Calculation of Internodal Transmissivities in Finite Difference Models of Flow in Heterogeneous Porous Media

Romeu, Regis Kruel; Nœtinger, B.

doi:10.1029/94wr02422

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“…If the orientation of the fracture network is systematically skewed to the grid, or if the shapes of coarse blocks are irregular, a more advanced technique (i.e., one compatible with a multipoint flux approximation) may be required. Permeability upscaling and subsequent calculation of upscaled transmissibility (via weighted harmonic averaging of upscaled permeability) could also be applied, though direct transmissibility upscal-ing has been shown to provide better accuracy for highly heterogeneous systems [Romeu and Noetinger, 1995;Chen et al, 2003].…”

Section: Connections Between Coarse Blocksmentioning

confidence: 99%

Generation of coarse‐scale continuum flow models from detailed fracture characterizations

Karimi-Fard

Gong

Durlofsky

2006

Water Resources Research

133

101

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[1] A procedure for developing coarse-scale continuum models from detailed fracture descriptions is developed and applied. The coarse models are in the form of a generalized dual-porosity representation, in which matrix rock and fractures exchange fluid locally while large-scale flow occurs through the fracture network. The methodology developed here introduces local subgrids to resolve dynamics within the matrix and provides appropriate coarse-scale parameters describing fracture-fracture, matrix-fracture, and matrix-matrix flow. The geometry of the local subgrids, as well as the required parameters for the coarse-scale model, are determined from local flow solutions using the underlying discrete fracture model. The method is applied to two-and three-dimensional singlephase and two-phase flow problems, and the accuracy of the coarse models is assessed relative to fully resolved discrete fracture simulations. For the cases considered, it is shown that the technique is capable of generating highly accurate coarse models with many fewer unknowns than the detailed characterizations, and speedups of about a factor of 100 are achieved.

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Section: Connections Between Coarse Blocksmentioning

confidence: 99%

Generation of coarse‐scale continuum flow models from detailed fracture characterizations

Karimi-Fard

Gong

Durlofsky

2006

Water Resources Research

133

101

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“…The numerical discretisation of these equation leads to the solution of the following linear system: (25) Romeu and Noetinger (1995) studied numerically and theoretically the preceding formulations on log normal uncorrelated media (i.e. in the present case, situations where the permeabilities of two distinct grid blocks are independent).…”

Section: About Numerical Determinations Of the Upscaled Parametersmentioning

confidence: 99%

“…The simplest idea was implemented in Romeu and Noetinger (1995), i.e. dividing each original grid block into r 2 equal square grid blocks of size δx/r having equal permeabilities, as sketched in Figure 3.…”

Section: About Numerical Determinations Of the Upscaled Parametersmentioning

confidence: 99%

Multiscale Description and Upscaling of Fluid Flow in Subsurface Reservoirs

Nœtinger

Zargar

2004

Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP

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Résumé -Description multiéchelle des écoulements dans les réservoirs souterrains -Les formations géologiques sont des objets naturels complexes, sièges d'innombrables processus géologiques, mécaniques, physico-chimiques se déroulant sur des échelles d'espace et de temps extrêmement larges. Ainsi, des propriétés de mouillabilité directement issues de phénomènes moléculaires influencent directement les déplacements eau-huile, et donc évidemment la récupération finale du pétrole. De même, les hétérogénéités du réservoir, couplées aux non-linéarités de la mécanique des fluides, jouent un rôle essentiel pour localiser les écoulements dans des chenaux préférentiels. De façon à gérer cette complexité, et à hiérarchiser au mieux l'influence des nombreux phénomènes et paramètres, il est essentiel de disposer d'une description multiéchelle du transport de fluides dans ces milieux. Ceci permet aux ingénieurs en géosciences de travailler un modèle de terre partagé, réceptacle du savoir géologique, géophysique, ainsi que des données de gisement permettant l'intégration des divers métiers. On peut ainsi se concentrer sur les principaux phénomènes contrôlant l'écoulement de l'huile, et donc, sa récupération. Ceci aide les ingénieurs à intégrer les données issues de mesures de natures diverses à des échelles différentes et à diminuer les incertitudes, permettant ainsi la prise de meilleures décisions économiques. Dans cet article, nous présentons la philosophie globale des techniques de changement d'échelle, en y incluant la description des concepts les plus récents d'approches multiéchelles. Abstract -Multiscale Description and Upscaling of Fluid Flow in Subsurface Reservoirs In order to face this complexity, and to be able to hierarchize the influence of the various relevant geological and physico-chemical phenomena, it is thus essential to handle a multiscale description of fluid transport in these reservoirs. This is an essential tool to help reservoir engineers to focus on the crucial phenomena that control the flow. This helps them to integrate data, and this results in a lowering of the uncertainties of the reservoir description that enhances economical decisions. In this paper, we present classical upscaling approaches, as well as more recent multiscale concepts. Upscaling of Fluid Flow in Oil ReservoirsMise à l'échelle des écoulements dans des réservoirs pétroliers D o s s i e rOil & Gas Science and Technology -Rev. IFP, Vol. 59 (2004)

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“…On the other hand, it is generally recognized that upscaling of transmissibility is more accurate than upscaling of permeability for coarse scale flow simulation (Romeu and Noetinger, 1995;Urgelli, 1998). According to Darcy's law, the equivalent transmissibility T ij between two coarse gridblocks i and j can be determined by the quotient of equivalent flux F ij and the difference in coarse grid pressure p j -p i :…”

Section: Upscaling Of Absolute Permeabilitymentioning

confidence: 99%

Near-Well Upscaling for Reservoir Simulations

Ding

2004

Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP

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Résumé -Mise à l'échelle au voisinage du puits pour simulations de réservoir -Les techniques de mise à l'échelle de perméabilité absolue (du modèle géologique ou géostatistique vers le modèle de simulation dynamique de réservoir) sont étudiées depuis longtemps dans la littérature. Il est généralement reconnu que la difficulté principale dans la mise à l'échelle est la dépendance des conditions aux limites, qui conduisent à des solutions non uniques. Ceci est particulièrement crucial au voisinage des puits, qui correspondent à des singularités de l'écoulement. Ainsi, à la suite d'une mauvaise mise à l'échelle de la perméabilité absolue aux abords du puits, les productivités de celui-ci, calculées par simulations en maillage fin et grossier, peuvent être très différentes. Dans cet article, nous présentons des techniques de mise à l'échelle au voisinage du puits, qui permettent d'améliorer significativement la précision de simulation en maillage grossier pour la prédiction de la productivité du puits dans un milieu hétérogène. Cette technique a été développée pour puits complexes sur un maillage corner-point geometry (CPG) en 3D. En utilisant la mise à l'échelle au voisinage du puits, les résultats aux puits obtenus par simulations en maillage grossier et en maillage fin sont équivalents. Abstract

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Calculation of Internodal Transmissivities in Finite Difference Models of Flow in Heterogeneous Porous Media

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Generation of coarse‐scale continuum flow models from detailed fracture characterizations

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Multiscale Description and Upscaling of Fluid Flow in Subsurface Reservoirs

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