MORE — Modular Oil Reservoir Evaluation Модульная система

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

Немного истории 1996 1998 MORE 4. 2 Tempest. View Оксфорд MORE 5. 0 MORE PVTx Next. Well Venture 2005 2006 2001 2000 2004 Tempest. View MORE Вторичные методы воздействия RECU LIFT PVTx Next. Well Venture 2007 Tempest 6. 2 6. 3 INTERPRETATION 1999 MODELING 2009 2010 Tempest 6. 4 Tempest 6. 5 Tempest 6. 1 Tempest 6. 6 SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Гидродинамический симулятор MORE Программный комплекс MORE предназначен для: • анализа • контроля • проектирования • оптимизации разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Основные цели модели Выбор оптимального варианта разработки Снижение затрат на разработку Увеличение добычи нефти и соответственно прибыли INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Возможности модели • Моделирование различных сценариев разработки месторождения, выбор оптимальных вариантов • Оценка влияния плотности сетки скважин и расположения скважин • Определение необходимости проведения мероприятий на скважинах и их оценка • Определение зон невыработанных запасов и мероприятий по их извлечению • Определение эффективности проектирования скважин со сложной траекторией, зарезки боковых стволов • Оценка влияния методов повышения нефтеотдачи на КИН INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Ограничения модели I. Необходимо соблюдать баланс между детальностью модели, ее размерами и скоростью счета II. Модель не является истиной, она отображает наши знания и предположения о пласте и служит инструментом для дальнейшей разработки INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Этапы создания модели • Создание геологической модели • Выбор масштаба сетки, Upscaling Сбор, обработка и подготовка данных о свойствах флюидов, относительных фазовых проницаемостях и капиллярных сил Инициализация Обработка и подготовка исторических данных работы скважин Адаптация модели по истории разработки Расчет прогнозных вариантов Выбор оптимальных вариантов разработки, анализ с точки зрения проведения мероприятий по скважинам INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

TEMPESTView (Визуализация) TEMPESTNextwell ¬Модель призабойной зоны ¬ Модель Black Oil ¬Приток к скважине ¬ Композиционная модель ¬Модель потока в скважине TEMPESTMORE TEMPESTVenture ¬ Расчет экономических показателей TEMPESTPvtx ¬PVT таблицы для Black Oil ¬PVT таблицы композиционных моделей TEMPESTBase (Базовые функции и модель данных) TEMPEST Внешние базы данных INTERPRETATION Datastore MODELING SIMULATION TEMPEST Exchange WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

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. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

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 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Широкие сервисные возможности • Возможность интерполяции структурных х, у <=> i, j Ц е = + карт и карт параметров • Совместимые форматы ввода/вывода • Удобная организация постпроцессора • Возможность задания положения скважин в географических координатах • Встроенные математические операции над массивами данных • Очередь задач для работы во многопользовательском режиме INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Входные данные для симулятора Модель пласта Описание флюида k S Стратегия и история разработки Кривые относительных фазовых проницаемостей 12 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Источники входной информации PVTx Модель флюида Уравновешивание Геологическая модель RMS Начальное состояние модели Данные ФОФП Глубины контактов (Recu) Моделирование Данные добычи Результат моделирования 13 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

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 uppg 1 C: USERS mored. exe uppg 1. dat uppg 1. out 14 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Запуск программы 15 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секции запускающего файла Глобальные ключевые слова Секция RECURRENT Секция INPUT определение параметров и формата входной и выхо- дной информации ввод данных по скважинам Секция INITIALIZATION Гидродинамический симулятор определение начальных условий в пласте определение гидродинамической сетки и свойств пласта MODELING определение свойств флюидов (PVT и др. ) Cекция RELATIVE- PERMEABILITY Секция GRID INTERPRETATION Секция FLUID задание фазовых проницаемостей 16 SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Формат ввода данных 3 типа строк: КЛ. СЛОВО ОПЦИЯ Ключевые слова Первичные Вторичные (подключевые слова) Строки ключевых слов могут также включать в себя данные (значения параметров или опции). 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 17 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Глобальные ключевые слова INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Глобальные ключевые слова OPEN { INPU ALL ECLI IRST} { FORM UNFO UNIX PC} OPEN используется в MORE для нескольких целей: 1. Чтобы сделать рестарт из модели с другим названием. Пример: OPEN IRST ‘base 1‘ 2. Чтобы поместить все выходные файлы в директорию отличную от используемой по умолчанию. Пример: OPEN ALL ’run 13’ INTERPRETATION OPEN ALL или MODELING ‘rst/run 12’ SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Глобальные ключевые слова OPEN { INPU ALL ECLI IRST} { FORM UNFO UNIX PC} OPEN используется в MORE для нескольких целей: 3. Чтобы задавать параметры вывода выходных файлов формата Eclipse. Файлы в формате ECLIPSE создаются, если во входном файле используется одно из данных ключевых слов EGRID, ESOL или ESUM. Для комбинации OPEN ECLIPSE используются следующие опции. UNFO - (По умолчанию) Создаёт бинарные файлы FORM - Создаёт форматированные (текстовые) файлы PC - Создаёт бинарные файлы формата PC UNIX - Создаёт бинарные файлы формата UNIX Пример: OPEN ECLI UNFO INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Глобальные ключевые слова OPEN { INPU ALL ECLI IRST} { FORM UNFO UNIX PC} OPEN используется в MORE для нескольких целей: 4. Чтобы переключить ввод данных на другой файл Пример: OPEN INPU 'wellhist. rates‘ SWITCH – Переключатель между стандартным и альтернативным модулями ввода/вывода INCLUDE - Подключение вспомогательных файлов Пример: INCLUDE 'wellhist. rates‘ INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Глобальные ключевые слова Задание выдачи в выходном файле входного ECHO OFF ON Пример: ECHO ON CNAM CO 2 N 2 C 1 C 2 C 3 C 4 -6 C 7 P 1 C 7 P 2 C 7 P 3 WATR / ECHO OFF В out файле при включенной опции ECHO Вы увидите следующее: При считывании данных из основного входного файла (. dat): Echo 30: WETT LINE При считывании данных из альтернативного файла ( прикрепленного с помощью OPEN и SWITH): Echo alt 8: OPVT При считывании данных из подключаемого файла (прикрепленного с помощью INCLUDE): Echo inc 10: GPVT 22 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Глобальные ключевые слова Задать часть входного файла в качестве комментария SKIP ENDS Пример: SKIP EFORM 'DD/MMM/YYYY' MDL MDU DIAM MULT SKIN ETAB Данные, введенные между ключевыми словами SKIP и ENDS будут проигнорированы ALL 01/Jan/2005 end 01/Jan/2000 PROD 01/Jan/2000 LPT 100 BHPT 50 ENDE ENDSKIP INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INPUT

Секция INPUT – заголовок секции INPUT TITL – заголовок модели Пример: TITLE AV 1 -3 POKACHEVSKOE, ACTUAL 07/2010 PRINT - печать данных секции INPUT PRINT NONE ALL NONE – данные секции INPUT в out файл выведены не будут ALL – данные секции INPUT будут выведены в out файл 25 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INPUT UNIT – задание системы единиц измерения UNIT METR POFU METR - метрическая система измерений POFU - американская система измерений IDAT - дата начала моделирования IDATe iday month iyear или IDATe month iday iyear Пример: IDAT 1 JAN 1999 или IDAT JAN 1 1999 SDAT - дата запуска модели (Рестарт) SDATe value {DAYS MONT YEAR DATE} Пример: SDAT 1 Jan 2009 или SDAT 10 YEAR (DAYS MONT) INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INPUT Выбор численной схемы счета IMPLicit {FULL ADAP IMPE} FULL - полностью неявная схема (IMPLICT). ADAP - в зависимости от устойчивости решения отдельные ячейки автоматически переключаются между IMPES и IMPLICT IMPEs - неявная по давлению, явная по насыщенности (IMPES) ADAP может использоваться как альтернатива IMPL ADAPtive {FULL NONE} FULL - полностью неявная схема; NONE - схема IMPES. 27 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INPUT CNAM - название фаз в модели CNAM OIL GAS SOLVENT STEAM WATR Пример: CNAM OIL GAS WATR -- в модели присутствуют три фазы: нефть газ и вода 28 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INPUT Проверка правильности синтаксиса входного файла DIRE {NOGO GO} NOGO - программа считывает файлы но не запускает расчет GO - программа считывает файлы и запускает расчет Пример: DIRE NOGO Расчет линий тока STRE {FORM} Выбор шага по времени в соответствии с событиями EVEN EXACT / Ограничивает размер временных шагов в соответствии с шагом событий 29 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INPUT Задание выдачи ошибок для контроля в выходном файле ERRO {NERR{FATA NONF} {NONE ERRO ALL} {NOAL ALTE} NERR - Максимальное число ошибок до завершения работы программы. По умолчанию 0. FATAl - Не пытаться выполнять временные шаги, если встречена какая-либо ошибка. NONF - Продолжать выполнение временных шагов даже при наличии ошибок. NONE - Не выдавать предупреждения и сообщения об ошибках. ERRO - Выдавать только ошибки в выходной файл (*out). ALL - Выдавать все ошибки и предупреждения в выходной файл (*out). NOAL - Сообщения будут выдаваться только в выходной файл. ALTE - Сообщения выдаются и в стандартном и в альтернативном выходном файле. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INPUT COARsen – задаёт равномерное укрупнение сетки по осям x-, y- и z COARsen Fx Fy Fz {OUTPut} CXGR 16 {OUTPut} CXGR, CYGR, CZGR 10 3 2 10*1 2 3 10 / 31 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INPUT Опция для расчета плотности на забое WDOP {SATU MSAT} INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INPUT Пример секции INPUT OPEN ALL 'RESULTS/res' -----------------------INPUT -----------------------TITL Untitled UNIT METR IDAT 01 Jan 2000 STRE WDOP MSAT CNAM OIL WATR INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Свойства флюидов. Секция FLUID

Секция FLUID Расположение и назначение -------------- FLUID BLACKOIL --------------или Заголовок секции FLUID располагается после секции INPUT -------------- FLUID EOS -------------- В секции Fluid описывается свойства флюидов, объявленных ключевым словом CNAMe в секции Input В модели Black Oil могут использоваться следующие фазы: Oil Gas Solvent Steam Water 35

Секция FLUID Вывод данных в out файл Выделение регионов PVT свойств PRINT - печать данных секции FLUID PRINT {NONE ALL BASI} NONE - данные секции флюид не будут выведены ALL - все данные секции флюид будут выведены BASI - только основные данные секции флюид будут выведены PVTN – задание PVT регионов. Задается в секции GRID! Вводится для задания различных PVT свойств в различных регионах месторождения (для различных пластов, частей залежи разделенных разломами)

Секция FLUID Источники исходных данных Результаты лабораторных исследований: • глубинных и поверхностных проб нефти; • проб газа, воды и конденсата; Источником служат: • раздел «Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды» в проектном документе на разработку залежи; • раздел «Физико-химические свойства, состав нефти и газа» в подсчете запасов; • непосредственно отчеты о результатах исследований. В гидродинамической модели используются исходные данные принятые контролирующими органами или предлагаемые к принятию.

Общие сведения о свойствах флюида

Секция FLUID Свойства нефти. Газосодержание – отношение объема газа, растворенного в нефти, в стандартных условиях к объему нефти в стандартных условиях. Зависимость газосодержания от давления Давление насыщения – давление начала выделения газа из нефти. Pb Замечания: - Выделившийся газ в пласте крайне медленно обратно растворяется в нефти при повышении пластового давления. - Давление насыщения равно давлению на ГНК при наличии газовой шапки.

Секция FLUID Объемный коэффициент нефти (Bо) - отношение объема нефти в пластовых условиях к объему нефти в стандартных условиях. Зависимость объемного фактора нефти от давления Сжимаемость нефти – изменения объема нефти от изменения давления в изотермических условиях. Pb Pпл или Замечание: Сжимаемость определяет угол наклона прямого участка зависимости Bo от давления при значениях выше давления насыщения.

Секция FLUID Вязкость нефти Вязкость – свойство жидкостей и газов сопротивляться взаимному перемещению частиц при движении. Зависимость вязкости нефти от температуры Зависимость вязкости нефти от давления Pb Pпл Градиент вязкости – определяет угол наклона прямого участка зависимости μo от давления при значениях выше давления насыщения при постоянной температуре.

Секция FLUID Объемный коэффициент газа (Bg) - отношение объема газа в пластовых условиях к объему газа в стандартных условиях. Зависимость объемного коэффициента газа от давления Изменение объема газа происходит из-за сжатия газа в результате увеличения давления и расширения в результате увеличения температуры. Для идеального газа:

Секция FLUID Вязкость газа Вязкость – свойство жидкостей и газов сопротивляться взаимному перемещению частиц при движении. Зависимость вязкости газа от давления Величина вязкости зависит от компонентного состава газа и термобарических условий пласта.

Секция FLUID Конденсатосодержание газа Конденсатосодержание – отношение объема конденсата, растворенного в газе, к объему газа в стандартных условиях. Зависимость конденсатосодержания газа Rv от давления Количество добываемого конденсата зависит от используемого на поверхности сепаратора.

Секция FLUID Ключевые слова Tempest More Основа модели black oil CNAM OIL GAS WATR Трехфазная модель CNAM OIL WATR Двухфазная модель FLUID BLACKOIL WATR <. . > BASIC <. . > TEMP <. . > OPVT <. . > / GPVT <. . > / При трехфазном моделировании необходимо использовать дополнительный набор ОФП в системе газ-нефть OPVT <. . > Двухфазное моделирование применимо если: 1. Давление при разработке не опускалось / ниже давления насыщения, т. е. нефть оставалась в недонасыщенном состоянии. или 2. Газосодержание не превышает 10 м 3/т.

Секция FLUID Свойства воды Независимо от количества компонентов в модели свойства воды задаются одинаково во всех случаях, двумя словами на выбор WATR или PVTW(желательно в связке с DENSITY). WATR denwsc denwref comprsw pref viscw dviscwd. P Свойства задаются одной строкой, максимально можно задать 6 аргументов. denwsc плотность воды в стандартных условиях denwref плотность воды при пластовой температуре и давлении comprsw сжимаемость воды pref приведенное давление viscw вязкость воды dviscwd. P производная давления по вязкости воды (только с версии 6. 4) Пример: WATR 1100. 04 1039. 98 4. 2 e-05 300 0. 35 /

Секция FLUID Свойства воды PVTW Pref Bwref compw viscw dviscwd. P Pref приведенное давление Bwref объемные коэффициент воды приведенном давлении Compw сжимаемость воды Viscw вязкость воды dviscwd. P производная давления по вязкости воды (только с версии 6. 4) Пример: PVTW 300 1. 3 e-06 4. 2 e-05 0. 35 /

Секция FLUID Задание плотности Плотность углеводородов можно задать словами BASI, SDEN и DENSITY BASIc denosc oilmw gmwgr Значения по умолчанию в метрич. сист. : 881 кг/м 3 200 0. 8 denosc плотность нефти в поверхностных условиях oilmw молекулярный вес нефти Пример: gmwgr молекулярный вес газа или плотность газа BASIC 800 188. 81 0. 9 SDEN sdeno sdeng По умолчанию в метр. сист. : 881 kg/m 3 0. 8446 kg/m 3 sdeno плотность нефти в поверхностных условиях. Пример: sdeng плотность газа в поверхностных условиях. SDEN 800 0. 9 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция FLUID Задание плотности и пластовой температуры DENSITY denosc denwsc dengsc Значения по умолчанию в метрич. сист. 888. 1 kg/m 3 1000 kg/m 3 0. 8446 kg/m 3 denosc плотность нефти в поверхностных условиях denwsc плотность воды в поверхностных условиях dengsc плотность газа в поверхностных условиях Пример: DENSITY 820 1100 0. 85 / TEMP temp Значение по умолчанию в метрич. cист. : 100°С Пример: TEMP 90 / INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция FLUID Фазовая диаграмма давление насыщения и точка росы Фазовая диаграмма двухкомпонентной системы углеводородов Давление насыщения – давление, при котором из нефти появляются первые пузырьки газа. На фазовой диаграмме давление насыщения выглядит как линия, выше которой существует однофазная жидкость, а ниже смесь газа и жидкости. Давление «точки росы» – давление, при котором из газа начинают конденсироватся первые капельки нефти. На фазовой диаграмме давление «точки росы» выглядит как линия. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция FLUID Задание PVT свойств нефти OPVT po bo visco rs comprso dvisc Единицы измерения метрич. сист. bar m 3/m 3 cp 1000 m 3/m 3 1/bar Po Bo Visco Rs Comprso Dvisc давление насыщения. объемный коэффициент нефти. вязкость нефти. газосодержание, Rs. сжимаемость нефти, -1/Bo(d. Bo/dp). нормализованный градиент вязкости, 1/µo (dµo/dp). Пример: OPVT В этом примере сжимаемость нефти и 40. 2 1. 17 0. 43 0. 027 / нормализованный градиент вязкости заданы 104. 7 1. 36 0. 30 0. 086 / только для одного давления насыщения. 137. 0 1. 47 0. 27 0. 119 / Градиенты, заданные при этом давлении, 159. 0 1. 55 0. 25 0. 142 / используются для расчёта Bo и μo для 169. 3 1. 59 0. 24 0. 153 / недонасыщенной нефти при всех остальных 201. 6 1. 72 0. 22 0. 189 / 233. 9 1. 86 0. 20 0. 226 1. 98 e-04 1. 3 e-03 / давлениях насыщения (газовых факторах). 266. 2 2. 01 0. 19 0. 265 / / INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция FLUID Задание PVT свойств нефти OPVT 40. 2 1. 17 0. 43 0. 027 / 104. 7 1. 36 0. 30 0. 086 / 137. 0 1. 47 0. 27 0. 119 / 159. 0 1. 55 0. 25 0. 142 / 169. 3 1. 59 0. 24 0. 153 / 201. 6 1. 72 0. 22 0. 189 / 233. 9 1. 86 0. 20 0. 226 / 266. 0 1. 80 0. 19 0. 226 / / INTERPRETATION MODELING Как правило такой ввод данных не желателен и пользователям рекомендуется вводить таблицы в шесть столбцов, задавая как минимум одну пару значений сжимаемости и нормализованного градиента вязкости. SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция FLUID Задание PVT свойств нефти OPVT 70 1. 1841 0. 9 0. 05796 1. 097 E-04 1. 3 e-03 / / Если при эксплуатации залежи пластовое давление гарантировано не опускалось ниже давления насыщения, то возможно задать PVT таблицу для нефти одной строкой, описывающей свойства флюида при давлении выше давления насыщения. При этом свойства задаются при давлении насыщения. PVT свойства: • Может быть задано несколько PVT регионов • Каждая строка определяет состояние нефти при указанном давлении насыщения • Давление, объемный коэффициент, газосодержание (тыс. м 3/м 3), сжимаемость возрастают, вязкость – убывает. • Для разных давлений насыщения можно задавать разные сжимаемости и градиенты вязкости. • Таблица составляется на основе результатов лабораторных PVT исследований пластового флюида или на основе расчета по компонентному составу в модуле PVTx. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция FLUID Задание PVT свойств нефти OPVT / Po(bar!) Bo Visco Rs(1000 m 3/m 3) Compro (1/bar!) dvisc 99 1. 1841 0. 9 0. 05796 1. 097 E-04 0. 0 / / В проектном документе на разработку месторождения, а так же в подсчете запасов исходные данные содержатся в таблице «Геолого-физические характеристики продуктивных пластов» . Значения градиента вязкости можно найти в Эксплуатационные объекты, подсчетные объекты Параметр … Плотность нефти в ст. усл. , т/м 3 Пластовое давление, МПа Вязкость нефти в пластовых условиях, м. Па*c Объемный коэффициент нефти, доли ед. Давление насыщения нефти газом, МПа Газовый фактор, м 3/т Сжимаемость, 1/МПа*10 -4 нефти 0. 828 22. 3 0. 9 1. 168 9. 9 70 10. 97 … отчетах о лабораторном исследовании глубинных проб пластового флюида. В случае Согласно определению отсутствия достоверных данных используют сжимаемости допущение, что вязкость при давлении выше давления насыщения – константа, т. е. градиент (Газовый фактор*Плотность нефти в стандартных условиях)*0. 001 вязкости равен 0. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS 54

Секция FLUID Задание PVT свойств газа GPVT pg Bg viscg Rv Единицы измерения метрич. сист. bar m 3/1000 m 3 cp m 3/1000 m 3 pg давление. Bg объемный коэффициент газа. PVT свойства: viscg вязкость газа. • При наличии конденсата задается конденсатосодержание Rv нефтегазовое отношение. Rv (м 3/тыс. м 3), при этом в секции Init должно быть задано ключевое слово Rvv. D. Пример: GPVT / Pg Bg Viscg Rv 10. 0 113. 466 0. 01157 / 50. 0 21. 386 0. 01277 / 100. 0 10. 127 0. 01438 / 130. 0 7. 644 0. 01578 / 163. 3 6. 037 0. 01773 / 170. 0 5. 801 0. 01815 / 190. 0 5. 191 0. 01942 / 270. 0 3. 653 0. 02450 / / • Давление и вязкость возрастают, объемный коэффициент уменьшается. • Количество PVT таблиц нефти, газа и воды соответствует количеству регионов PVTN. • Таблица GPVT составляется на основе результатов лабораторных PVT исследований пластового флюида или на основе расчета по компонентному составу в модуле PVTx. • Таблица GPVT должна быть обязательно определена при трехфазном моделировании. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция FLUID Ограничение на изменение давления насыщения с течением времени в модели Black Oil DPBDT 0 / давление насыщения при закачке газа возрастать не будет Устанавливает ограничение по времени для растворения газа в нефти при повышении пластового давления. Если DPBDT равно 0, закаченный газ растворяться в нефти не будет. DPBDT 1 / означает, что за 1 день давление насыщения изменится не более чем на 1 Бар. Изменение давления насыщения с учетом DPBDT без учета DPBDT INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция FLUID Модификация потока флюида в зависимости от градиента давления. Неньютоновские жидкости. OVPG – зависимость вязкости от градиента давления OVPG Fo GP 0 GP 1 Fo – множитель на поток нефти GP 0 - характеристика градиента давления GP 1 - характеристика градиента давления Пример: OVPG 0. 05 0. 1 0. 6 * Если градиент меньше GP 0, поток нефти умножается на коэф-т Fo. * Если градиент больше GP 1, тогда в расчете используется нормальный поток. * При градиенте между GP 0 и GP 1 множитель потока распределяется от F 0 до 1. INTERPRETATION MODELING SIMULATION GP 0=0. 1 WELL & COMPLETION GP 1=0. PRODUCTION & PROCESS

Секция FLUID Определение трассера TRAC name componentname / / name componentname название трассера название компонента, переносящего трассер Название компонента переносящего трассер должно быть указано в CNAME в секции INPUT. Пример: TRAC TRC 1 WATR / Также в секции RECU нужно прописать какая скважина закачивает трассер и при каких концентрациях ключевым словом WTRC или событием TRAC. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS 58

Секция FLUID Опция полимера При разработке месторождений высоковязких нефтей с целью выравнивания фронта нагнетания и во избежание резкого прорыва нагнетаемой воды к добывающим скважинам применяют специальные присадки для закачиваемой воды, которые в зависимости от концентрации повышают ее вязкость. Опции по закачке трассера и полимера будут рассмотрены в дальнейшем. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS 59

Секция FLUID Зависимость проницаемости и порового объема от давления Р - Давление KVSP {IRRV} КМ - Множители проницаемости PVM - Множители порового объёма IRRV - Делает изменения проницаемости необратимыми P 1 KM 1 PVM 1 / P 2 KM 2 PVM 2 / … … Pn KMn PVMn / / 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. Задание регионов: KPTA в секции GRID INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция FLUID Пример секции FLUID (2 фазы) CNAM OIL WATR -----------------------FLUID BLACKOIL ------------------------* dens. STP(kg/m 3) dens. Ref(kg/m 3) comp(1/bar) p. Ref(barsa) visc(cp) WATR 1100. 04 1039. 98 4. 22492 e-05 1. 01353 0. 35032 / --* Surf. Oil. Dens(kg/m 3), Oil Mw, Gas gravity/Mw BASIC 800. 026 188. 812 0. 90000 TEMP 121. 111 --*P(barsa) Bo(rm 3/sm 3) Visc(cp) Rs(ksm 3/sm 3) Comp(1/bar) d. Visc(1/bar) OPVT 275. 790 1. 09754 0. 62807 0. 00000 1. 24703 e-04 0. 00000 / INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION / PRODUCTION & PROCESS

Секция FLUID Пример секции FLUID (3 фазы) CNAM OIL GAS WATR -----------------------FLUID BLACKOIL ------------------------* dens. STP(kg/m 3) dens. Ref(kg/m 3) comp(1/bar) p. Ref(barsa) visc(cp) WATR 1100. 04 1039. 98 4. 22492 e-05 1. 01353 0. 35032 / --* Surf. Oil. Dens(kg/m 3), Oil Mw, Gas gravity/Mw BASIC 800. 026 188. 812 0. 90000 TEMP 121. 111 --*P(barsa) Bo(rm 3/sm 3) Visc(cp) Rs(ksm 3/sm 3) Comp(1/bar) d. Visc(1/bar) OPVT 10. 0000 50. 0000 100. 000 150. 000 171. 900 200. 000 250. 000 300. 000 350. 000 400. 000 1. 06118 1. 19030 1. 31360 1. 43110 1. 48510 1. 55430 1. 67740 1. 80060 1. 90560 1. 98900 1. 14000 0. 78000 0. 58000 0. 45000 0. 40000 0. 37000 0. 33000 0. 30000 0. 28000 0. 27000 0. 00580 0. 04540 0. 08820 0. 13140 0. 15170 0. 17650 0. 22060 0. 26470 0. 30000 0. 33000 0. 000154 0. 000201 0. 000236 0. 000264 0. 000275 0. 000290 0. 000315 0. 000340 0. 000365 0. 000391 0. 00000 0. 00000 / / / --*P(barsa) Bg(rm 3/ksm 3) Visc(cp) GPVT 10. 0000 120. 585 0. 01190 / 50. 0000 22. 4216 0. 01321 /. . . . INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Практика Выполнить второе упражнение 63 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Относительные фазовые проницаемости (ОФП). Секция RELA

Общие сведения о проницаемости, фазовой проницаемости и капиллярном давлении

Секция RELATIVE PERMEABILITY Проницаемость абсолютная и относительная Проницаемость – способность горной породы пропускать через себя флюид при наличии перепада давлений. Абсолютная проницаемость – проницаемость образца керна, насыщенного одним флюидом, инертным по отношению к породе (величина зависит целиком и полностью от свойств породы, а не от насыщающего флюида). Эффективная (фазовая) проницаемость – проницаемость породы для отдельно взятого флюида при числе присутствующих фаз больше 1 (величина зависит от флюидонасыщения) Относительная проницаемость – отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной. Относительные фазовые проницаемости оказывают влияние на множество факторов, поэтому подходить к их заданию и редактированию следует с умом.

Секция RELATIVE PERMEABILITY Относительные фазовые проницаемости В многофазном потоке в пористой среде относительной фазовой проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной. где qi – поток; ΔР – перепад давления; μi – вязкость i-ой фазй. Индекс i указывает на то, что параметры относятся к i-ой фазе. Относительная фазовая проницаемость, κri, для фазы i может быть определена из выражения κi = κri • κ как κri = κi / κ где к – абсолютная проницаемость кi – эффективная проницаемость

Секция RELATIVE PERMEABILITY Капиллярное давление (Pc) Если две фазы разделены искривленной поверхностью, то давление в фазах будет различным. Эта разность давлений называется капиллярным давлением. Капиллярное давление равняется: Рс=2σ/R=2σcosθ/r, R- радиус кривизны; r - радиус капилляра, Гидравлический вес жидкости уравновешивает капиллярное давление: ρgh=(2σcosθ)/r ρ – плотность жидкости. Отсюда высота капиллярного поднятия: θ – угол смачивания σ – поверхностное натяжение Капиллярное давление это функция: üРадиуса поровых каналов, r üМежфазового натяжения между двумя несмешивающимися фазами, σ üСмачиваемости (Угол контакта между жидкостью и породой), cosθ

Секция RELATIVE PERMEABILITY RELA- открытие секции RELA PRINT - печать данных секции RELA PRINT {NONE ALL BASI} NONE - данные секции RELA не будут выведены ALL - все данные секции RELA будут выведены BASI - только основные данные секции RELA будут выведены Пример: RELA PRINT ALL INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция RELATIVE PERMEABILITY WETT – определяет способ расчета фазовой проницаемости в трехфазной модели WETT {OIL WATE} {LINE STN 1 STN 2 ECLI} Пример: WETT WATE STN 2 / Смачиваемая водой порода, фазовые проницаемости рассчитываются с помощью метода Stone II Смачиванием называется совокупность явлений на границе соприкосновения трёх фаз, одна из которых обычно является твёрдым телом и две другие – не смешиваемые жидкости или жидкость и газ. Поверхность гидрофильна INTERPRETATION MODELING Поверхность гидрофобна SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция RELATIVE PERMEABILITY KRWO - Таблица относительных фазовых проницаемостей в системе нефть-вода KRWO Sw Krw Krow Pcow Krwh Krowh Pcowh : : : : : / Sw – водонасыщенность Krw – относительная фазовая проницаемость воды в присутствии нефти Krow – относительная фазовая проницаемость нефти в присутствии воды Pcow – капилярное давление между нефтяной и водяной фазой Krwh – обратная (гистерезисная) ветвь фазовой проницаемости воды в присутствии нефти Krowh – обратная (гистерезисная) ветвь фазовой проницаемости для нефти в присутствии воды Pcowh – обратная (гистерезисная) кривая капиллярного давления между нефтяной и водяной фазой Пример: KRWO 0. 000 1. 000 0. 272 / 0. 10 0. 050 0. 770 0. 125 / 0. 25 0. 145 0. 519 0. 049 / 0. 40 0. 260 0. 330 0. 027 / 0. 60 0. 475 0. 173 0. 013 / 0. 80 0. 715 0. 057 0. 007 / 1. 000 0. 000 / / INTERPRETATION MODELING Таблицы должны содержать не менее 2 -х и не более 50 строк данных Значения насыщенности в таблице должны монотонно возрастать Каждая строка таблицы и таблица должны заканчиваться знаком комментария (/) SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция RELATIVE PERMEABILITY Пример: KRWO 0. 10000 0. 20000 0. 35000 0. 40000 0. 45000 0. 50000 0. 55000 0. 60000 0. 65000 0. 70000 0. 75000 0. 80000 0. 90000 1. 00000 / 0. 00000 0. 00042 0. 00211 0. 00666 0. 01627 0. 03374 0. 06250 0. 10662 0. 17079 0. 26031 0. 38112 0. 53978 1. 00000 / 0. 62974 / 0. 48506 / 0. 36443 / 0. 26567 / 0. 18659 / 0. 12500 / 0. 07872 / 0. 04555 / 0. 02332 / 0. 00984 / 0. 00292 / 0. 00000 / Krow Krw SWL SWCR SOWC Связанная водонасыщенность определяется первым значением в таблице, а критическая последним нулевым значением относительной фазовой проницаемости воды в таблице При моделировании газовых залежей таблица относительных фазовых проницаемостей KRWO будет в системе углеводород-вода. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция RELATIVE PERMEABILITY KRGO - Таблица относительных фазовых проницаемостей в системе нефть-газ KRGO Sg Krg Krog Pcgo Krgh Krogh Pcgoh : : : : : / Sg – газонасыщенность Krw – относительная фазовая проницаемость газа в присутствии нефти Krow – относительная фазовая проницаемость нефти в присутствии газа Pcgo – капилярное давление между нефтяной и газовой фазой Krgh – обратная (гистерезисная) ветвь фазовой проницаемости газа в присутствии нефти Krogh – обратная (гистерезисная) ветвь фазовой проницаемости для нефти в присутствии газа Pcgoh – обратная (гистерезисная) кривая капиллярного давления между нефтяной и газовой фазой Пример: KRGO 0. 000 1. 000 0. 010 / 0. 10 0. 050 0. 770 0. 025 / 0. 25 0. 145 0. 519 0. 049 / 0. 40 0. 260 0. 330 0. 068 / 0. 60 0. 475 0. 173 0. 130 / 0. 80 1. 000 0. 250 / / INTERPRETATION MODELING Таблицы должны содержать не менее 2 -х и не более 50 строк данных Значения насыщенности в таблице должны монотонно возрастать Каждая строка таблицы и таблица должны заканчиваться знаком комментария (/) SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция RELATIVE PERMEABILITY Пример: KRGO 0. 00000 1. 00000 / 0. 10000 0. 00195 0. 66992 / 0. 15000 0. 00659 0. 53638 / 0. 20000 0. 01562 0. 42188 / 0. 25000 0. 03052 0. 32495 / 0. 30000 0. 05273 0. 24414 / 0. 35000 0. 08374 0. 17798 / 0. 40000 0. 12500 / 0. 45000 0. 17798 0. 08374 / 0. 50000 0. 24414 0. 05273 / 0. 55000 0. 32495 0. 03052 / 0. 60000 0. 42187 0. 01562 / 0. 65000 0. 53638 0. 00659 / 0. 70000 0. 66992 0. 00195 / 0. 80000 1. 00000 0. 00000 / / Krog Krg SGL SGCR SOGC Связанная газонасыщенность определяется первым значением в таблице, а критическая последним нулевым значением относительной фазовой проницаемости воды в таблице При моделировании газовых залежей таблица относительных фазовых проницаемостей KRWO будет в системе углеводород-вода. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция 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 водонасыщенности Sw INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция RELATIVE PERMEABILITY Гистерезис смачиваемой фазы на примере воды: Допустим порода была полностью насыщена смачиваемой фазой (водой), верхняя точка кривой дренирования, точка А. Система полностью дренировала до точки B и затем насыщенность смачиваемой фазы снова выросла и система следует кривой пропитки к точке C. В случае если процесс дренирования прервался в середине (точка D), пропитка идет по кривой Krs, которая параллельна кривой пропитки Kr. I. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция RELATIVE PERMEABILITY Гистерезис несмачиваемой фазы на примере газа: Допустим порода была полностью насыщена нефтью (точка Sc), и затем в нее стали закачивать газ (кривая дренирования Kr), при процессе дренирования растет насыщенность несмачиваемой фазы. Затем, в точке Smax, стала увеличиваться насыщенность нефти (процесс пропитки), пунктирная линия, которая параллельна гистерезисной кривой Krh. Гистерезис несмачивающей фазы ведет к защемлению этой фазы. Критическая насыщенность несмачивающей фазы при пропитке намного выше чем при дренаже, таким образом небольшое количество газа всегда защемляется в породе. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция RELATIVE PERMEABILITY Гистерезис капиллярных кривых в система нефть-вода и в системе нефть газ. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция RELATIVE PERMEABILITY Масштабирование таблиц относительных фазовых проницаемостей По умолчанию значения концевых точек программа берет в секции RELA в таблицах относительных фазовых проницаемостей. SWL 0 0 0. 17 0. 16 0. 19 0. 15 0. 17 1 0. 16 0. 17 0 0 0 0 0. 17 1 0. 16 0. 17 . . . INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция RELATIVE PERMEABILITY Масштабирование таблиц относительных фазовых проницаемостей XKRO 1. 00 0. 99 1. 00 100*1. 00 100*0. 99 100*0. 98 100*1. 00 . . INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция RELATIVE PERMEABILITY Пример секции RELA (3 фазная модель) -----------------------RELA ------------------------*Sw(frac) Krw(dimless) Krow(dimless) Pcow KRWO 0. 20000 0. 00000 1. 00000 0. 00000 / 0. 30000 4. 16493 e-04 0. 62974 0. 00000 / 0. 35000 0. 00211 0. 48506 0. 00000 / 0. 40000 0. 00666 0. 36443 0. 00000 /. . . . 0. 80000 0. 53978 0. 00292 0. 00000 / 0. 90000 1. 00000 0. 00000 / / --*Sg(frac) Krg(dimless) Krog(dimless) KRGO 0. 00000 1. 00000 0. 10000 0. 00195 0. 66992 0. 15000 0. 00659 0. 53638 0. 20000 0. 01562 0. 42188. . . . . 0. 60000 0. 42187 0. 01562 0. 65000 0. 53638 0. 00659 0. 70000 0. 66992 0. 00195 0. 80000 1. 00000 0. 00000 / INTERPRETATION MODELING Pcgo 0. 00000 /. . . 0. 00000 / SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Практика Выполнить третье упражнение 82 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID

Секция GRID - открытие секции GRID PRINT - печать данных секции GRID PRINT {NONE MAP NOMA PPCE ACTIVE array 1 array 2…NNC} NONE - данные секции GRID не будут выведены MAP - определяет, что все массивы будут записаны в файл GRID для дальнейшей обработки. NOMA - не выводит данные в файл GRID PPCE - добавляет отображение процессора для каждой ячейки в файл grid для отображения в Tempest. Эта опция относится только к параллельным расчетам. ACTIVE - записывает значения только для активных ячеек в файлы grid и arra. аrray 1 - обозначенные массивы выводятся в out файл. NNC - выводит список всех несоседних соединений.

Секция GRID Обработка массивов. Трактовка слоев MORE (VERT). Это соответствует режиму ввода слоистой неоднородности VERT BLOC Это соответствует режиму ввода слоистой неоднородности VERT PONT Это соответствует режиму ввода слоистой неоднородности VERT DISC

Секция GRID Обработка массивов. Трактовка слоев MORE (HORI). Это соответствует режиму ввода HORI BLOC Это соответствует режиму ввода HORI PONT Это соответствует режиму ввода HORI DISC

Секция GRID Пример задания сетки Размерность сетки SIZE nx ny nz {RADI CART} Размер блоков - в направлениях Y и Х x X-DI и Y-DI {CONS VARI LOGA} y Задание глубины и толщины пластов DEPT, THIC x y Определение z-положения Z-DI Пример: SIZE 10 10 5 / X-DI CONSTANT 3048 total x-length Y-DI CONSTANT 3048 total y-length DEPTH 1 ST LAYER TOP CONSTANT 1524 THICKNESS UNIF CONS 60

Секция GRID Импорт сетки в MORE Задание числа ячеек SPECgrid Координаты сетки COOR {X&Y ZXY} х11 х21 х111 х211 Х z 111 z 112 Z z 11 к Задание глубины ZCORn Определение активных ячеек ACTN Х

Секция GRID Сетка Corner Point X 1, Y 1, Z 1 Z 4 Z 2 Z 5 Z 3 Z 7 Z 6 Z 8 Z 9 X 2, Y 2, Z 2

Секция GRID Значение глубины для пересчета забойных давлений в скважинах DATUm datum {TOPC} datum – глубина, все забойные давления пересчитываются на эту глубину {TOPC} - если используется аргумент TOPC, то глубина приведения забойного давления будет привязана к верхнему вскрытому интервалу перфорации скважины (или просто к первой ячейке, через которую проходит скважина, если нет вскрытых интервалов) Пример: DATU 1500. /Глубина приведения составит 1500 DATU 2500 TOPC /Глубина приведения составит 2500, но забойные /давления будут посчитаны по отношению к /верхнему вскрытию. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

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

Секция GRID Ввод массивов Основные массивы, используемые для подсчета проницаемости, глубины и порового объема Названи е Описание По умолчанию Другое имя ACTN Массив активных ячеек 1 K_X x-проницаемость 0 KX, K-X, PERMX K_Y y- проницаемость 0 KY, K-Y, PERMY K_Z z- проницаемость 0 KZ, K-Z, PERMZ MULX x-множитель сообщаемости 1 MX, M-X, M_X, MULTX MULY y- множитель сообщаемости 1 MY, M-Y, M_Y, MULTY MULZ z- множитель сообщаемости 1 MZ, M-Z, M_Z, MULTZ PORO Пористость 0 NTOG Песчанистость 1 NTG CROC Сжимаемость породы 0 REFE Приведеное породы 1 atm INTERPRETATION давление MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Ввод массивов Дополнительные массивы Массивы для определения регионов Названи е Описание По умолчанию Другое имя PVTN Номера PVT таблиц 1 ROCK Номера таблиц ОФП 1 SATN EQUI Номер таблицы равновесия 1 EQLN Пример: EQUILNUM 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3. . . INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Задание массивов Как вводить слои? Array (l 1: l 2) (UNIF VARI) Как вводить данные для каждого слоя? (VARI CONS ZVAR) Array – название массива; (l 1: l 2) – слои массива, для которых прописывается данное выражение; UNIF – массив послойно постоянен, представлен только один слой значений VARI – значения изменяются от слоя к слою и задаются для каждого слоя VARI – значения изменяются внутри слоя (для одного значения z существует множество значений x и y); CONS – все значения постоянны для одного слоя; ZVAR – значения изменяются только послойно, для одного слоя все значения постоянны; Пример задания проницаемости для модели с сеткой 10 х10 х4 INTERPRETATION K_X 100*43 100*46 100*39 100*70 / MODELING SIMULATION K_X ZVARIABLE 43 46 39 70 / WELL & COMPLETION K_X VARI 100*43 100*46 100*39 100*70 / PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Работа с массивами Определение пользовательских массивов DEFIne имя массива ‘Описание массива ’ FLl. P - как массив пластовых запасов. Пример: DEFINE KMUL 'Permeability multiplier' KMUL UNIF CONS 2 / / INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Работа с массивами Математические выражения обработки Сетки array (l 1: l 2) = выражение Если количество слоев не задано, выражение будет применено ко всей модели. Пример: K_Z=0. 2*K_X / проницаемость K_Z будет равна 20% от проницаемости / K_X для всех слоев модели Kz(1: 2)=0. 4*Kx / проницаемость K_Z будет равна 40% от K_X для первых Kz(3: 4)=0. 2*Kx / двух слоев и 20% для третьего и четвертого слоя или Kz(1: 2)=0. 4*Kx(1: 2) Kz(3: 4)=0. 4*Kx(3: 4) INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Работа с массивами Математические выражения обработки Сетки Пример: Отметьте, что в примере число слоёв в диапазоне одинаково для правой и левой частей выражения: Kz(1: 2)=0. 4*Kx Kz(3: 4)=0. 2*Kx(3: 4) Значения массива Kz в слое 1 будут использованы, чтобы определить Kz в слоях 3 и 4. Отметьте, что за исключением случаев, когда используется один слой, число слоёв в диапазонах, заданных в правой и левой частях выражения, должно совпадать. Kz(1: 2)=0. 4*Kx Kz(3: 4)=0. 5*Kz(1) INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Работа с массивами Математические выражения обработки Сетки Правая часть выражения может содержать любое число ранее заданных (определённых) массивов. Кроме имён массивов математические выражения могут включать: • Константы в различных формах: 4, 8. 3, 5. 6 e+4. • Операторы +, -, /, * и ** • Скобки для задания подвыражений - можно использовать (, [ и { • Функции INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Работа с массивами Функции: SQRT(exp) LOG 10(exp) EXP(exp) MAX(exp 1, exp 2) MIN(exp 1, exp 2) COS(exp) SIN(exp) IEQ(exp 1, exp 2) SUMZ(l 1: l 2){exp} Квадратный корень. Натуральный логарифм. Десятичный логарифм. Экспонента выражения. Максимальное из двух выражений. Минимальное из двух выражений. Косинус (exp задается в радианах) Синус(exp задается в радианах) Логическая функция Производит суммирование в заданном диапазоне слоев Пример: PORO=0. 19*IEQ(FIP, 1)+0. 21*IEQ(FIP, 2)+0. 37*IEQ(FIP, 3) Прямой слеш (/) обозначает деление в выражениях массива, комментарий обозначается прямым слешем со звездочкой (/*). INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Работа с массивами Изменение значений МODI i 1 i 2 j 1 j 2 k 1 k 2 ZERO NINT <+ * min max> Пример: 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 i 1 i 2 j 1 j 2 k 1 k 2 INTERPRETATION MODELING 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 SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Работа с массивами Замена или изменение порового объема, сообщаемости и глубины PVOL(TRAN, DEPT) i 1 i 2 j 1 j 2 k 1 k 2 {REPL MODI} ZERO 1. <+ * min max> 2. Пример: PVOL 4 6 1 10 1 5 MODI 0 2. 0 / 101 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Интерполяция Линейная интерполяция LINE {NOXY IN-X IN-Y X&Y} Пример: DEFI K_M 'Permeability mult' K_M UNIF LINE IN_X 1 100 250 499 / 0. 8 2 1. 5 1. 1 / / K_X=K_X*K_M INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Интерполяция Взвешенная по расстоянию INTE exp n {NOXY ALLX TRIP} Пример: DEFI K_M 'Permeability mult' K_M UNIF INTE 2. 5 5 TRIP 150 0. 5 1350 1. 5 150 2850 3. 5 2850 150 2 950 1620 1 / K_X=K_X*K_M INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Функция пористости F(PO {LOGA LINE} LOGA – логарифмическая интерполяция LINE – линейная интерполяция Пример: K_X UNIF F(PO –PORO K_X (m. D) 0. 20 50 0. 25 200 0. 28 400 0. 30 600 / / INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Функция глубины F(DE depth 1 value 1 Пример: PORO UNIF F(DE 5000 0. 17 5200 0. 18 5400 0. 22 5800 0. 25 / / INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Пример работы с массивами INCLUDE 'Geology/Poro. txt' K_X=2. 12*exp(17. 57*PORO) K_Y=K_X K_Z=K_X/10 K_Z /well 1094 MODI 24 28 86 89 1 16 / 1* 0. 1 / /well 1138 MODI 35 37 105 107 14 14 / 2* 0. 1 / PVOL 51 70 40 53 1 19 MODI / 1* 10 / INTERPRETATION MODELING SIMULATION 106 WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Возможные ограничения Минимальная мощность ячейки MINDZ dzmin По умолчанию: 0. 1 метра Минимально допустимый поровый объём MINP {VALU} {MORE} {ECLI} pvmin / По умолчанию: 1*10 -6 м 3 107 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Возможные ограничения Условие создание выклинивания PINC {ON OFF} hmin / Блокирует выклинивание PNSW - массив PNSW 16*1 0 1 1 0 0 0 1 1 0 16*1 INTERPRETATION 108 MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Локальное измельчение сетки LGRD nx ny nz ixl ixu iyl iyu izl izu name Пример: LGRD 3 3 3 1 1 1 1 My. LGR 1 LGRD 2 3 4 10 10 1 1 My. LGR 2 LGRD 8 5 2 1 3 8 10 1 2 My. LGR 3 REFI и ENDR Эти ключевые слова позволяют задавать значения статических параметров для локальных измельчений. 109 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Локальное измельчение сетки CARFIN – ключевое слово Eclipse. Аналог ключевого слова LGRD CARFIN Name ixl ixu iyl iyu izl izu nx ny nz ENDFIN HXFIN, HYFIN, HZFIN – используются для неравномерного разбиения сетки. Пример: CARFIN 'Lgr_1' 1 1 1 5 5 3 / HXFIN 3 1 1 1 3 / HYFIN 3 1 1 1 3 / ENDFIN 110 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Определение несоседних соединений NNC {MULT} {MORE ECLI} {ONPD vpd} i 1 j 1 k 1 i 2 j 2 k 2 tran / MULT - Значения обрабатываются как множитель сообщаемости MORE - система единиц, принятую в MORE ( md-ft или md-m) ECLI - система единиц, принятую в Eclipse (rb. cp/psi или m 3. cp/bar) ONPD vpd - использовать это несоединение только лишь, если перепад давлений между ячейками превышает значение vpd INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Задание разломов (вертикальные, наклонные) Прямые разломы Искривленные разломы 112 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Задание разломов Задание разлома FAULts fault. Name XL XU YL YU ZL ZU direction / Множитель разлома FMULT fname xmult Пример: FAULTS 'F 1' 43 18 99 'X+' / 'F 1' 43 18 99 'Y+' / 'F 1' 43 18 99 'Z-' / FMULT F 1 0 / 113 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция GRID Пример секции GRID ---------------------------------------------DATUM 1524. 00 TOPC / HORI BLOCK VERT BLOCK INCLUDE 'grid. mgrdecl' K_X VARI 500*100. 000 / K_Y = K_X K_Z = 0. 1*K_X PORO VARI 500*0. 10000 / CROC UNIF CONS 4. 35113 e-05 / REFE UNIF CONS 1. 01353 / INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Практика Выполнить четвертое упражнение 115 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Инициализация Секция INIT

Секция INIT предназначена для задания начального состояния модели. Определяет: • Задание глубины и давления для расчета начального состояния; • Начальное давление насыщения; • Начальный фазовый состав. Данные для начальных условий могут быть указаны как равновесной (EQUI) так и неравновесной (NEQU) опциями инициализации. Для обоих вариантов симулятор позволяет различные варианты ввода данных, включая несколько регионов по уравновешиванию. Секция INIT начинается с ключевого слова INIT {NEQU EQUI} NEQU – неравновесная инициализация EQUI – равновесная инициализация 117 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INIT Равновесная инициализация рассчитывает начальное состояние модели, исходя из условий гидростатического равновесия на основе заданных глубин контактов и значений капиллярных давлений на них. типичная модель ВНК, полученная в результате равновесной инициализации Система находится в равновесии, вне действия внешних сил движение флюидов не происходит. Неравновесная инициализация - насыщенности задаются напрямую, а не рассчитываются исходя из условий капиллярногравитационного равновесия. Состав флюида и насыщенность могут варьироваться как по латерали, так и по вертикали. Однако такое произвольное задание начального состояния не будет стабильным. 118 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INIT Пример расчета начального равновесного состояния INIT EQUI Пояснение: На примере задана водонасыщенная ячейка в верхней части модели. Запущен пустой расчёт (без скважин) на 10 лет. Гравитационное разделение фаз не происходит , т. к. сила гравитации уравновешена капиллярной силой, которая подобрана симулятором. Возможно подключение массива начальной водонасыщенности SWAT и массива начальной газонасыщенности SGAS. Куб начальной нефтенасыщенности Куб нефтенасыщенности через 10 лет Soil=0. 2 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INIT Пример расчета начального неравновесного состояния INIT NEQU Пояснение: На примере задана водонасыщенная ячейка в верхней части модели. Запущен пустой расчёт на 10 лет. На рисунке происходит гравитационное разделение фаз. Капиллярная сила задана равной 0. Возможно подключение массивов: SWAT (Начальная водонасыщенность), SGAS (Начальная газонасыщенность), PSAT (Давление насыщения), PRES (Начальное давление), TEMP (начальная температура). Куб начальной нефтенасыщенности Куб нефтенасыщенности через 10 лет Soil=0. 65 Soil=0. 2 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INIT Как распределяются вода и нефть в равновесии? Рс = Рв - Рн Выше некоторой отметки, вода осталась только в мельчайших порах коллектора. Давления вытеснения недостаточно, чтобы вытолкнуть из них воду Выше этой отметки - ЧНЗ Градиент давления в водяной фазе – 0. 1016 атм/м Градиент давления в нефтяной фазе – 0. 07 атм/м Глубина, на которой Pc становится равным 0 – ЗЕРКАЛО СВОБОДНОЙ ВОДЫ На некотором уровне над ЗСВ давление вытеснения становтися таким, что нефть может вытеснить воду из самых крупных породы Этот уровень – ВНК – наивысшая отметка в коллекторе, где водонасыщенность еще равна 100% 121 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INIT Контакты Нижняя граница ЧНЗ Величина • Остаточной • Неуменьшаемой • Связанной водонасыщенности INTERPRETATION Переходная зона Высота поднятия ВНК над уровнем ЗСВ MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INIT Виды давлений • Пластовое давление - это давление, под которым в продуктивном пласте находятся нефть, газ и вода. За Рпл принимается давление в некоторой точке пласта, не подверженной воздействию воронок депрессии соседних скважин, замеренное после остановки скважины и установления в пласте относительного статического равновесия. • Начальное пластовое давление, синоним - статическое пластовое давление - величина давления в продуктивном пласте до начала его разработки. За начальное пластовое давление обычно принимают статическое забойное давление первой скважины, вскрывшей пласт, замеренное до нарушения статического равновесия, т. е. до отбора сколько-нибудь значительного количества жидкости или газа. • Динамическое пластовое давление (в скважине), синоним - текущее пластовое давление - это пластовое давление, замеренное на определенную дату в скважине, находящейся под влиянием других действующих скважин, после ее остановки и установления в пласте относительного статического равновесия. • Забойное давление - это давление в пласте у забоя действующей скважины при установившемся режиме ее работы • Пластовое давление, приведенное по глубине - это пластовое давление, замеренное и пересчитанное на единую условно принятую горизонтальную плоскость, соответствующую: - абсолютной отметке ВНК или ГВК; - уровню моря; - средней точке объема залежи; -середине этажа нефтеносности и т. п. • Давление насыщения пластовой нефти - давление, при котором начинается выделение из нее первых пузырьков растворенного газа. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INIT Задание глубин контактов и давлений при равновесной инициализации EQUI href pref hgoc pcgoc hwoc pcwoc / / href – приведенная глубина, м pref – давление на приведенной глубине, Бар hgoc – глубина ГНК, м pcgoc – капиллярное давление на глубине ГНК, Бар hwoc – глубина ВНК, м pcwoc – капиллярное давление на глубине ВНК, Бар Пример: EQUI 1500 150 1000 0 1500 0 / 1620 170 1000 0 1620 0 / / INTERPRETATION MODELING 124 SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INIT Задание константы начального состояния пласта при равновесной инициализации СONS nreg temp psat compos / Пример: CONSTANT 1 nreg – индекс региона равновесия 90 40 / temp – температура для свойств флюида, 0 С psat – начальное давление насыщения, Бар compos – начальный композиционный состав (при работе с композиционной моделью) Применение. Пластовую температуру и давление насыщения можно задавать константами в следующих случаях: • Модель двухфазная. • Модель трехфазная, но нет данных по зависимости глубины от Psat. • Модель трехфазная, Psat не значительно меняется по глубине или невысокая мощность пласта. • Свойства нефти, соответствующие заданным давлениям насыщения симулятор рассчитывает из таблиц OPVT, секция FLUID. 125 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INIT Задание параметров как функции от глубины при равновесной инициализации пласта F(DEP nreg h temp psat compos / Пример: F(DEPTH) /DEPTH T Psat 1300 1* 50 1500 1* 50 / nreg – индекс региона равновесия h – глубина, м temp – температура для свойств флюида, 0 С psat – начальное давление насыщения, Бар compos – начальный композиционный состав (при работе с композиционной моделью) Применение. Пластовую температуру и давление насыщения необходимо задавать как функции глубины в следующих случаях: • Для трехфазной модели. • Psat значительно меняется по глубине, высокая мощность пласта. • Изменение температуры по глубине влияет на расчет для высоковязких нефтей. • Свойства нефти, соответствующие заданным давлениям насыщения симулятор рассчитывает из таблиц OPVT, секция FLUID. 126 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INIT Зависимость нефтегазового отношения и газового фактора от глубины Начальная зависимость нефтегазового отношения от глубины RVVD nreg d 1 Rv 1 / Начальная зависимость газового фактора при растворенном газе от глубины RSVD nreg d 1 Rs 1 / 127 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INIT Сдвижка капиллярных давлений 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 MIN - Добавляет минимальные сдвиги для ячеек, содержащих две подвижные фазы. LIMI - Сдвиги Pcog считаются только для ячеек ниже ГНК, заданного с помощью EQUI. Сдвиги Pcow считаются только для ячеек выше ВНК, заданного с помощью EQUI. FULL - Сдвигает капиллярные давления во всех ячейках пласта таким образом, что все фазы распределяются так, что лежат на кривых их гидростатических давлений. OFF - Запрещает сдвиг капиллярных давлений. 128 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INIT Задание водонапорных горизонтов Модель водоносной области Картера-Трейси AQCT name depth perm poro Compr radius θ h Pinit viscw [EQUI] [NOBAck] name – название водонапорного горизонта depth – глубина водонапорного горизонта perm – проницаемость poro – пористость compr – сжимаемость radius - внутренний радиус водонапорного горизонта Θ - Угловое простирание водонапорного горизонта h – высота водонапорного горизонта Pinit – начальное давление водонапорного горизонта viscw – вязкость воды [EQUI] – функция равновесия водонапорного горизонта [NOBAck] – функция отключения потока воды из водонапорного горизонта Пример: AQCT AQ 1 3390 200 0. 3 0. 00005 10000 360 150 1* 0. 39 NOBA / 129 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INIT Задание водонапорных горизонтов Модель водоносной области Картера-Трейси AQCT name depth perm poro Compr radius θ h Pinit viscw [EQUI] [NOBAck] Модель водоносной области Фетковича AQFE name depth volume compr PI Pinit [EQUI] [NOBAck] 130 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

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 AQ 1 7450 10 0. 1 0. 00001 1000 360 50 4000 0. 3 / AQCO AQ 1 4* 17 17 Z- / (Подсоединение к подошве 17 -слойной модели. ) Подсоединение водонапорного горизонта на заданной глубине ( в секции GRID) AQCD name. A depth nreg / INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция INIT Пример секции INIT -----------------------INIT EQUI ------------------------* Dref(m) Pref(barsa) GOC(m) Pcgo(bar) OWC(m) Pcow(bar) EQUI 1500. 00 160 2* 1660. 00000 / / -- Temp(C) PSat(barsa) CONS 1 121. 111 0. 00000 / INCLUDE 'Sw. inc' PCSH MIN INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Практика Выполнить пятое упражнение 133 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция RECURRENT

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. GROUPВыдача пакета показателей 'Group' по группам скважин. WELL Выдача пакета показателей 'Well' по скважинам. SLIM Выдача пакета показателей 'Slimtube‘ (коэффициент извлечения, поровые объемы закаченного флюида). 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 / INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Временной контроль • Вывод динамических массивов ARRA {DAYS MONT YEAR DATE} EQUA END time 1 time 2. . . / • Основные динамические массивы GENE {PRES}{FLIP}{CPU}{REST}{CMPL} {WELL}{GROUP}{AQUI}{RTEM}{CPLY} INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Выгрузка дополнительных массивов STOR {viso, visg, visw, kro, krg, krw, mobo, mobg, mobw, deno, deng, denw, 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. 137 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Секция RECURRENT Типы скважин (WELL, Events) Вертикальные Наклонные Горизонтальные Способы описания траекторий скважин в Tempest-MORE Для любых типов скважин: Только для вертикальных скважин: LOCA – координаты скважины ZONE – перфорация Географические координаты TFIL (TTAB) – траектория скважины COMP – перфорация Events – события По блокам сетки CIJK – траектория + перфорация Events – события 138 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Задание вертикальных скважин • 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 • Перфорация скважин ZONE {SKIN REQV K-H_ MULT} xzone 1 xzone 2 . … / INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Задание траекторий скважин в географических координатах Описание траектории скважины TFILE {NORO} 'trackwell. A. trk' / TTAB {NORO} wellname Xloc Yloc Zloc MD : : : / ENDT COMPlete – перфорация скважины COMP track-table md 1 md 2 r S M track-table Md 1 Mdu R S M INTERPRETATION 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). MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

ЗАДАНИЕ ТРАЕКТОРИЙ СКВАЖИН В ГЕОГРАФИЧЕСКИХ КООРДИНАТАХ MORE также может считывать траектории скважин в формате Eclipse WELLTRACK. В этом случае файл подключается в следующей форме: WELLTRACK TP-A 9750 5050 8750 5100 7750 8750 5200 Колонками являются x, y and z, также как и для TFIL, и таблица заканчиавется с окончанием подключаемого файла. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

ЗАДАНИЕ ТРАЕКТОРИЙ СКВАЖИН В ГЕОГРАФИЧЕСКИХ КООРДИНАТАХ Различные способы задания скважин в географических координатах: TTAB --X PROD 1741 1741 ENDT Y Z 1000. 00 1085. 17 1171. 66 1258. 82 1758. 82 2258. 82 1565. 91 1584. 81 1596. 19 1600 TFIL ‘wells. inc’ INCLUDE ‘wells. inc’ INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Расчет сообщаемости скважина-пласт INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Расчет дебита скважины INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Описание событий EFORM [WELL] date. Format [MDL] [MDU] [RAD] [DIAM] [SKIN] [MULT] 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 EFIL (ETAB) 'wells_event. txt' / EFILE 'wells. event' / INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Задание новых событий через окно events Новые события можно добавлять через окно Events. 146 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Задание ограничений по скважинам События (EFIL) * Событие Описание BHPT Забойное давление Событие Описание THPT Устьевое давление OPT Дебит нефти GPT Дебит газа WPT Дебит воды LPT Дебит жидкости VPT Дебит компенсации Событие PLIM ILIM GPLIM GILIM Описание Ограничение по добыче скважины Ограничение по закачке скважины Ограничение по добыче группы Ограничение по закачке группы * See All Events in User Guide INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

История разработки HFOR – Описание данных по истории работы скважин HFORM [WELL] [date_format] Q 1 Q 2 Можно определить до 10 параметров Q 1, Q 2, …, 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. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

История разработки Контроль по фактическим данным в виде событий Контроль исходных данных Дату перфорации сверяем с датой начала работы скважин. Так же проверяем, чтобы не было дат перфораций ранее начала работы первой скважины. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

История разработки Контроль по фактическим данным для скважин, заданных с помощью WELL W 1 PROD HLIQ P=30 HWEF INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Завершение расчета В формате событий ALL 01/01/2005 END В старом формате READ 1 Jan 1990 STOP 151 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Выполнить седьмое упражнение Практика 152

Ограничения на работу скважины. Стандартные ограничения. Ограничения на скважину по давлению: Событие Описание BHPT Забойное давление THPT Устьевое давление DRAW Депрессия Пример: EFOR 'dd. mm. yyyy' MDL MDU RAD SKIN MULT ETAB W_P 1 01. 2000 PROD 01. 2000 PERF 1524. 00 1828. 96 0. 15240 0. 0 1. 0 01. 2000 BHPT 105 / забойное давление на добывающей скважине не опустится ниже 105 Бар INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Ограничения на работу скважины. Стандартные ограничения. Задание максимальной добычи флюида: Событие Описание OPT Дебит нефти GPT Дебит газа WPT Дебит воды LPT Дебит жидкости VPT Дебит компенсации Пример: EFOR well 'dd/mmm/yyyy' MDL MDU RAD SKIN MULT ETAB 123 01/Jan/2000 PROD LPT 200 BHPT 75 / дебит жидкости не превысит 200 м 3/сут INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Ограничения на работу скважины. Стандартные ограничения. Задание максимальной закачки флюида: Событие Описание OIT Приемистость закачки нефти GIT Приемистость закачки газа WIT Приемистость закачки воды SIT Приемистость закачки пара Пример: EFOR well 'dd. mmm. yyyy' MDL MDU RAD SKIN MULT ETAB WINJ 01. Jan. 2000 INJE WIT 200 BHPT 300 / приемистость закачки воды не превысит 200 м 3/сут INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Ограничения первого порядка. Ограничение по давлению. Ограничение по дебиту. Ограничение первого порядка – ограничение по давлению Ограничение второго порядка – ограничение по дебиту WPR 23 01/Jan/2000 PROD 01/Jan/2000 PERF 1524. 00 1534. 00 0. 15240 0. 00000 1. 00000 01/Jan/2000 OPT 200 / дебит нефти не более 200 м 3/сут. 01/Jan/2000 BHPT 75. 0000 / давление на забое не менее 75 бар INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Экономические ограничения по скважинам Данные ограничения задаются для определения условий при которых будет экономически невыгодно эксплуатировать скважину. Задаются событиями PLIM (для добывающих скважин)и ILIM (для нагнетательных скважин) или ключевым словом WLIM (старый формат). PLIM/ ограничение значение действие ILIM ограничения мин. /макс. значение ограничения Пример задания ограничения в текстовом файле: EFOR well 'dd. mm. yyyy' / определение формата события etab 13 -F 01. 2010 PLIM OIL 10 shut MIN / при дебите нефти менее 10 м 3/сут. скважина будет закрыта INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Экономические ограничения по скважинам. Типы ограничений и варианты действия. Тип ограничения Описание Примечания OIL Дебит нефти GAS Дебит газа WAT Дебит воды LIQ Дебит жидкости Только для добывающих BHP Забойное давление Только для скважин THP Устьевое давление Только для скважин RESV Компенсация в пластовых условиях GOR Газо-нефтяное отношение Только для добывающих OGR Нефте-газовое отношение Только для добывающих WCT Обводненность Только для добывающих WOR Водо-нефтяное отношение Только для добывающих GWR Газо-водяное отношение Только для добывающих WGR Водо-газовое отношение Только для добывающих Варианты действий Действие Описание Опции WORK ГТМ TOP, BOT , WORS STOP Остановить расчет REDE Переопределить CONV Перевести добывающую скважину под закачку SHUT Закрыть скважину CUTB Сократить добычу/закачку на FACTOR BOOST Увеличить добычу/закачку на 1. 0/FACTOR INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Возможны варианты действия при достижении ограничений во время работы скважин Действие Описание Опции WORK Провести ремонт скважины TOP, BOT , WORS TOP – закрыть верхний интервал; BOT – закрыть нижний интервал; WORS –закрыть интервал перфорации, который хуже всего удовлетворяет поставленным условиям. Пример: WPRD 01/Jan/2000 PLIM WCT 0. 80000 work wors REDE Переопределить параметры скважины Пример: WPRD 01/Jan/2000 PLIM WCT 0. 8 REDE WPRD 01/Jan/2000 REDE oil 2000 50 bhp CONV Запустить добывающую скважину под нагнетание CUTB Сократить добычу/закачку на значение FACTOR BOOST Увеличить добычу/закачку на значение 1. 0/FACTOR SHUT Закрыть скважину STOP Остановить расчет INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Редактирование событий через интерфейс меню Events Сортировка Фильтр Контекстное меню – действия с событиями. Можно выделять несколько событий и производить действия над ними одновременно Проверка событий. Если событие не прошло проверку, это не обязательно значит, что данные в вашей модели неверны. В общем случае рекомендуется использовать только события или не использовать их совсем. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Задание событий через интерфейс меню Events Создание / редактирование события Вид окна Edit Event зависит от выбранного события. Нужно ввести имя скважины / группы, дату и аргументы события. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Оптимизация работы скважин с помощью дополнительных ограничений Периодичность проверки возможности включения скважин осуществляется ключевым словом TEST twtinc {MONT YEAR DAYS} По умолчанию: 3 months Если задано ключевое слово TEST, то все скважины, закрытые в результате нарушения групповых ограничений, периодически проверяются. Те из них, для которых при этом не нарушаются ограничения, продолжают работать, а остальные остаются закрытыми. Пример: READ Jan 1 1989 TEST 6 MONThs Проверка осуществляется раз в 3 месяца с 1 января 1989. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Задание групп скважин Группы скважин задаются в секции RECURRENT ключевым словом GROU group_name [FRAC value] well 1 well 2 well 3 well 4 Пример: GROU GP 1 PROD_16 PROD_19 PROD_20 PROD_21 FRAC 0. 5 PROD_17 PROD_18 -- в группу GP 1 входят скважины PROD_16 PROD_19 PROD_20 PROD_21 PROD_17 PROD_18, -- причем в группу GP 1 входит только 50% добычи скважин PROD_17 PROD_18 GROU GP 2 PROD_10 PROD_11 PROD_12 PROD_13 PROD_14 PROD_15 FRAC 0. 5 PROD_17 PROD_18 -- в группу GP 2 входят скважины PROD_10 PROD_11 PROD_12 PROD_13 PROD_14 PROD_15 PROD_17 -- PROD_18, на группу GP 2 приходится 50% добычи скважин PROD_17 PROD_18 группа GP 2 группа GP 1 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Задание групп скважин. Иерархия групп (материнская и дочерние группы) определяются ключевым словом PARENT GP (материнская группа) PARENT group parent_group Пример: PARENT GP 1 GP PARENT GP 2 GP 1 GP 2 группа GP 1 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Групповой контроль в формате событий Стандартные ограничения для групп добывающих скважин: Событие Описание GOPT Максимальная добыча нефти группой скважин GGPT Максимальная добыча газа группой скважин GWPT Максимальная добыча воды группой скважин GLPT Максимальная добыча жидкости группой скважин GVPT Максимальная добыча флюида группой скважин в единицах объема при пластовых условиях Пример: GP_1 01/06/2000 GLPT 5000 / Дебит жидкости группы GP_1 должен быть не больше 5000 м 3/день INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Групповой контроль в формате событий Стандартные ограничения для групп нагнетательных скважин: Событие Описание GOIT Максимальная закачка нефти группой скважин GGIT Максимальная закачка газа группой скважин GWIT Максимальная закачка воды группой скважин GGVIT Максимальная закачка флюида группой скважин в единицах объема при пластовых условиях Пример: GI_1 01/06/2000 GWIT 5000 / Приемистость группы GI_1 не должна превышать 5000 м 3/день INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Экономические (дополнительные) ограничения по группам скважин Данные ограничения задаются для определения условий при которых будет экономически невыгодно эксплуатировать группу скважин (куст, часть месторождения или месторождение в целом). Задаются событиями GPLIM (для групп добывающих скважин)и GILIM (для групп нагнетательных скважин) или ключевыми словами GLIM и ILIM(старый формат). GPLIM/ GILIM ограничение значение ограничения действие мин/макс значение ограничения Пример задания ограничения в текстовом файле: EFOR well 'dd. mm. yyyy' / определение формата события etab GP 1 01. 2010 GPLIM WCT 0. 8 WORK WRKA / при обводненности группы скважин 80% самая «плохая» (обводненная) скважина будет закрыта INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Типы экономических ограничений по группам скважин и возможные варианты действий Тип ограничения Описание Примечания OIL Дебит нефти GAS Дебит газа WAT Дебит воды LIQ Дебит жидкости Только для добывающих BHP Забойное давление Только для скважин THP Устьевое давление Только для скважин RESV Компенсация в пластовых условиях GOR Газо-нефтяное отношение Только для добывающих OGR Нефте-газовое отношение Только для добывающих WCT Обводненность Только для добывающих WOR Водо-нефтяное отношение Только для добывающих GWR Газо-водяное отношение Только для добывающих WGR Водо-газовое отношение Только для добывающих Варианты действий Действие Описание Опции и ограничения WORK ГТМ WRKW, WRKS, WRKA DRIL Открыть скважину из списка (группы) скважин на бурение GPRED Переопределить параметры скважины CUTB Сократить добычу/закачку на FACTOR BOOST Увеличить добычу/закачку на 1. 0/FACTOR SHUT Закрыть все скважины в группе STOP Остановить расчет INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Возможны варианты действия при достижении данных ограничений во время работы скважин Действие Описание Опции WORK ГТМ WRKW, WRKS , WRKA WRKW – провести ГТМ «наихудшей» скважине; WRKS – закрыть «наихудшую» скважину; WRKA – провести ГТМ во всех скважинах. Пример: PP 1 01. Jan. 2005 GPLIM WCT 0. 70000 work wrka DRIL Пробурить скважину из группы (списка) скважин на бурение Пример: GROUP DRILL 13 -F EFOR well 'dd. mm. yyyy' MDL MDU RAD SKIN MULT ETAB 13 -F 01. 2000 PROD OPT 1000 BHPT 40 PP 1 01. 2010 GPLIM OIL 1000 dril min INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Задание событий через интерфейс меню Events Создание / редактирование события Вид окна Edit Event зависит от выбранного события. Нужно ввести имя группы, дату и аргументы события. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Ограничения на работу группы скважин в гидродинамической модели Задание ограничений на группы скважин стандартными ключевыми словами секции Recurent (устаревший способ): Ограничение на добывающие скважины GLIM grpnm limit value {MIN MAX HOLD} {STIM WORK DRIL STOP GRED} limit - OIL, GAS, LIQU, WATR, GOR, WOR, RESV, WTC Ограничение на нагнетательные скважины ILIM grpnm limit value {MIN MAX HOLD} {STIM DRIL STOP HOLD GRED} limit - GAS, WATR, OIL, RESV INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Групповой контроль в формате событий. Компенсация добычи закачкой VREP – компенсация добычи группы добывающих скважин закачкой группы нагнетательных скважин; VREP имя группы добыв. скв. доля закачки NETG, NETW NETG/NETW используются при одновременной закачке фиксированного количества воды/газа и компенсации отборов закачкой. Пример: INJ 1 01/01/2001 VREP PROD 1 1. 0 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Водогазовое воздействие 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 LOCA 2*1 / RADI 1. 0 / WWAG wellname P 1 P 2 [OFF] Период нагнетания 1 и 2 флюида в днях WWAG I-1 30 30 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Ограничение для скважины 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. 174 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

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 0. 993 / 175 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Временной контроль • Задание первого временного шага DELT delt {MONT YEAR DAYS} • Параметры контроля временного шага DTMX tunit 1 tunit 2 tdtchg deltmx d. Sat cfltol delt. Well d. Pres : : : : / По умолчанию: 0 32 days 0. 15 1. 0 10 days 100 atm 176 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Адаптация модели по истории разработки

Адаптация модели по истории разработки Основные этапы адаптации. ЧАСТЬ 1. Оценка сходимости фактических и расчетных показателей. • Оценка сходимости фактических и расчетных суммарных накопленных технологических показателей и давления по всему объекту в целом и/или по выделенным регионам • Сортировка скважин. Оценка сходимости показателей по скважинам: • выделение скважин с наихудшей сходимостью фактических и расчетных показателей • приоритезация – из выделенного списка скважин прежде всего необходимо адаптировать высокодебитные скважины • сопоставление фактических и расчетных величин отбора/закачки по скважинам • сравнение расчетных давлений (забойного и пластового) с фактическими замерами • разделение скважин по местоположению INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Адаптация модели по истории разработки Сортировку скважин можно провести в Tempest-View по следующим параметрам: • именам • наколенной добыче нефти, газа или воды • обводненности • накопленной закачке газа или воды • забойному или устьевому давлению • газо-нефтяному соотношению • по разнице с историческими данными Аналогичная опция есть в Res. View. II INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Адаптация модели по истории разработки Основные этапы адаптации. ЧАСТЬ 2. Анализ причин расхождения фактических и расчетных показателей. • Анализ причин расхождения факт-расчет и корректировка модели • Анализ и корректировка относительных фазовых проницаемостей • Анализ и корректировка геологической основы модели (статистические свойства (проницаемость, межблоковая сообщаемость и др. )) • Настройка и подбор свойств водонапорного горизонта. Как правило, это влияет на адаптацию забойных и пластовых давлений по скважинам. • Анализ проведенных мероприятий по скважинам. На основе мероприятий осуществляется подбор значений скин-фактора, множителей сообщаемости скважина-пласт, задание таблиц KVSP, либо изменение проницаемости в районе скважины в динамике (например, на момент проведения ГРП) INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Адаптация модели по истории разработки • Анализ и корректировка относительных фазовых проницаемостей Относительные фазовые проницаемости описывают движение флюидов в пласте на довольно большом пространстве, тогда как лабораторные исследования проводятся на нескольких маленьких образцах. Отсюда возникает проблема подбора таких ОФП чтобы расчетные интегральные показатели совпадали с фактическими. Модификация ОФП осуществляется на основе экспертной оценки и опыте разработчика. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Адаптация модели по истории разработки Следует отметить, что для более точного воссоздания в модели картины движения флюидов от нагнетательных скважин к добывающим, необходимо анализировать работу близлежащих добывающих скважин не по отдельности, а совместно. Это гораздо эффективнее, нежели анализ каждой скважины в отдельности, и позволит избежать части неверных предположений. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Адаптация модели по истории разработки • Пример случая, когда изменение межблоковой сообщаемости обосновано особенностями проведения апскеллинга Недостаточная детальность гидродинамической сетки привела к «потере» непроницаемого прослоя. PERMZ INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Адаптация модели по истории разработки Еще одним параметром для адаптации по скважинам, кроме добычи нефти и воды, служит забойное и пластовое давление, если таковые имеются в наличии. Заметим, что поскольку замеры являются суточной информацией, а дебит добыча и закачка усреднены на месяц, то заведомо будет несоответствие факта и расчета. Поэтому здесь допускается коридор, в котором расчетные значения считаются приемлемыми. Для пластового давления это коридор еще шире, чем для забойного, так как замеры пластового давления проводятся на некотором расстоянии от скважины, которое не всегда известно, либо выдача значений пластового давления в симуляторе задана на другом расстоянии. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Адаптация модели по истории разработки Сделаем важное замечание: не существует прямой последовательности действий, есть только схематичный план. Это означает, что при адаптации не следует зацикливаться на определенных параметрах, а пытаться смотреть на модель шире. Путей адаптации множество в этом и состоит работа гидродинамика. INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS

Прогнозные расчеты

Прогнозные расчеты Секция RECURRENT После адаптации модели по истории разработки, как правило, следует этап проведения прогнозных расчетов. Для того, чтобы каждый раз не пересчитывать исторический период модели, запуск модели можно производить с так называемого рестарта, т. е. с даты окончания исторического периода. При задании контроля по скважинам на прогноз используются те же самые события, что использовались для задания контроля по историческому периоду. Если не задать контроль работы скважин на прогноз, то будут принят последние данные. 187 INTERPRETATION MODELING SIMULATION WELL & COMPLETION PRODUCTION & PROCESS