiten in der Simulation der relativen Permeabilität

Relevante Publikationen

  • G. Burmester, F. Zekiri, H. Jurcic, P. Arnold, H. Ott., Integration and Upscaling of Multi-Phase Fluid Flow Properties in Clastic Reservoirs, 83rd EAGE Annual Conference & Exhibition, Conference Proceedings, pages 1-5, 2022 https://doi.org/10.3997/2214-4609.202210939