MORE - Modular Oil Reservoir Evaluation

1.

MORE - Modular Oil Reservoir Evaluation
Модульная система
гидродинамического
моделирования
нефтегазовых
месторождений
1

2.

Немного истории
1996
1998
MORE
MORE 4.2 TempestView Tempest
Оксфорд MORE 5.0 View
PVTx
MORE
PVTx
NextWell
Venture
2005
1999
Tempest 6.2
2000
2001
2004
Tempest
View
MORE
Tempest 6.1
Вторичные
методы
воздействия
RECU
LIFT
PVTx
NextWell
Venture
Мультиопционная
система моделирования2

3. Гидродинамический симулятор MORE

Программный комплекс MORE
предназначен для:
• анализа
• контроля
• проектирования
• оптимизации
разработки нефтяных, газовых и
газоконденсатных месторождений.
3

4. TEMPEST

TEMPESTView (Визуализация)
TEMPESTMORE
Модель Black Oil
Композиционная модель
TEMPESTVenture
Расчет экономических
показателей
TEMPESTNextwell
¬Модель призабойной зоны
¬Приток к скважине
¬Модель потока в скважине
TEMPESTPvt
¬PVT таблицы для Black Oil
¬PVT таблицы
композиционных моделей
TEMPESTBase (Базовые функции и модель данных)
Внешние
базы данных
TEMPEST
Datastore
TEMPEST
Exchange
4

5. Особенности гидродинамического симулятора

Высокая скорость;
Эффективное использование памяти;
Модели со сложной геометрией;
Быстрый переход между Black Oil и
композиционными моделями;
1+1=2 Устойчивость и надежность
результатов;
Возможность работы на
различных платформах;
Широкие сервисные
возможности.
5

6. Высокая скорость вычислений

Высокая скорость счета достигнутая за счет
использования современных алгоритмов.
Быстрота MORE позволяет:
– оперативно адаптировать результаты
гидродинамического моделирования к истории
разработки
– эффективно работать с крупными и
гигантскими объектами
– рассчитывать большее количество вариантов
при составлении ТЭО, ТЭС и проектов
разработки
– проводить анализ и минимизацию риска
разработки месторождения
6

7. Широкие сервисные возможности

• Возможность интерполяции структурных
х, у <=> i, j
=
+
карт и карт параметров
• Совместимые форматы ввода/вывода
• Удобная организация Пост-процессора
• Возможность задания положения
скважин в географических координатах
• Встроенные математические операции
над массивами данных
• Очередь задач для работы во
многопользовательском режиме
7

8. Входные данные для симулятора

Модель пласта
Описание флюида
k
S
Стратегия и история
разработки
Кривые относительных
фазовых проницаемостей
8

9. Источники входной информации

PVTx
Модель флюида
Уравновешивание
RMS
Геологическая модель
Данные ФОФП
Глубины контактов
(Recu)
Начальное состояние
модели
Моделирование
Данные добычи
Результат моделирования
9

10. Запуск программы

Произвести запуск всех модулей MORE можно из
Tempest или из командной строки
mored - запуск программы с двойной точностью;
Синтаксис:
mored <имя входного файла><имя выходного файла>
C:\USERS\ mored uppg1
C:\USERS\ mored.exe uppg1.dat uppg1.out
10

11.

Запуск программы
11

12. Секции запускающего файла MORE

Глобальные
ключевые
слова
Секция
RECURRENT
Секция INPUT
определение параметров и
формата входной и выходной информации
ввод данных по
скважинам
Секция
INITIALIZATION
определение начальных условий в пласте
Гидродинамический
симулятор
Секция GRID
определение гидродинамической сетки и
свойств пласта
Секция FLUID
определение свойств
флюидов (PVT и др.)
Cекция RELATIVEPERMEABILITY
задание фазовых
проницаемостей
12

13. Формат ввода данных

3 типа строк:
Ключевые слова
Первичные
Вторичные (подключевые слова)
Строки ключевых слов могут
также включать в
себя данные
(значения
параметров или опции).
КЛ. СЛОВО ОПЦИЯ
ПОДКЛ. СЛОВО ОПЦИЯ
<данные> /
Данные
Массивы
Таблицы
Комментарии
Ключевые слова - 4 символьные Используются для
Имена скважин, групп и
документирования
сепараторов - 16 символьные
создаваемого
модельного файла
13

14. Глобальные ключевые слова

Задание выдачи в выходном файле входного
ECHO OFF ON
Подключение вспомогательных файлов
OPEN {INPU ALL ECLI IRST} FORM UNFO UNIX PC }
INCL
Переход между стандартным вводом и
альтернативным
SWIT
Задание выдачи ошибок для контроля в выходном
файле
ERRO {NERR{FATA NONF} {NONE ERRO ALL} {NOAL ALTE}
14

15. Пример записи глобальных ключевых слов

ECHO OFF
OPEN ALL
'RST/56mod33'
/==============
OPEN INPUT
'GRID\grid.grd'
SWITCH
OPEN INPUT
'Out1990.txt'
SWITCH
OPEN ECLIPSE [UNFO] [FORM] [UNIX][PC]
UNFO - (По умолчанию) Создаёт бинарные файлы;
FORM - Создаёт форматированные (текстовые) файлы;
PC - Создаёт бинарные файлы формата PC;
UNIX - Создаёт бинарные файлы формата UNIX;
15

16.

Вложение файлов
ABSP - отменяет систему «вложенных файлов»
Если:
include
'S:/props/subdir1/include1.dat' /
В файле include1.dat используем:
include
'subdir2/include2.dat' /
Тогда include2.dat находится в S:/props/subdir1/subdir2.
Внимание! ABSP должен быть введен секции INPUT до использования ключей
INCLUDE и OPEN.
16

17. Секция INPUT

• Заголовок в выходных файлах
TITL
• Печать данных секции INPUT
PRINT NONE ALL
• Задание системы единиц измерения
UNIT METR POFU
метрическая система измерений
американская система измерений
•Дата начала моделирования
IDAT 1 JAN 1999
IDAT Jan, 1, 99
•Дата запуска модели (Рестарт)
SDAT 1 Jan 2009
SDAT 10 YEAR (DAYS MONT)
17

18. Секция INPUT

COARsen – задаёт равномерное укрупнение сетки по
осям x-, y- и z
COARsen Fx Fy Fz {OUTPut}
CXGR, CYGR, CZGR
CXGR 16 {OUTPut}
10 3 2 10*1 2 3 10 /
18

19.

Секция INPUT
Выбор численной схемы счета IMPL
FULL(FIBO) - полностью неявная схема (IMPLICT).
IMPEs - неявная по давлению, явная по насыщенности
(IMPES).
ADAPtive - в зависимости от устойчивости решения
отдельные ячейки автоматически переключаются между
IMPES и IMPLICT.
ADAP может использоваться как альтернатива IMPL
ADAPtive {FULL NONE}
FULL - полностью неявная схема; NONE - схема IMPES.
19

20.

Секция INPUT
• Название компонентов в модели
CNAM OIL GAS WATR
CNAM C02 C1 C2 C3 C4 C5 C7P1 C7P2 WATR
• Объединение компонентов в группы
LUMP имя группы КОМПОНЕНТЫ
CNAME C02 C1 C2 C3 C4 C5 C7P1 C7P2 WATR
LUMP C7+ C7P1 C7P2
• Мольный композиционный состав смеси
SCMP имя состава
0.6 0.3 0.1 / Мольные доли компонентов
20

21.

Секция INPUT
Выделение нового потока из существующих
SPLI name {INJE PROD BOTH} {OIL GAS} {VAPO LIQU
SAME}
fstrm1 fstrm2 fstrm3 ... fatrmn / - Доля i-го компонента в
потоке
{поток для нагнетания, добычи и того и др. }
{поток формируется из нефтяной фазы (Не применим
для нагнетания), из газовой фазы}
{jОпределяемый поток – газ, жидкость, новый поток в
такой же фазе, как и тот, из которого он был выделен
Проверка правильности синтаксиса входного файла
DIRE {NOGO GO}
21

22.

Секция INPUT
INPUT DATA
/========================
TITLE BC11-2b of ******** reservoir
TITLE Variant # 16 from 6-june-2000
//Inje well ROCK & K
MULT KWR 1.05
UNIT Metric
IDATE 1 JAN 1988 /
SDATE 0 YEAR
/
IMPLICIT FULL
CNAME: OIL WATR
22

23.

Секция FLUID
FLUID {BLACk oil EoS} - открытие секции
•Cвойства воды
WATR плот. в c.у., плот.(ТплРref), сжим-сть, Рref, вязкость
1000
980 0.000043
1
1/
PVTW
Pref Bwref compw viscw
•Определение параметров печати
PRIN{NONE ALL BASI}
•Определение температуры пласта
TEMP 60
23

24.

Секция FLUID. Black Oil
Постоянные свойства флюида
BASI
плотность нефти в ст. условиях;
молекулярный вес нефти;
молекулярный вес газа.
SDEN
плотность нефти в ст. усл.;
плотность газа в ст. усл.
DENSITY
плотность товарной нефти;
плотность воды в н.у.;
плотность газа в н.у.
Замечание: В отличии от большинства других ключей MORE , ключ DENSITY должен быть
написан полностью, все 7мь букв!!!
24

25.

Секция FLUID. Black Oil
PVT свойства
PVTN
OPVT
давление насыщения
объемный коэффициент
вязкость нефти
газосодержание 103м3/м3
сжимаемость
градиент вязкости
GPVT
давление
объемный коэффициент
--* Oil PVT Table
--* P(bar) Bo(rm3/sm3) Visc(cp) Rs(ksm3/sm3) Comp(1/bar)
OPVT
7.90829
1.10837 0.57995 0.00383
0.00131 /
104.798
1.36514 0.30288 0.08617 6.08522e-04 /
201.687
1.72887 0.22454 0.18963 3.16191e-04 /
330.873
2.32436 0.17510 0.34429 1.92738e-04 /
524.652
3.26743 0.13718 0.59998 1.21551e-04 /
556.949
3.41500 0.13281 0.64476 1.14502e-04 /
589.245
3.56087 0.12880 0.69007 1.08226e-04 /
621.542
3.70531 0.12510 0.73589 1.02603e-04 /
/
вязкость газа
газонефтяной фактор
25

26.

Секция FLUID
/======================
FLUID BLACK OIL
/======================
WATR
denwsc denwref comprsw
1010.
990.
0.0000369
pref
1.
viscw
.46
Rsgo
oCmpr
oVslope
0.005
0.000149
0.0022/
BASIC denosc oilmv gmwgr
835.
184.5 0.841 /
TEMP 81. /
OPVT
/
P
Bo
VISCo
85
1.20
1.28
26

27. Задание свойств недонасыщенной нефти (OPVT)

Изменение наклона зависимостей объемного
коэффициента (Bo) и вязкости от P определяются
данными сжимаемости нефти и градиентом
вязкости
Co = -1/Bo(dBo/dP)
ms = 1/ o(d o/dP)
Они могут быть рассчитаны из 2 последних строк в
OPVT данных, или заданы явно;
Различные наклоны возможны для различных
давлений насыщения.
27

28. Зависимость проницаемости от давления

Р - Давление
KVSP {IRRV}
КМ - Множители проницаемости,
P1 KM1 PVM1 /
зависящие от давления.
P2 KM2 PVM2 /
PVM - Множители порового объёма,
…
…
зависящие от давления
Pn KMn PVMn /
IRRV - Делает изменения проницаемости
Porosity vs Pore Pressure
/
необратимыми
Можно ввести до 10 таблиц и до 50
строк в каждой таблице.
Для
давлений
вне
диапазона,
покрываемого
таблицей,
будет
использоваться последнее (первое)
значение KM в таблице.
Коэффициент пористости, %
25.00
Задание регионов:
KPTA в секции GRID
KPTA
ZVAR
1 2.5 3.5 4 /
24.00
Прямой ход
23.00
22.00
Обратный
ход
21.00
20.00
19.00
60
0
10
20
30
40
Поровое давление, мПа
50
28
60

29. Cекция RELATIVE PERMEABILITY

RELA- открытие секции
Задание таблиц относительных
фазовых проницаемостей
• в системе вода-нефть (KRWO);
• в системе газ-нефть (KRGO);
•Таблицы должны содержать не менее 2-х и не
более 50 строк данных.
•Связанная водонасыщенность определяется
первым не нулевым значением
29

30. KRWO - Таблица относительных фазовых проницаемостей в системе нефть - вода

30

31. KRGO - Таблица относительных фазовых проницаемостей в системе газ - нефть

31

32.

Cекция RELATIVE PERMEABILITY
OSF So Krow Krog Krowh Krogh
Относительная фазовая проницаемость по нефти как
функция нефтенасыщенности So
GSF Sg
Krg
Pcog
Krgh
Относительная фазовая проницаемость по газу как функция
газонасыщенности Sg
WSF Sw Krw Pcow Krwh
Относительная фазовая проницаемость по воде как функция
32
водонасыщенности Sw

33.

Cекция RELATIVE PERMEABILITY
/=========================
RELATIVE PERMEABILITY DATA
/==========================
/rock type #1 - perm < 20.
OPEN INPUT
'rkpc_r1old_m.prn'
KRWO
Sw
Rkw
Rkow
Pcow
0.200
0.0000
0.7300
70.000 /
SWITCH
0.300
0.350
0.400
0.450
0.500
0.550
0.600
0.725
0.750
0.800
0.850
0.900
0.950
1.000
0.0000
0.0000
0.0000
0.0001
0.0037
0.0073
0.0183
0.0657
0.0672
0.0686
0.0730
0.1022
0.1825
0.2920
0.7300
0.7300
0.7300
0.7300
0.7227
0.5840
0.4088
0.0051
0.0001
0.0000
0.0000
0.0000
0.0000
0.0000
44.000 /
30.000 /
19.000 /
10.000 /
5.000 /
1.000 /
0.500 /
0.120 /
0.100 /
0.095 /
0.090 /
0.085 /
0.060 /
0.010 /
/ end krpc-1
33

34.

Cекция GRID
•Радиальная и декартова система координат;
•Прямоугольные ячейки (Cartesian) и
четырехугольные ячейки (Corner Point).
•Определение размера сетки и блоков ее
составляющих (SIZE, SPEC,
HORI, VERT и др.)
Начало координат сетки (по умолчанию)
размещено в
верхнем левом углу.
•Преобразование системы координат
• (ROTA)
34

35.

Задание сетки
GRID - открытие секции
•Размер и тип сетки
SIZE nx ny nz {RADI CART}
•Задание шаблона разностной схемы
HORI {BLOC POIN}
VERT {BLOC POIN}
•Значение глубины
DATU 2789 meters
•Определение опции печати
PRINt NONE MAP array1 array2… NNC
•Определение области печати
ZONE i1 i2 j1 j2 k1 k2
35

36.

Опции секции GRID
MORE имеет большой диапазон входных опций,
особенно для раздела GRID. Мы остановимся на
блочно центрированной сетке, которая является,
как показывает опыт самой употребимой
большинством пользователей
В секции GRID: VERT BLOC
HORI BLOC
Block
Point
36

37.

Пример задания сетки
/====================================
GRID DATA
/====================================
PRINT MAP
SIZE 70 222 19 CART
HORI BLOCK
VERT BLOCK
DATUM 2370. /
OPEN INPUT
'GRID\grid.grd'
SWITCH
37

38.

Система координат
Ось z направлена вниз z
Система координат правосторонняя
y
1 2
x
3
4 5
6 7
8
9 10
11 12 13 14 15
………………….….
98 99 100
K=1
K=2
K=3
Первый слой (K=1)
расположен вверху сетки.
Ячейки нумеруются по
направлениям x, y и z с помощью индексов I, J и K.
При вводе значений в модель используется так
называемый “естественный” ('natural') порядок, то
есть самым быстрым является x-индекс, а самым
38
медленным z-индекс.

39.

Пример задания сетки
Размер блоков - в направлениях
x
YиХ
X-DI и Y-DI
x
y
y
{CONS VARI LOGA}
<data>
Задание глубины и толщины пластов
X’
Y’
DEPT, THIC
ytran
xtran
Вращение и перемещение сетки
ROTA xtran ytran arot
Определение z-положения
arot
Z-DI
39
Сетка

40.

Импорт сетки в MORE
•Координаты сетки
COOR {X&Y ZXY}
<data>
х11 х2
х111 х211
Х
1
Z
Х
z111
z112
z11к
•Задание глубины и толщины пластов
DEPT, THIC
40

41.

Cекция GRID
Ввод массивов
XCOO, YCOO, ZCOO - х, у, z координаты блоков, м;
XGRI, YGRI, ZGRI, - размер блоков сетки о х, у, z направлениям, м;
THIC - общая толщина, м;
PORO - пористость, доли ед.;
K_X, K_Y, K_Z - проницаемость по х, у, z, мД;
NET - эффективная толщина, м;
NTOG - коэффициент песчанистости;
ACTN - область активных блоков;
PHIH - пористость-толщина (PHIH=PORO*THIC), м;
K_XH - проницаемость по х - толщина (K_XH=K_X*THIC*NTOG), мД-м;
PHIN - пористость- коэффициент песчанистости (PHIN=NTOG*PORO*ACTN), д. ед.;
K_XN, K_YN - проницаемость по х, у - эффективная нефтенасыщенная толщина,
мД/мД;
AXES - отклонение осей по проницаемости, град;
DEVX, DEVY - отклонение вертикальной проницаемости от оси х, у, град.;
41
K_XP - проницаемость по х /пористость, мД;

42.

Cекция GRID
KYKX, KZKX - проницаемость по у, z / проницаемость по х, мД/мД;
CROC - сжимаемость породы, бар-1;
CRPH - пористость на сжимаемость породы (CRPH=CROC*PHIN), бар-1;
REFE - пластовое давление для распределения пористости, бар ;
ROCK - определение областей с различными типами пород;
EQUI - регионы по инициализации
TTHI - общая толщина, м;
MULX, MULY, MULZ - коэффициенты сообщаемости по x, y, z направлениям
и т.д.
42

43.

Ввод параметров сетки
Ввод параметров секции Grid может быть
различный и определяется двумя пунктами:
•Как вводить слои?
•Как вводить данные для каждого слоя?
KEYWORD OPTION
SUBKEYWORD OPTION
<data> /
Examples:
CROC UNIF
ZGRI DISC
K_X
CONS
VARI DISC
ZVARIABLE
0.000004 /
7515 7615...
43 45 46 53 /
43

44.

Ввод параметров сетки
1. VARIable – значения постоянны внутри
слоя и терпят разрыв между слоями
2. CONTinuous – значения изменяются
внутри слоя и, при переходе через
поверхности слоев, по линейному закону.
3. DISContinuous – значение линейно внутри
слоя и терпит разрыв при переходе через
поверхности слоев
44

45.

Ввод параметров сетки
KEYWORD OPTION
По умолчанию VARI
SUBKEYWORD
По умолчанию VARI
Данные для 1 слоя
Данные для 2 слоя
Данные для 3 слоя
/
Нижеприведенные примеры дают одинаковый
результат для сетки 10х10х4:
K_X
K_X VARI
K_X
100*43 100*46
VARI
ZVARIABLE
100*39 100*70 /
100*43 100*46
43 46 39 70 /
100*39 100*70 /
45

46.

Ввод параметров сетки
Все массивы внутри MORE представляются в
виде 2*NZ слоев:
1+
2+
123-
3+
44+
VARI BLOC заполняют слои + и - одинаково.
Использование DISC нуждается в задании каждого слоя
VERT BLOC использует значения в точках ,
VERT POINT использует значения в точках
46

47.

Работа с массивами
•Заданы только K_X и PORO.
по умолчанию существуют зависимости между
массивами, например
KYKX=K_Y/K_X=1
KZKX=K_Z/K_X=1
Определяемые пользователем массивы
DEFIne имя массива {ТИП массива}
‘Описание массива ’
FLlP - как массив пластовых запасов.
•Математические выражения обработки Сетки
Для слоев: array (l1:l2) = выражение
Арифметические функции могут использоваться для
всего массива
+, -, *, /, **, SQRT, LOG, MAX, COS, SIN и т.д.
47

48.

Математические операции
Porosity( 2 : 3 ) = PHIH/THIC
Если диапазон слоев задан только в левой части выражения, то
правой части автоматически приписывается тот же диапазон.
K_X (2 +: 4-) = KMUL (3 +: 5-) * K_X
KHTOT = SUMZ {K_X * THIC}
Результат суммирования - одиночное значение для слоя.
PORO=(0.1*IEQ(FIP,1))+(0.2*IEQ(FIP,2))+(0.3*IEQ(FIP,3))
В приведённом примере установлена пористость, равная 0.1 везде,
где значение массива FIP равно 1, 0.2 везде, где значение массива
FIP равно 2 и 0.3 везде, где значение массива FIP равно 3.
48

49.

Работа с массивами
•Изменение значений
МODI i1 i2 j1 j2 k1 k2 ZERO NINT
<+ * min max>
MODI 4* 2 2/
1* 0,4 /
(Умножить все значения в слое 2 на 0.4)
MODI 6* ZERO
2* 0.02 /
(Любые значения меньше чем 0.02 приравниваются к 0.)
•Замена значений
REPL i1 i2 j1 j2 k1 k2
<data>
REPL 1 3 4 5 2 2
.12 .23 .20
.15 .18 .19 /
(Заменить первые три значения в строках (4 и 5) из второго слоя)
49

50.

Интерполяция
•Линейная или квадратичная
LINE {NOXY IN-X IN-Y X&Y}
<data>
•Взвешенная по расстоянию
Пример: DIPT 1 LAYE
LINE
0 500 1000 / x
0 2000 4000 / y
1280 1300 1290
1285 1310 1300
1280 1305 1295 /
INTE exp n {NOXY ALLX TRIP}
•Функция пористости
F(PO {LOGA LINE}
•Функция глубины
Пример: K_X UNIF
F(POR LOGA
0.25 50
0.28 200
0.30 500
/ end
F(DE
50

51.

Работа с массивами
• Замена или изменение порового объема,
сообщаемости и глубины
PVOL(TRAN,DEPT) i1 i2 j1 j2 k1 k2 {REPL MODI} ZERO
1. <+ * min max>
2. <data>
• Изменение суммарной сообщаемости/порового
объёма
TSUM i1
i2
j1
j2
k1
k2
xmult xmax /
51

52.

Работа с массивами
OPEN INPUT
'GRID\k_z.dat'
SWITCH
/well 1094
MODI 24 28 86 89 1 16 /
1* 0.1 /
/well 1138
MODI 35 37 105 107 14 14 /
2* 0.1 /
K_Z = K_Z/10
KZKX
MODI 6* /
2* 0.1 /
PVOL 51 70 40 53
1* 800 /
1 19 MODI /
52

53.

Работа с массивами
ROCK
ZVARI
19*1 /
DEFINE WRK1
'work_rock1'
DEFINE WRK2
'work_rock2'
WRK1 = K_X
WRK1
MODI 1 70 1 222 1 19 ZERO
0 1 20 /
WRK1 = WRK1/K_X
WRK2 = K_X
WRK2
MODI 1 70 1 222 1 19 ZERO
0 1 100 /
WRK2 = WRK2/K_X
ROCK = ROCK + WRK1 + WRK2
53

54.

Возможные ограничения
• Минимальная мощность ячейки
MINDZ
• Условие создание выклинивания
PINC {ON OFF}
hmin /
• Минимально допустимый поровый объём
MINP {VALU} {MORE} {ECLI}
pvmin /
54

55.

Создание выклинивания
MINDz, MINPv – ограничения
по мощности и поровому объему
PINC – создает
выклинивание
PNSW – блокирует
выклинивание (MORE 6.3)
55

56.

Импорт сетки в MORE
•Укрупнение размеров блоков в направлениях
YиХ
Пример: SIZE 9 12 4
XDIV
XDIV и YDIV
2 4 3 /
•Восстановление сетки после укрупнения
NOXY
•Определение геологических слоев
LAYE
Пример: SIZE 25 43 8
LAYE
2 3 3*1 /
56

57.

Локальное измельчение сеток
LGRD 4 4 1 1 2 2 3 1 1 lgr-3A
Размерность глобальной
сетки 10x10x4
Создаётся LGR
размерностью 4x4x1
в диапазоне ячеек по
I - [1, 2], J – [2 ,3], Z=1.
REFI и ENDR
Эти ключевые слова позволяют задавать значения статических
параметров для локальных измельчений.
57

58.

Несоседние соединения блоков
• Определение
NNC {MULT} {MORE ECLI}
i1
/
j1
k1
i2
j2
k2
tran
• Определение сообщаемости
TCON ishft jshft kshft i1 i2 j1 j2 k1 k2 {UNIF} {MULT}
tran /
• Множители сообщаемости
TMUL tmult
58

59.

Задание разломов
Задание разломов (вертикальные, наклонные)
Прямые разломы
Искривленные разломы
59

60.

Задание разломов
Задание разлома
FAULTS -- NAME
F
IX1 IX2
5
5
IY1 IY2
1
10
IZ1 IZ2 FACE
1
5
X /
/
Множитель разлома
MULTFLT F 0 /
60

61.

Задание разломов
• Задание разлома
FAULt fname k1 k2 {MAX MIN}
i1 j1 to-where ij2 to-where ij3 . . . /
• Множитель разлома
FMULT fname xmult
61

62.

Секция INITIALIZATION
•Существует два способа определения
начального состояния:
Расчет начального равновесного состояния (EQUI);
Задание начального неравновесного состояния
(NONE);
•Определение геологических слоев (LAYE);
•Присвоение имени массивам (DEFI);
•Ввод массивов (аналогично секции GRID).
62

63.

Начальное равновесное состояние
•Задание глубины и давления
EQUI
href pref hgoc pcgoc hwoc pcwoc /
/
•Постоянные значения параметров расчета
СONS nreg
temp psat compos /
•Значения параметров как функции глубины
F(DEP nreg
h temp psat compos /
63

64.

Начальное равновесное состояние
• Начальная зависимость нефтегазового
отношения от глубины
RVVD nreg
d1 Rv1 /
• Начальная зависимость газового фактора
при растворенном газе от глубины
RSVD nreg
d1 Rs1 /
64

65.

Начальное неравновесное состояние
•Постоянные значения параметров расчета
СONS nreg
t р psat sgas swat compos /
•Значения параметров как функции глубины
F(DE nreg
h
t р psat sgas swat compos /
Предопределенные массивы:
PRES, SOIL, SWAT, SGAS, PSAT, TEMP
65

66.

Секция INITIALIZATION
INIT NEQUI
F(DEP
2392 81 243 /
/
OPEN INPUT
'GRID\swat.dat'
SWITCH
/well 1094
MODI 24 28 86 89 16 16/
2* 0.7 /
SOIL=1.-SWAT
SOIL
/well 1094
MODI 24 28 86 89 16 16/
2* 0.3 /
66

67.

Секция INITIALIZATION
/===============================
INIT EQUI
/===============================
EQUI
2392 237 2* 2392 0.5 /
2392 237 2* 1000 0.5 /
2392 237 2* 2367 0.5 /
/
Возможно использование ключевого слова SWAT при
равновесной инициализации. При этом вводятся
дополнительные капиллярные давления, позволяющие сделать
заданное пользователем поле насыщенности равновесным.
Настройка сдвижки начальных капиллярных давлений
PCSH MIN LIMI FULL OFF
67

68.

Водонапорный горизонт
Задание свойств водонапорного горизонта
AQCT name depth perm poro Compr radiusθ h Pinit viscw [EQUI]
[NOBAck]
Подсоединение водонапорного горизонта
AQCO name ixl ixu iyl iyu izl izu Face / грань ячейки, указать одну из
x-, x+, y- ,y+ ,z- или z+
AQCT AQ1 7450 10 0.1 0.00001 1000 360 50 4000 0.3 /
AQCO AQ1 4* 17 17 Z+ /
(Подсоединение к подошве 17-слойной модели.)
Подсоединение водонапорного горизонта на
заданной глубине (GRID)
AQCD nameA depth nreg /
68

69.

Секция RECURRENT
Типы скважин (WELL, Events)
Вертикальные
Наклонные
Горизонтальные
Способы описания траекторий скважин в Tempest-MORE
Только для вертикальных
скважин:
LOCA – координаты скважины
ZONE – перфорация
Для любых типов скважин:
Географические
координаты
TFIL (TTAB) – траектория
скважины
COMP – перфорация
Events – события
По блокам
сетки
CIJK –
траектория +
перфорация
Events –
события
69

70.

Секция RECURRENT
•Определение скважины:
WELL name PROD limit Q= P= tname
limit - OIL, GAS, LIQU
WELL name INJE limit Q= P= tname AND
limit - WATR, GAS
•Местоположение скважины
LOCA x y {I-J, X-Y} [LGR name]
Если задано имя LGR, то координаты скважины в нём должны
задаваться только через индексы I-J.
•Способ задания координат
WLOC I-J, X-Y
70

71.

Задание параметров по скважинам
•Радиус и скин-фактор
RADI rw skin reqv
•Коэффициент эксплуатации
WEFA voul
•Опция печати
PRIN {NONE ALL TRACK }
TRACK Вывод траектории скважины в .out файл
71

72.

Задание перфорации скважин
•Перфорация скважин
ZONE {SKIN REQV K-H_ MULT}
xzone1 xzone2 .… /
Пример:
WELL N-31 PROD GAS Q=620 P=50
LOCATION: 2*1745
RADIUS: 0.14 /
(no skin)
ZONE: SKINS
2*-4.0 /
72

73.

Наклонные скважины
•Задание наклонных скважин
CIJK
I1 J1 K1 DIR1 Rw1 KH1 Skin1 Reqv1 M1/
I2 J2 K2 DIR2 Rw2 KH2 Skin2 Reqv2 M2/
…
In Jn Kn DIRn Rwn KHn Skinn Reqvn Mn/
/
i j k -координата скважины, направление скважины (X,
Y или Z), радиус скважины. <проницаемость вскрытой
ячейки>*<длину перфорированного интервала>, скинфактор, эквивалентный радиус ячейки, множитель
сообщаемости скважина-пласт.
73

74.

Работа с траекториями
Описание траектории скважины
TFILE {NORO}
'trackwellA.trk' /
В wellname
Xloc Yloc
Zloc
MD
:
:
:
:/
В качестве альтернативы можно использовать ключевое слово TTAB.
TFILE
'welltrackA.dat' /
где файл welltrackA.dat содержит следующую информацию:
WP_A
--X
Y
Z
MD
23613.4 764512.0 100.0 100.0
23731.2 765193.0 5000.0 5300.0
23782.7 765921.0 5000.0 6300.0
WELL I-1 INJECTS GAS QLIM=750.0 PMAX=1378.95
COMP WP_A 2500 2600 0.05 0.0 1.0
TTAB
{NORO}
wellname Xloc
:
:
ENDT
Yloc
Zloc
:
MD
:/
74

75.

Задание перфорации скважин
COMPlete – перфорация вдоль ствола скважины
COMP track-table md1 md2 r S M
Описание
track-table
Md1
Mdu
R
S
M
Имя таблицы, содержащей траекторию скважины.
Измеренная глубина начала интервала перфорации
Измеренная глубина окончания интервала перфорации
Радиус скважины в этом интервале (по умолчанию 6 дюймов).
Скин (по умолчанию 0.0).
Множитель сообщаемости скважина – пласт (по умолчанию 1.0).
Вы можете задать более одного интервала перфорации для одной скважины:
WELL TI-1 INJECTS GAS QLIM=750.0 PMAX=1378.95
COMP TI-1 2580 2610 0.2 0.0 1.0
COMP TI-1 2650 2690 0.22 0.0 1.0
Если задаётся новый интервал, он применяется “поверх”старого. Например, если мы сначала задаём
перфорацию в интервале от 4056 до 4129 ft, используя:
COMP TI-1 4056 4129 0.23 0.0 1.0
и затем вводим второе ключевое слово COMPL, перекрывающее интервал в диапазоне от 4080 до 4092
COMP TI-1 4080 4092 0.23 0.0 0.0
В результате мы получим два открытых интервала, один от 4056 до 4080 и второй от 4092 до 4129.
75

76.

Задание событий для добывающей
системы
Секция RECU
EFORM [WELL] dateFormat [MDL] [MDU] [RADI]
[DIAM] [SKIN] [MULT]
EFOR - Формат Данных Событий для Скважин
Аргумент WELL является опциональным и обозначает, что имя
скважины будет указано в каждой строке.
MDL Глубина верхней отметки перфорации
MDU Глубина нижней отметки перфорации
RADIUS Радиус скважины
DIAMETER Диаметр скважины
SKIN Скин-фактор
MULT Множитель сообщаемости скважина-пласт
76

77.

Задание событий для добывающей
системы
Секция RECU
EFIL – задание серии событий в одном
или более подключаемых файлах
Пример:
EFILE
'wells.event' /
ETAB – задание таблицы данных
добычи, встренной в основной файл
Пример:
EFORM WELL 'DD/MM/YYYY' MDL MDU SKIN MULT
ETAB
502 01/01/2000 PROD
502 01/01/2000 OPT 1600 -- Задает дебит нефти равный 1600 sm3/day
502 01/01/2000 BHPT 100
502 01/01/2000 PERF 4354 4386 -1 3.2 -- Перфорация
G1 01/06/2000 GGPT 500 -- Устанавливает объем добычи газа для группы в 500 ksm3/сухого газа
ENDE
77

78.

Задание событий для добывающей
системы
Секция RECU
• Единицы измерения событий
EUNIts depthUnit radiusUnit /
Единица
Глубина
Радиус или диаметр
Field
фут
фут или дюйм
Metric
метр
метр или сантиметр
• Выбор шага по времени в соответствии с событиями
EVENTS EXACT
• Окончание ввода событий для текущей таблицы ETAB
ENDE
78

79.

Ввод исторических значений по
скважинам
HFOR – Описание данных по истории работы скважин
HFORM [WELL] [date_format] Q1 Q2 Можно определить до 10 параметров Q1, Q2, …, на практике используются 3 или 4.
Формат даты
DD - день
MM/MMM - месяц
YYYY - год
Эти три компонента могут следовать в произвольном порядке.
DD - целое числом в диапазоне 1-31.
Если используется MM, то это целое число в диапазоне 1-12.
Если используется MMM, то это текст -{jan, feb, …, dec}.
YYYY обозначает год.
HTAB (HFIL) – История добычи
в строках входного файла
(отдельного файла)
Если имена скважин вводятся в каждой строке, таблица должна
завершаться комментарием.
Если имена скважин вводятся в отдельных строках, то для завершения
таблицы используется ключевое слово ENDH.
Перед ключевым словом HFILE обязательно должно быть введено
ключевое слово HFOR, описывающее формат промысловых данных в
следующих за ним подключаемых файлах.
79

80.

Переключение нагнетательной
скважины
Ввод двух потоков и переключение нагнетательной скважины с одного на другой
WELL I-1 INJECTS GAS Q=100 P=4000 BHP AND WATR Q=90 P=5000 BHP
WDEN 12 /
LOCA 2*1 /
RADI 1.0 /
WSWITCH wellname
или
WWAG wellname P1 P2 [OFF]
Период нагнетания 1 и 2 флюида в днях
READ 100 DAYS
WSWITCH INJ1
READ 178 DAYS
WSWITCH INJ1
READ 274 DAYS
WWAG I-1 30 30
80

81.

Работа скважин
Дополнительные ограничения по скважине
WLIM value limit {OFF ON} {MIN MAX HOLD}{CUTB STIM WORK CONV SHUT REDE}
Value
Значение для вторичного скважинного контроля
Name
Имя параметра, по которому вводится ограничение OIL, GAS, LIQU, RESV, GOR, WOR или параметр
определенный пользователем
OFF
Отключает вторичный скважинный контроль
ON
Включает вторичный скважинный контроль
MIN
Это минимальное ограничение
MAX
Это максимальное ограничение.
HOLD
Это целевое ограничение (TARG является синонимом HOLD).
CUT
Дебит добывающей скважины будет уменьшен в случае нарушения ограничения.
STIM
В случае нарушения ограничения, параметры прискважинной зоны будут улучшены, в соответствии с
данными, заданными в ключевом слове STIMulate
WORK
В случае нарушения ограничения, будут последовательно закрываться перфорации, имеющие самое
«плохое» значение параметра определенного в name.
CONV
Скважина будет остановлена на 1 временной шаг, а затем переведена под нагнетание с условиями
описанными в подключевом слове CONVerted
SHUT
Скважина будет остановлена, если значение ограничения будет нарушено.
REDE
Скважина будет переопределена с новыми ограничениями добычи и забойного или устьевого давления,
описанными в подключевом слове REDE
81

82.

Работа скважин
•Переопределение режимов работы скважин
GRED или REDE name fluid =Q =P tname
•Улучшение призабойной зоны
STIM {SKIN REQV K-H_ WIDX T-WI MULT}
xzone1 xzone2 .… /
•Перевод добывающей скважины в
нагнетательную
CONV limit Q = P =
82

83.

Определение групп скважин и
групповой контроль
•Определение групп
GROU gname [FRAC value] well1 well2 ...
•Контроль по группе скважин
Добывающих
GLIM grpnm limit value {MIN MAX HOLD} {STIM WORK DRIL STOP GRED}
Нагнетательных
ILIM grpnm limit value factor {MIN MAX} {STIM DRIL STOP HOLD GRED}
83

84.

Определение групп скважин и
групповой контроль
• Коэффициенты групповой приоритезации
PRIOrity DT
C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7 C8 /
P=(C1+C2*qo+C3*qg+C4*qw)/(C5+C6*qo+C7*qg+C8*qw)
• Групповой контроль по приоритезации
GPRI qrpnm limit value /
• Параметры групп
GTAR [NET] [POT]
NET- Задает что параметры группы будут применены учитывая WEFA;
POT- Задает что суммарный фактор сообщаемости, будет использоваться для
управлениями дебитами.
84

85.

Ограничение для скважины
•Ограничение по изменению давления на
скважине
DRAW value
•Опорная глубина для скважины
DREF depth /
Замечание: Опорная глубина может меняться в течении расчета. До момента
появления первого DREF к скважине будет применяться значение DATUM.
85

86.

Регулирование добычи
Установка группового контроля с
регулированием по добыче
PBAL grpProd grpInje factor {gas wat rvol}
grpProd – группа, содержащая добывающие скважины (по
умолчанию ALL)
grpInje – группа, содержащая нагнетательные скважины (по
умолчанию ALL)
factor – фактор регулирования добычи
gas – регулирование добычи газа
wat – регулирования добычи воды
rvol – регулирования добычи в целом в пластовых условиях
86

87.

Компенсация отборов
Регулирование закачки для достижения
компенсации отборов
VREP grpProd grpInje factor
grpProd – группа, содержащая добывающие скважины (по
умолчанию ALL)
grpInje – группа, содержащая нагнетательные скважины (по
умолчанию ALL)
factor – фактор регулирования компенсации
87

88.

Изменение проницаемости и
пористости
• Изменение проницаемости в процессе разработки
KMOD ixl ixu iyl iyu izl izu SCALAR
Умножение начальной проницаемости на коэффициент 0.5:
KMOD 6* SCALAR
0.5 /
Задание различных значений на участке:
KMOD 1 2 1 4 1 1
0.89 0.87 0.997 0.79 0.88 0.87 0.82 0.81 /
• Изменение пористости в процессе разработки
PMOD ixl ixu iyl iyu izl izu SCALAR
Что бы уменьшить пористость на 0.7% по отношению к начальной пористости:
PMOD 6* SCALAR
88
0.993 /

89.

Временной контроль
•Периодичность проверки включения скважин
TEST twtinc {MONT YEAR DAYS}
•Задание первого временного шага
DELT delt {MONT YEAR DAYS}
•Параметры контроля временного шага
DTMX tunit1 tunit2
t
/
delt
chgtol cftol
Пример:
DTMX: YEAR MONT CHGT CFL
0
1.0
2
2.0
/ end of table
0.05
0.10
1.5
1.5
89

90.

Выдача отчетов
RATE - Контроль за выдачей отчетов показателей
скважин и групп скважин
RATE tprinc {DAY MONT YEAR}{EXACT} {STAT}{FIELD}{GROUP}{WELL}{SLIM}{CRAT}{LRAT}
tprinc Временной интервал между отчётами. RATE используется совместно с FREQ для
определения моментов выдачи отчётов.
DAY
tprinc задан в днях.
MONT tprinc задан в месяцах.
YEAR tprinc задан в годах.
EXACT Выбирать временные шаги таким образом, чтобы отчеты выдавались точно на
заданные даты.
STAT Выдача пакета показателей 'Statistics' статистических данных.
FIELD Выдача пакета показателей 'Field' по месторождению.
GROUP Выдача пакета показателей 'Group' по группам скважин.
WELL Выдача пакета показателей 'Well' по скважинам.
SLIM Выдача пакета показателей 'Slimtube'.
CRAT Выдача дебитов и накопленной добычи скважин по перфорациям.
LRAT Выдача дебитов и накопленной добычи скважин по слоям.
Частота вывода данных
FREQuency nstdout naltout nqtotal /
90

91.

Временной контроль
•Вывод динамических массивов
ARRA {DAYS MONT YEAR DATE} EQUA END
time1 time2 ... /
•Основные динамические массивы
GENE {PRES}{FLIP}{CPU}{REST}{CMPL}
{WELL}{GROUP}{AQUI}{RTEM}{CPLY}
•Текущие свойства пластовых флюидов
SATU DENS VISC MOBI RELK
OIL GAS WATR ALL
•Выдача текущих запасов и таблиц мат. баланса
FLIP regioname1 [regioname 2] ......
91

92.

Выгрузка дополнительных массивов
STOR {viso, visg, visw, kro, krg, krw, mobo, mobg,
mobw, deno, deng, denw, pcgs, pcgs, Rs, pvol}
viso,visg,visw
Вязкость фаз;
kro,krg,krw
Относительная проницаемость фаз;
mobo,mobg,mobw Подвижность фаз (Kr/visc);
deno,deng,denw
Плотности фаз;
pcgs,pcws
Сдвижка капиллярных давлений для
стабилизации начального решения;
pcog,pcow
Капиллярные давления в системах
нефть-газ, и нефть-вода;
pvol
Текущий поровый объем.
92

93.

Выдача результатов в формате Eclipse
Формирование файлов сетки и статических свойств
(GRID и INIT).
EGRID [FLIP val]
Формирование динамических свойств (UNRST)
ESOL [EQUA] {DAYS MONT YEARS DATE}
time1 time2 … time40 /
Формирование данных по скважинам (UNSMRY)
ESUM [EQUA] {DAYS MONT YEARS DATE}
[WELLS] [GROUPS] [FIELD] [STATS] [SLIM]
time1 time2 … time40 /
Завершение расчетов
STOP
93

94.

Секция RECURRENT
RECURRENT
/====================
DTMX YEARS DAYS chgtol cfltol
0
15.
0.05 1.5 /
/
RATES 1 MONTH / TO CONTROL
FREQ 1 1 1 /2* 0 /
GFRE 1 MONTH / group frequency control
ARRAY YEAR EQUA END
1.0 /
GENERAL: PRESSURE RESTART
94
SATURATION: OIL

95.

Секция RECURRENT
GROU
KUST22 456
463 467 470 /
GROU KUST23 464 465 471 472 1596 /
WELL 1017 PROD OIL Q=0.00 P=60.0 /
LOCA 450263.8000 6938277.0000 /
RADI 0.1 /
ZONE MULT
1.00 1.00 1.00 0.00 0.00 0.00 0.50 0.00/
ZONE skin
-1.00 -1.00 -1.00 0.00 0.00 0.00 -1.00 /
WELL 1025 PROD OIL Q=0.00 P=60.0 /
LOCA 449803.4000 6937431.5000 /
RADI 0.1 /
ZONE MULT
1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 0.00 1.00 0.73/
95

96.

Секция RECURRENT
READ
WELL
WELL
WELL
WELL
1 APR 1988
1596 PROD OIL Q=0.92 P=60.00 /
471 PROD OIL Q=1.65 P=60.00 /
472 PROD OIL Q=0.77 P=60.00 /
474 PROD OIL Q=1.19 P=60.00 /
READ 7 APR 1988
WELL
1596
PROD OIL
ZONE MULT
1.00 0.86 0.00 1.00
READ
WELL
WELL
WELL
WELL
Q=0.92
0.00
0.00
P=60.00
0.00
/
0.00
0.00
0.00
/
1 MAY 1988
1596 PROD OIL Q=1.64 P=60.00 /
471 PROD OIL Q=9.70 P=60.00 /
472 PROD OIL Q=11.28 P=60.00 /
474 PROD OIL Q=25.72 P=60.00 /
96

97.

Секция RECURRENT
Закачка полимеров
Термическая опция
Модель двойной пористости
97

98.

Модель двойной пористости
Все ячейки
представлены
Каждая ячейка матрицы
в виде объемов
изолирована и сообщается
матрицы
только со своим блоком
трещин
трещины.
Эта модель концентрирует весь матричный
материал блока сетки в однородном блоке,
соединённом с трещинами.
Сообщаемость матрица–трещина
описывается коэффициентом Kazemi.
Он имеет размерность 1/м2 и
определяет, насколько связаны
матрица и трещина.
Tmf = σ K V
= 4 *(1/Lx2 + 1/Ly2 + 1/Lz2 )
K - проницаемость матрицы.
V - геометрический объем матрицы.
Lx,Ly и Lz – размеры блоков матрицы
в каждом направлении.
98
При этом Lx, Ly и Lz не связаны с размерами ячеек сетки, а зависят только от размеров блоков матричного
материала в пласте. GRAV argument with DPORO and DPERM, DZMA grid array.

99.

Модель двойной пористости
INPUT DATA
/ ==================================
IMPL FIBO / Dual prosity requires FIBO solver
DPORO
/ ===============================
GRID
/ Define grid data
/ ==================================
SIZE 8 8 2 / Note doubling of z-dimension of grid
HORI BLOC
VERT BLOC
DPORO
/ Request dual porosity option
DATUM 5000
PRINT GRID MAP
X-DI
CONSTANT
600 total x-length
Y-DI
CONSTANT
600 total y-length
DEPTH 1 ST LAYER TOP
CONSTANT
4000
THICKNESS
ZVAR
30 30
POROSITY
ZVAR
0.19 0.01
K_X
ZVAR
1 10000
SIGMA
ZVAR
0.084 0.0 /
ROCK
ZVAR
12/
99

100.

Использование модели двойной
пористости источник/сток
DPSS [FRAC n] [GRAV] [NET]
FRAC - Использование n частей объема
матрицы
GRAV - Использование гравитационной
пропитки
NET - Принимать проницаемость трещин
как общую (не умножать на пористость
трещин)
100

101.

Использование солвента
Газ можно разделить на пластовый и солвент.
Для использования солвента в модели
необходимо задать:
• SOLV – дополнительный компонент в ключевом
слове CNAM;
• SOLVENT - плотность в нормальных условиях
плотность или молекулярный вес;
• SPVT – свойства солвента;
• OSPVt - растворимость солвента в нефти;
• MISCIBLE - изменение фазовых проницаемостей
за счет смешивания;
• SOLV в ключевом слове WELL - доля солвента в
закачиваемом газе.
101

102.

Закачка полимеров
Модель полимеров позволяет учитывать закачку полимеров, включая
эффекты изменения вязкости воды, в зависимости от концентрации
полимера, адсорбцию полимера и изменение его свойств в зависимости от
скорости течения.
Секция FLUId
POLI – задание применения закачки полимеров
PABS – Определяет вид адсорбции полимера
REVE – обратимая, IRRE - необратимая NONE - нет адсорбции
PSHEAR – Контролирует уменьшение вязкости полимерного раствора
при увеличении скорости.
ON – включено, OFF – выключено
Зависимость вязкости воды от
концентрации полимера.
Cply - концентрация полимера kg/sm3
Cmult - множитель вязкости
PPRO Cply
Cmult
0.0
1.0 /
0.035 2.0 /
0.1
5.0 /
0.35 40.0 /
/
102

103.

Закачка полимеров
Устанавливает различные параметры, использующиеся в
корреляционных зависимостях
1. Молярная масса полимера.
PMISC
-- MP alfa beta ehalf eExp
3e6 4.0 1.0 100.0 2.0 /
2. Коэффициент извилистости молекулы полимера [по умолчанию = 4.0].
3. Коэффициент из уравнения, описывающего уменьшение
проницаемости породы для воды в результате адсорбции [по умолчанию
= 1.0].
4. Значение градиента скорости, при котором вязкость полимерного
раствора, равна арифметическому среднему из вязкости воды без
полимера и вязкости неподвижной воды с заданной концентрацией
полимера, определяемой таблицей PPROP [по умолчанию = 5.0]
5. Показатель степени X [по умолчанию = 2.0]
103

104.

Закачка полимеров
Секция GRID
PREG – Регионы свойств полимеров, связывающие ячейки модели
с таблицами PMIS и PPRO
Начальная концентрация полимера
PLYI
ZVAR
0.04 4*0.045 8*0.0 /
Секция RECU
Концентрация полимера в закачиваемой воде:
WELL HA_4 INJE WATR RATE=20000 PLIM=4000
LOCA 3453.0 53287.0
CPLY 0.07
/
104

105.

Моделирование добычи метана из
угольных пластов
CBM [PM] Включает модель добычи метана из угольных пластов
LANG
Коэффициенты Langmuir
CDEN
Плотность угля
FASH
Массив зольности угля
CLAN
Массив, задающий удельный объём по Langmuir
PLAN
Массив, задающий давление по Langmuir
TLAN
Массив, задающий время по Langmuir
PDSC
Начальное давление насыщения угля
Если используется модель Palmer-Mansoori, надо задать массивы:
EROC Модуль Юнга
PROC Коэффициент пуассона
FSHR Коэффициент усадки угля
- 0.0128
FROC Интерполяционный коэффициент
PMEX Экспонента изменения проницаемости
105

106.

Утилита Lift
Возможности модели
Thp
Bhp
• Добывающие скважины [с
растворённым газом и водой]
• Корреляция Beggs и Brill
Correlation учитывает наклонные
скважины
• Генерация таблиц MORE TUBI и
Nextwell VLP (забойное давление
как функция Qoil, THP, GOR &
WOR)
106

107.

Термальная опция
Задание свойств
• THERMAL - Включает термальную опцию;
• OVVT - Изменение вязкости нефти от температуры;
• UOIL,UGAS,UWAT,UROC - Коэффициенты
удельной теплоемкости;
• THCO, THCG, THCW, THCR - Коэффициенты
теплопроводности;
• THXO, THXW, THXR - Коэффициенты
температурного расширения;
• HLOS - Модель потери тепла;
• UPSI – Подвижность закачиваемого пара.
107

108.

Термальная опция
• Массив распределения температуры
RTMI
• Задание температуры закачиваемой воды
TEMP
WELL I11 INJECTS WATR QLIM = 150.PMAX=300
LOCATION 3 3 /
TEMP 150 /
• Закачка пара
STEAM
CNAM OIL WATR STEAM
WELL I-1 INJECTS steam QLIM = 4000 PMAX=1500
STEAM 458.0 0.75 /
108

109.

Задание параметров сепараторов и
насосов
Основное отличие композиционной модели - использование
сепаратора. Приток пластовой нефти, газа и воды в эксп. скважину
определяется как скважинный поток. Сепаратор делит добытую
углеводную фазу на товарную нефть и пластовый газ.
Нефть и газ в пласте также определяются в
соответствие с условиями на сепараторе.
MORE не рассматривает присутствие
воды при расчете сепаратора. (давление
пара может быть значительно в
резервуарах с высокими пластовыми
давлениям и температурой.
Qgas
Qoil
Qwat
109

110.

Просмотр результатов моделирования
в RMS
Модель
месторождения с
проведенным
расчетом на 20 лет.
На рисунке вы
можете видеть
нефтенасыщенность
на различные
периоды
моделирования.
Синий цвет
соответствует
минимальной
насыщенности,
красный цвет
максимальной
110

111.

Запуск модели на прогноз
Эффективная зона
Параметр
нефтенасыщенности
был отфильтрован и
на рисунке оставлены
только ячейки с
высокой
насыщенностью
Далее в этой зоне
будет
запроектирована
наклонная скважина
со сложной
траекторией.
Проектирование скважин на основе результатов моделирования
111